RU2499021C2 - Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения - Google Patents
Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2499021C2 RU2499021C2 RU2010142191/04A RU2010142191A RU2499021C2 RU 2499021 C2 RU2499021 C2 RU 2499021C2 RU 2010142191/04 A RU2010142191/04 A RU 2010142191/04A RU 2010142191 A RU2010142191 A RU 2010142191A RU 2499021 C2 RU2499021 C2 RU 2499021C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- microparticles
- polymer
- water
- labile
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 49
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 19
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 75
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 64
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 33
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 22
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 65
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 16
- -1 acrylic ester acids Chemical class 0.000 claims description 15
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 8
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 24
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 21
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 16
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 11
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 11
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 10
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 9
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 7
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 6
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical group C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 4
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- VKJKEPKFPUWCAS-UHFFFAOYSA-M potassium chlorate Chemical compound [K+].[O-]Cl(=O)=O VKJKEPKFPUWCAS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 2
- ZQRNRKASNNVFAJ-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethyl(2-prop-2-enoyloxyethyl)azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)CCC[N+](C)(C)CCOC(=O)C=C ZQRNRKASNNVFAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)CCCS([O-])(=O)=O BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 4-tert-Octylphenol monoethoxylate Chemical compound CC(C)(C)CC(C)(C)C1=CC=C(OCCO)C=C1 JYCQQPHGFMYQCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide Chemical compound CN(C)CCCC(=C)C(N)=O ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 6-(dimethylamino)-2-methylhex-2-enamide Chemical compound CN(C)CCCC=C(C)C(N)=O FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N chloromethane Chemical compound ClC NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BHDFTVNXJDZMQK-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound ClC.CN(C)CCOC(=O)C(C)=C BHDFTVNXJDZMQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 2
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N n-[2-(2-hydroxyethylamino)ethyl]-2-[[1-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCNCCO QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002113 octoxynol Polymers 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 229920003176 water-insoluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 description 1
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 1-morpholin-4-ylprop-2-en-1-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCOCC1 XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFPLNIBCLGFBKV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate;methyl hydrogen sulfate Chemical compound COS([O-])(=O)=O.C[NH+](C)CCOC(=O)C=C RFPLNIBCLGFBKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCLJOFJIQIJXHS-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-(2-prop-2-enoyloxyethoxy)ethoxy]ethoxy]ethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOCCOCCOCCOC(=O)C=C HCLJOFJIQIJXHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HIWGDJVTAWTBNH-UHFFFAOYSA-N 2-methylidene-5-sulfopentanoic acid Chemical compound OC(=O)C(=C)CCCS(O)(=O)=O HIWGDJVTAWTBNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 3-[2-(2-prop-2-enoxyethoxy)ethoxy]prop-1-ene Chemical compound C=CCOCCOCCOCC=C XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCO GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCCCOC(=O)C=C QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000619 316 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- QCQCHGYLTSGIGX-GHXANHINSA-N 4-[[(3ar,5ar,5br,7ar,9s,11ar,11br,13as)-5a,5b,8,8,11a-pentamethyl-3a-[(5-methylpyridine-3-carbonyl)amino]-2-oxo-1-propan-2-yl-4,5,6,7,7a,9,10,11,11b,12,13,13a-dodecahydro-3h-cyclopenta[a]chrysen-9-yl]oxy]-2,2-dimethyl-4-oxobutanoic acid Chemical compound N([C@@]12CC[C@@]3(C)[C@]4(C)CC[C@H]5C(C)(C)[C@@H](OC(=O)CC(C)(C)C(O)=O)CC[C@]5(C)[C@H]4CC[C@@H]3C1=C(C(C2)=O)C(C)C)C(=O)C1=CN=CC(C)=C1 QCQCHGYLTSGIGX-GHXANHINSA-N 0.000 description 1
- FRVAAJHKPLKCGZ-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide;hydrochloride Chemical compound Cl.CN(C)CCCC(=C)C(N)=O FRVAAJHKPLKCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- MOLSQELXOJIIKB-UHFFFAOYSA-N Cl.CN(C)CCCC=C(C)C(N)=O Chemical compound Cl.CN(C)CCCC=C(C)C(N)=O MOLSQELXOJIIKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002565 Polyethylene Glycol 400 Polymers 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N azane;prop-2-enoic acid Chemical compound N.OC(=O)C=C WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N azanium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [NH4+].CC(=C)C([O-])=O DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZBTGXRBMYGTQHK-UHFFFAOYSA-N azanium;2-nonylphenolate Chemical compound N.CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O ZBTGXRBMYGTQHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000010945 base-catalyzed hydrolysis reactiony Methods 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000003124 biologic agent Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000006085 branching agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000012986 chain transfer agent Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound ClC.CN(C)CCOC(=O)C=C WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- FYUWIEKAVLOHSE-UHFFFAOYSA-N ethenyl acetate;1-ethenylpyrrolidin-2-one Chemical compound CC(=O)OC=C.C=CN1CCCC1=O FYUWIEKAVLOHSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- IOTXOXUMAGBQJL-UHFFFAOYSA-N iron(2+);heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2] IOTXOXUMAGBQJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229940050176 methyl chloride Drugs 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylprop-2-enamide Chemical compound CCN(CC)C(=O)C=C OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- NXGWSWBWEQYMND-UHFFFAOYSA-N piperazine;prop-2-enamide Chemical class NC(=O)C=C.NC(=O)C=C.C1CNCCN1 NXGWSWBWEQYMND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000671 polyethylene glycol diacrylate Polymers 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N prop-2-ene-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC=C UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-phenylethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M sodium;ethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=C BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N triallylamine Chemical compound C=CCN(CC=C)CC=C VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions 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)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт предложенной композиции. Технический результат - возможность упрощенного регулирования водопроницаемости подземного пласта за счет улучшенного распространения микрочастиц в структуре месторождения без использования флюида, иного, чем флюид месторождения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 11 пр.
Description
Область техники
Это изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения и, более конкретно, к расширяемым полимерным микрочастицам, которые изменяют проницаемость подземных пластов, таким образом увеличивая подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.
Уровень техники
На первой стадии извлечения углеводородов источники пластовой энергии обеспечивают их продвижение к эксплуатационной(ым) скважине(нам), откуда углеводороды могут вытекать или их можно выкачивать на наземные погрузочно-разгрузочные устройства. Обычно относительно небольшую часть углеводородов в месторождении можно извлекать этими средствами. Для увеличения производительности флюиды закачивают вниз по расположенном поблизости скважинам, чтобы способствовать выводу дополнительного количества углеводородов на поверхность. Это широко известно как вторичная добыча. Обычно используемые флюиды представляют собой воду (такую, как вода из водоносного слоя, речная вода, морская вода или попутно добываемая вода) или газ (такой, как добываемый газ, диоксид углерода, дымовой газ и различные другие газы). К тому же, если флюид способствует движению обычно неподвижной остаточной нефти или других углеводородов, способ называют третичной добычей.
Очень распространенная проблема с планированием вторичной и третичной добычи связана с неоднородностью пластов коллекторской породы. Подвижность закачиваемого флюида обычно отличается от подвижности углеводорода. Например, когда флюид является более подвижным, требуются различные способы регулирования подвижности для получения более однородного охвата месторождения и последующей более эффективной добычи углеводородов. К сожалению, такие способы имеют ограниченную ценность, когда внутри коллекторской породы существуют зоны высокой проницаемости, обычно называемые зонами поглощения или прожилками. Закачиваемый флюид течет по пути наименьшего сопротивления от места закачивания до эксплуатационной скважины. В таких случаях закачиваемый флюид не охватывает эффективно углеводородные флюиды из примыкающих зон с более низкой проницаемостью. Более того, когда добытый флюид используют повторно, это может привести к циклическому движению флюида через зону поглощения с малой конечной пользой и с большими затратами на топливо и на поддержание системы нагнетания.
Множество физических и химических способов использовали для отвода закачиваемых флюидов от зон поглощения в эксплуатационные и нагнетательные скважины или в близкие к ним области. Когда эксплуатационную скважину подвергают обработке, такую обработку обычно называют изолирование водоносного (или газоносного и т.д.) горизонта. Когда обработке подвергают нагнетательную скважину, эту обработку называют регулированием профиля или выравниванием профиля приемистости.
В случаях, когда зона(ы) поглощения изолированы от прилегающих зон с более низкой проницаемостью, механические уплотнения или «цементировочные пробки» можно расположить в скважине для блокирования входа закачиваемого флюида. Если флюид входит или покидает пласт со дна скважины, также можно использовать цемент для заполнения ствола скважины до уровня выше зоны проникновения.
Когда заканчивание скважины допускает проникновение нагнетаемого флюида как в зоны поглощения, так и в прилегающие зоны, нагнетание цемента под давлением часто является подходящим средством изолирования зоны прорыва воды в скважину. Однако, некоторые случаи не поддаются таким способам из-за того, что сообщения существуют между слоями коллекторской породы вне зоны, доступной для цемента. Типичными образцами этого являются случаи, когда трещины, или зоны обломочных россыпей, или размытые полости существуют позади обсадных труб. В таких случаях применяют химические гели, способные проникать через поры в коллекторской породе для закупоривания опустошенных зон.
Когда такие способы терпят неудачу, остаются только альтернативные способы эксплуатации скважины с низкой величиной нефтеотдачи, зарезкой нового ствола скважины из преждевременно опустошенной зоны, или консервация скважины. Иногда эксплуатационную скважину преобразуют в нагнетательную скважину для флюида для увеличения скорости нагнетания в залежь выше чистого темпа добычи углеводородов и увеличения давления в месторождении. Это может привести к улучшенной общей добыче, однако следует отметить, что закачиваемый флюид в основном поступает в зону поглощения в новой нагнетательной скважине и, вероятно, вызывает похожие проблемы в ближайших скважинах. Более того, все эти способы являются дорогостоящими.
Способы выравнивания профиля приемистости околоскважинного пространства всегда терпят неудачу, когда зона поглощения обширно контактирует с прилегающими зонами с более низкой проницаемостью, содержащими углеводороды. Причина этого состоит в том, что закачиваемые флюиды могут обходить обработку и поступать обратно в зону поглощения, контактируя только с очень небольшой частью, или даже не контактируя вообще с оставшимися углеводородами. Специалистам известно, что такая обработка в околоскважинном пространстве значительно не улучшает добычу из месторождений, имеющих переток закачиваемых флюидов между зонами.
Было разработано несколько способов с целью уменьшения проницаемости существенной части зоны поглощения и, или на значительном расстоянии от скважин нагнетания и эксплуатационных скважин. Одним таким примером является способ Deep Diverting Gel (гель глубинного отклонения), запатентованный Morgan et al. (1). Его используют на практике и его недостатком является чувствительность к неизбежным изменениям качества реагентов, которая приводит к плохому распространению. Гелеобразующая смесь представляет собой двухкомпонентный состав и полагают, что это вносит вклад в плохое распространение обработки в пласте.
Использование набухающих сшитых полимерных микрочастиц сверхабсорбентов для изменения проницаемости подземных пластов описано в патентах US 5465792 и 5735349. Однако, описанное в них набухание микрочастиц сверхабсорбентов вызывают путем замены углеводородного флюида-носителя на водный, или воды высокой солености на воду низкой солености.
Сшитые, расширяемые полимерные микрочастицы и их применение для изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пласте, описаны в патентах US 6454003 81, 6709402 B2, 6984705 B2 и 7300973 В2 и в опубликованной заявке на патент US 2007/0204989 А1.
Краткое описание изобретения
Обнаружены новые расширяемые полимерные микрочастицы, включающие гидрофобные полимеры, имеющие основную цепь с лабильными боковыми группами. Микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Начальная конформация микрочастиц и неувеличенный размер изначально определены лабильными боковыми группами. После формирования из гидрофобных полимеров, микрочастицы поддерживают свой неувеличенный размер до тех пор, пока требуемый активирующий фактор не вызывает гидролиз лабильных боковых групп. Полимеры затем становятся в большей степени гидрофильными, и микрочастица, таким образом, также становится гидрофильной, поглощая флюид, что приводит к расширению микрочастицы. Свойства нерасширенных гидрофобных микрочастиц, такие как среднее распределение частиц по размерам и плотность, обеспечивают эффективное распространение в пористой структуре вмещающей породы углеводородного месторождения, такой как песчаник. При воздействии на гидрофобные микрочастицы активирующего фактора, такого как изменение температуры и/или заранее заданное рН, достаточное для гидролиза лабильных боковых групп, микрочастицы расширяются посредством поглощения закачиваемого флюида (обычно воду).
Способность микрочастицы увеличивать свой первоначальный размер (в месте закачивания) зависит от наличия условий, которые вызывают гидролиз лабильных боковых групп в полимерах, образующих микрочастицы. Частицы по этому изобретению могут распространяться в пористой структуре месторождения без использования заданного флюида или флюида более высокой солености, чем соленость флюида месторождения.
Расширенные полимерные микрочастицы рассчитывают таким образом, чтобы иметь такое распределение частиц по размерам и физические характеристики, например, реологию частиц, которые позволяют препятствовать течению закачиваемого флюида в пористой структуре. При этом обеспечивают возможность отклонять прогоняемый флюид в менее тщательно охваченные зоны месторождения.
Реологию и размер расширенной частицы можно разрабатывать в соответствии с целевым месторождением. Например, на характеристики микрочастиц для использования в конкретном месторождении влияют путем выбора конкретной основной цепи мономера или отношения сомономеров в полимере.
Соответственно, это изобретение может быть направлено на композицию, включающую расширяемые полимерные микрочастицы, включающие гидрофобные полимеры, имеющие основную цепь, включающую лабильные боковые группы, причем микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Изобретение дополнительно направлено на способ изменения водопроницаемости подземного пласта путем закачивания в подземный пласт композиции, включающей расширяемые полимерные микрочастицы, содержащие гидрофобные полимеры, имеющие основную цепь с лабильными боковыми группами, причем микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм.
Подробное описание изобретения
Определения терминов
«Анионный мономер» означает определенный здесь мономер, который обладает кислотной функциональной группой, и его соли присоединения основания. Типичные анионные мономеры включают акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, итаконовую кислоту, 2-пропеновую кислоту, 2-метил-2-пропеновую кислоту, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновую кислоту, сульфопропилакриловую кислоту и другие растворимые в воде формы этих или других полимеризуемых карбоновых или сульфоновых кислот, сульфометилированный акриламид, аллилсульфоновую кислоту, винилсульфоновую кислоту, четвертичные соли акриловой кислоты и метакриловой кислоты, такие, как акрилат аммония и метакрилат аммония, и подобные соединения. Предпочтительные анионные мономеры включают натриевую соль 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты, натриевую соль винилсульфоновой кислоты и натриевую соль стиролсульфоновой кислоты. Более предпочтительной является натриевая соль 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты.
«Анионная полимерная микрочастица» означает сшитую полимерную микрочастицу, имеющую суммарный отрицательный заряд.
«Бетаиновый мономер» означает мономер, содержащий в равных частях функциональные группы, заряженные катионным и анионным образом, так что мономер является суммарно нейтральным. Типичные бетаиновые мономеры 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)этилметакрилоил-S-(сульфопропил)сульфоний бетаин, 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридиний бетаин, N-(4-сульфобутил)-N-метилдиаллиламинаммоний бетаин (МДАБС), N,N-диаллил-N-метил-N-(2-сульфоэтил)аммоний бетаин и подобные соединения. Предпочтительным бетаиновым мономером является N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)-аммоний бетаин.
«Катионный мономер» означает определенное здесь мономерное звено, которое обладает суммарным положительным зарядом. Типичные катионные мономеры включают четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакрилатов и метакрилатов, такие, как четвертичная соль диметиламиноэтилакрилат-метилхлорида (ДМАЕАМХЧ), четвертичная соль диметиламиноэтилметакрилат-метилхлорида (ДМАЕММХЧ), солянокислая соль диметиламиноэтилакрилата, сернокислая соль диметиламиноэтилакрилата, четвертичная соль диметиламиноэтилакрилат-бензилхлорида (ДМАЕАБХЧ) и четвертичная соль диметиламиноэтилакрилат-метилсульфата, четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакриламидов и метакриламидов, такие, как солянокислая соль диметиламинопропилакриламида, сернокислая соль диметиламинопропилакриламида, солянокислая соль диметиламинопропилметакриламида и сернокислая соль диметиламинопропилметакриламида, метакриламидопропилтриметиламмоний хлорид и акриламидопропилтриметиламмоний хлорид, и N,N-диаллилдиалкиламмоний галогениды, такие, как диаллилдиметиламмоний хлорид (ДАДМАХ). Предпочтительные катионные мономеры включают четвертичную соль диметиламиноэтилакрилат-метилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилат-метилхлорида и диаллилдиметиламмоний хлорид. Более предпочтительным является диаллилдиметиламмоний хлорид.
«Сшивающий мономер» означает этилен-ненасыщенный мономер, содержащий по меньшей мере два центра этилен-ненасыщенных связей, который можно добавлять для ограничения конформации полимерных микрочастиц этого изобретения. Уровень любых сшивающих агентов, используемых в этих полимерных микрочастицах, выбирают для поддержания жесткой нерасширяемой конфигурации микрочастиц. Сшивающие мономеры по этому изобретению могут включать как лабильные сшивающие мономеры, так и нелабильные сшивающие мономеры.
«Эмульсия с непрерывной водной фазой» и «микроэмульсия с непрерывной водной фазой» означают эмульсию типа «масло в воде», включающую по существу гидрофобные, нерастворимые в воде полимерные микрочастицы по этому изобретению, диспергированные в непрерывной водной фазе. Эмульсионные полимеры этой природы можно сформировать из низших первичных алкилакрилатных мономеров, как описано, например, в US 3755531 и US 6048463.
«Подвижность флюида» означает отношение, которое определяет насколько легко флюид перемещается в пористой среде. Это отношение известно как подвижность и выражено в виде отношения коэффициента проницаемости пористой среды к вязкости для данного флюида.
1. Уравнение 1 для одного флюида х, протекающего в пористой среде.
λ=kx/ηх
Когда через конечную точку протекает более, чем один флюид, необходимо подставить относительные коэффициенты проницаемости вместо абсолютного коэффициента проницаемости, используемого в уравнении 1.
2. Уравнение 2 для флюида х, протекающего в пористой среде в присутствии одного или более других флюидов.
λx=krx/ηх
Когда протекают два или более флюидов, подвижности флюидов можно использовать для определения отношения подвижностей:
3. Уравнение 3
М=λx/λy=ηykrx/ηхkry
Отношение подвижностей применяют при изучении вытеснения флюида, например, при заводнении нефтяного месторождения, где х представляет собой воду, а у представляет собой нефть, так как с ним может быть связана эффективность процесса вытеснения. В качестве общего принципа, при Отношении подвижности, равном 1, фронт флюида движется почти подобно «течению поршневого режима» и охват месторождения является хорошим. Когда подвижность воды в десять раз выше, по сравнению с нефтью, возникают нестабильности вязкости, известные как «образование языков», и охват месторождения является плохим. Когда подвижность нефти в десять раз выше по сравнению с водой, охват месторождения является почти полным.
«Лабильный сшивающий мономер» означает сшивающий мономер, который можно разлагать при определенных условиях теплоты, рН или их сочетания, после того как он введен в полимерную структуру, чтобы уменьшить степень сшивания в полимерной микрочастице. Вышеупомянутые условия таковы, что они могут разрушать связи в «сшивающем мономере» без существенного разложения остальной основной цепи полимера. Типичные лабильные сшивающие мономеры включают диакриламиды и метакриламиды диаминов, такие как диакриламид пиперазина, акрилатные или метакрилатные сложные эфиры ди-, три-, тетрагидроксисоединений, включая этиленгликольдиакрилат, полиэтиленгликольдиакрилат, триметилпропантриметакрилат, этоксилированный триметилолтриакрилат, этоксилированный пентаэритритолтетракрилат и подобные соединения, дивиниловые или диаллиловые соединения, разделенные посредством азогруппы, такие, как диаллиламид 2,2′-азобис(изобутировой кислоты) и сложные виниловые или аллиловые эфиры ди- или трифункциональных кислот. Предпочтительные лабильные сшивающие мономеры включают растворимые в воде диакрилаты, такие, как диакрилат ПЭГ 200 и диакрилат ПЭГ 400, и многофункциональные винильные производные полиспирта, такие, как этоксилированный (9-20) триметилолтриакрилат. Лабильный сшивающий агент может присутствовать в количестве от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн. В альтернативных аспектах лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 1000 до примерно 200000 частей на млн., от примерно 9000 до примерно200000 частей на млн., от примерно 9000 до примерно 100000 частей на млн., от примерно 20000 до примерно 60000 частей на млн. или от примерно 1000 до примерно 20000 частей на млн. или от примерно 500 до примерно 50000 частей на млн. по отношению к общему количеству молей мономера.
«Гидрофобный полимер» означает полимер, который включает гидрофобные группировки, присоединенные к основной цепи полимера, где гидрофобные группировки могут быть разрушены при определенных условиях, таких как изменение температуры, рН или другого активирующего фактора, для увеличения гидрофильности полимера, таким образом делая возможным расширение полимера путем поглощения воды из закачиваемого флюида и/или подземного пласта. Гидрофобные полимеры могут дополнительно включать нелабильные мономеры, которые не подвержены гидролизу, и/или растворимые в воде мономеры, либо ионные, либо неионные, пока содержание и природа нелабильных мономеров и растворимых в воде мономеров существенно не изменяет гидрофобную природу полимера или его расширение.
Гидрофобные полимеры получают полимеризацией одного или более мономеров, которые включают лабильные группы («лабильные мономеры»). Типичные лабильные мономеры включают винилацетат, акрилонитрил, винилформамид, С1-C20 алкиловые сложные эфиры акриловой кислоты, метилметакрилат и их сочетания. Алкиловые сложные эфиры могут иметь прямую или разветвленную цепь и могут содержать алифатические и/или ароматические группы.
«Мономер» означает полимеризуемое аллиловое, виниловое или акриловое соединение. Мономер может быть анионным, катионным, неионным или бетаиновым. Виниловые мономеры являются предпочтительными, акриловые мономеры являются более предпочтительными.
«Неионный мономер» означает определенный здесь мономер, который является электрически нейтральным. Типичные неионные мономеры 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. Более предпочтительным является акриламид.
«Нелабильный сшивающий мономер» означает сшивающий мономер, который не разлагается при условиях температуры и/или рН, которые могли бы вызвать разложение включенного в состав лабильного сшивающего мономера. Нелабильный сшивающий мономер можно добавлять к любому лабильному сшивающему мономеру для регулирования расширенной конформации полимерной микрочастицы. Типичные нелабильные сшивающие мономеры включают метиленбисакриламид, диаллиламин, триаллиламин, дивинилсульфон, диаллиловый эфир диэтиленгликоля и подобные соединения. Предпочтительным нелабильным сшивающим мономером является метиленбисакриламид. Нелабильный сшивающий агент может присутствовать в расширяемых микрочастицах в количестве от 0 до примерно 300 частей на млн., в другом аспекте от примерно 2 до примерно 300 частей на млн., в другом аспекте от примерно 0 до примерно 200 частей на млн., в другом аспекте от примерно 0 до примерно 100 частей на млн., в другом аспекте от примерно 0,1 до примерно 300 частей на млн., в другом аспекте от примерно 2 до примерно 300 частей на млн. и в другом аспекте от примерно 5 до примерно 300 частей на млн. по отношению к общему количеству молей мономера.
Как описано здесь, гидрофобные полимеры используют для приготовления расширяемых полимерных частиц, как в иных случаях описано в патентах US 6454003 В1, US 6709402 В2, US 6984705 B2 и US 7300973 B2 и в опубликованной заявке на патент US 2007/0204989 А1. Преимущество использования гидрофобных полимеров с лабильными боковыми группами для создания расширяемых микрочастиц по настоящему изобретению состоит в том, что не требуются лабильные поперечные связи для достижения способности микрочастиц к расширению. Например, микрочастица, полученная из гидрофобного полимера со всеми нелабильными поперечными связями и лабильными боковым группа функционирует аналогично полимерным микрочастицами, описанным в патентах US 6454003 В1, US 6709402 B2, US 6984705 B2 и US 7300973 B2 и в опубликованной заявке на патент US 2007/0204989 А1, т.е. без потребности в лабильных поперечных связях. Однако, можно использовать гидрофобные полимеры с лабильными поперечными связями. При гидролизе лабильных поперечных групп полимер становится гидрофильным, поглощает флюид, такой как флюид-носитель и посредством этого расширяется. Не требуется специального флюида-носителя.
Гидрофобные полимеры согласно этому изобретению можно получить с использованием способов, известных в уровне техники. Например, эмульсии полимеров, образованные из низших первичных алкилакрилатных мономеров, описаны в патентах US 3755531 и US 6048463. Гидрофобные полимеры могут быть получены в виде эмульсий с водной непрерывной фазой, состоящих из сложного эфира полиакриловой кислоты или сополимера сложного эфира акриловой кислоты с сомономерами, сополимеризованными со сложным эфиром акриловой кислоты. Сложный эфир полиакриловой кислоты представляет собой, например, любой первичный алкиловый сложных эфир полиакриловой Кислоты, который может быть гидролизован в металлические соли (полиакриловой кислоты) и соответствующие первичные спирты. Особенно подходящими для получения полимеров являются низшие первичные алкиловые сложные эфиры, такие как метиловый, этиловый, пропиловый, бутиловый и амиловый сложные эфиры. Такие полимеры синтезируют путем традиционной свободнорадикальной полимеризации в водной среде. Сложные эфиры акриловой кислоты обычно эмульгируют в воде в присутствии поверхностно-активных веществ. Также можно использовать добавки полимеризации, такие как неорганические соли, хелатирующие агенты, буферы рН, агенты переноса цепи и разветвляющие агенты и нелабильные и/или лабильные сшивающие мономеры. После эмульгирования мономеров в непрерывной фазе, полимеризацию инициируют с использованием окислительно-восстановительной пары, обычно добавляемой в течение периода времени от примерно 1 до 5 часов при регулируемой температуре реакции 10-30°С. Для приспособления композиции к применению, можно изменять композицию, операции или компоновку способа.
В одном воплощении гидрофобные полимеры получают с использованием эмульсионного или микроэмульсионного процесса для обеспечения определенного диапазона размеров частиц. В одном воплощении средний диаметр частиц неувеличенного объема для полимерных микрочастиц составляет от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. В другом воплощении диаметр частиц составляет от примерно 0,05 до примерно 50 мкм. В другом воплощении диаметр частиц составляет от примерно 0,1 до примерно 3 мкм. В другом воплощении диаметр частиц составляет от примерно 0,1 до примерно 1 мкм.
Гидрофобная полимерная частица после гидролиза лабильных боковых групп превращается в гидрофильную микрочастицу. Полученная гидрофильная микрочастица поглощает флюид-носитель. Такая полученная полимерная композиция, благодаря своей вязкости, изменяет подвижность флюида в пористой среде. Расширенную гидрофильную частицу формируют таким образом, чтобы иметь такое распределение частиц по размерам и физические характеристики, например, реологию композиции микрочастиц, достаточные для препятствования течению любого флюида, закачиваемого в пористую структуру месторождения.
Таким образом, в одном воплощении гидрофобные полимеры, образующие расширяемые полимерные микрочастицы представляют собой любые гидрофобные полимеры с лабильными боковыми группами, которые способны образовать нерасширенные полимерные частицы диаметром 5000 мкм или менее. При использовании в отношении боковых групп, термин «лабильные» означает разлагаемые, например, фоторазлагаемые, разлагаемые под действием озона, биоразлагаемые, гидролизуемые или термически разлагаемые. В другом аспекте настоящего изобретения гидрофобные полимеры с лабильными боковыми группами образуют микрочастицы, которые можно преимущественно использовать при добыче углеводородов из подземного пласта.
Обычно изменение условий, которое содействует гидролизу лабильных боковых групп представляет собой изменение температуры или рН внутри подземного пласта. Однако, гидрофобные полимеры могут быть сформированы с лабильными боковыми группами, которые могут быть выбраны так, что оказываются подвержены деградации под воздействием какого-либо одного из ряда активирующих факторов. Изменения температуры и рН являются примерами активирующих факторов, но предусмотрены и другие активирующие факторы для достаточной деградации лабильных боковых групп, включающие изменение давления, солености, сдвиг или разбавление. Активирующий фактор может представлять собой, например, воздействие активирующего агента, например, воздействие окислителя, восстановителя, кислоты, основания, биологического агента, органического илинеорганического сшивающего агента, или соли, или их сочетания. После воздействия активирующего фактора и последующего гидролиза лабильных боковых групп, расширяемые полимерные микрочастицы имеют возможность расширяться в несколько раз от исходного размера микрочастиц, при этом оказываясь все же ограниченными исходной конфигурацией гидрофобного полимера.
В другом аспекте это изобретение представляет собой способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт композиции, включающей расширяемые полимерные микрочастицы, содержащие гидрофобные полимеры, имеющие основную цепь с лабильными боковыми группами, причем микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, где изменение окружающей среды для композиции в подземном пласте приводит к тому, что микрочастицы становятся гидрофильными и расширяются. Лабильные боковые группы разлагаются при изменении условий окружающей среды в подземном пласте так, что расширяемые полимерные частицы получают возможность расширяться. Тогда композиция протекает через зону или зоны с относительно высокой проницаемостью в подземном пласте при условиях увеличивающейся температуры до тех пор, пока композиция не достигает места, где температура или рН являются достаточно высокими, чтобы способствовать разложению лабильных боковых групп.
В одном воплощении от примерно 100 частей на млн до примерно 100000 частей на млн композиции, исходя из полимерных активных веществ, добавляют в подземный пласт. В другом воплощении от примерно 500 частей на млн до примерно 10000 частей на млн композиции добавляют в подземный пласт. В другом воплощении от примерно 500 частей на млн до примерно 1000 частей на млн добавляют в подземный пласт. Подземный пласт представляет собой, например, углеводородное месторождение в песчанике или карбонатной горной породе. В одном воплощении композицию добавляют к закачиваемой воде как часть вторичного или третичного способа извлечения углеводородов из подземного пласта. Закачиваемую воду добавляют в подземный пласт, например, в эксплуатационную скважину, при температуре более низкой, чем температура подземного пласта. Более, высокая температура в пласте вызывает гидролиз лабильных боковых групп. В другом аспекте способ может дополнительно включать введение изменения в условия окружающей композицию среды, отличающееся тем, что данное изменение вызывает гидролиз лабильных боковых групп. Изменение в условияхокружающей среды может быть изменением давления, солености, сдвиг или разбавление композиции.
В отличии от обычных закупоривающих агентов, таких, как растворы полимеров и полимерные гели, которые не могут проникать далеко и глубоко в пласт, композиция по этому изобретению, благодаря размеру частиц и низкой вязкости, может распространяться далеко от места закачивания, до тех пор, пока она не поступит в зону высокой температуры.
Скорость расширения в первую очередь зависит от скорости гидролиза лабильных боковых групп. В частности, различные лабильные боковые группы имеют различные скорости разрушения связи при различных температурах и условиях окружающей среды. Хорошо известно, что сложные эфиры карбоновых кислот подвергаются процессу гидролиза с разложением до соответствующих карбоновой кислоты и спирта при определенных условиях. Показано, что гидролиз сложного эфира ускоряется как кислотой, так и основанием, так что скорость гидролиза сложного эфира зависит от рН. Катализируемый основанием гидролиз является наиболее важным путем разложения сложного эфира, благодаря намного более высокой константе скорости гидролиза, например, константа скорости гидролиза этилацетата в основных условиях (kВ) составляет примерно 0,11 мол-1с-1, в то время как константа скорости гидролиза в кислых условиях (kА) составляет примерно 1,1×10-4 мол-1с-1. Расчетное время полуразложения этилацетата при рН=7 и 25°С составляет примерно два года, однако это время полуразложения становится равным примерно пяти дням при рН=9, и далее уменьшается до нескольких часов, если рН раствора возрастает до 10. Таким образом, большинство сложных эфиров стабильны в нейтральной или умеренно кислотной окружающей среде, они становятся менее стабильными и быстро гидролизуются при условиях более высоких рН, и более высокая температура может дополнительно увеличивать скорость разложения. Полимеры, такие, как полиметилакрилат и поливинилацетат, обладают такими же функциональными группами сложных эфиров, как функциональные группы небольших молекул сложных эфиров, причем эти нерастворимые в воде полимеры подчиняются такой же кинетике гидролиза этилацетата. В одном аспекте по этому изобретению гидрофобные полимеры сначала получают при условиях более низкого рН, и полученные гидрофобные полимеры становятся растворимыми в воде после гидролиза при условиях более высокого рН.
Если используют лабильные сшивающие агенты, уменьшение расширения микрочастиц также зависит от скорости разрыва лабильных сшивающих агентов. В частности, различные сшивающие агенты имеют различные скорости разрыва связей при различных температурах. Температура и механизм зависят от природы сшивающих химических связей. Например, когда лабильный сшивающий агент представляет собой ПЭГ-диакрилат, гидролиз сложноэфирной химической связи представляет собой механизм разрушения поперечных связей. Различные сложные эфиры имеют немного отличные скорости гидролиза. В общем, метакрилатные сложные эфиры гидролизуются с более низкими скоростями, чем акрилатные сложные эфиры при тех же условиях. Для дивинильных или диаллильных соединений, разделенных посредством азо-группы, таких, как диаллиламид 2,2′-азобис(избутировой кислоты), механизм разрушения поперечных связей состоит в устранении молекулы азота. Как показано с помощью различных азо-инициаторов для свободно-радикальной полимеризации, различные азо-соединения действительно имеют различные температуры полуразложения для разложения.
Скорость расширения диаметра частиц также может зависеть от общего количества каких-либо поперечных связей. Наблюдали, что расширяемые сшитые частицы первоначально расширяются постепенно, по мере того, как количество поперечных связей сначала начинает уменьшаться. После того, как полное количество поперечных связей становится ниже определенной критической плотности, вязкость возрастает скачкообразно. Таким образом, путем соответствующего выбора количества сшивающего агента в гидрофобных полимерах, или содержания и типа лабильных боковых групп в гидрофобных полимерах, можно придать расширяемым полимерным частицам свойства расширения, зависящие как от температуры, так и от времени.
Размеры полимерных частиц до расширения выбирают на основе расчетного размера пор зоны поглощения с наивысшей проницаемостью. Тип и концентрация боковых групп и, следовательно, время до того момента, когда закаченные частицы начнут расширяться, основаны на температуре как вблизи нагнетательной скважины, так и в глубине пласта, ожидаемой скорости движения закачанных частиц через зону поглощения и легкости, с которой вода может перетекать из зоны поглощения в прилегающие углеводородсодержащие зоны с более низкой проницаемостью. Композиция полимерных микрочастиц, разработанная с учетом приведенных выше соображений, приводит к лучшему барьеру для воды после расширения частиц и к более оптимальному расположению в пласте.
Следующие примеры представлены для описания предпочтительных воплощений и практической пользы изобретения, и не подразумевают ограничения изобретения, если не утверждается иначе в прилагаемой формуле изобретения.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕРЫ 1-4
Получение гидрофобных полимеров
Пример 1
Типичные гидрофобные полимеры можно получить, как описано в патенте US 6048463. Для синтеза высокомолекулярного полимера метилакрилата и акриловой кислоты в молярном отношении 94/6 используют следующую процедуру. В сосуд полимеризации объемом 1 литр, снабженный перегородками, загружают 552,9 г деионизированной воды, 19,84 г соли нонилфенолэтоксилатсульфата аммония (58% раствор), 17,44 г додецилбензолсульфоната натрия (23% раствор), 3,88 г блоксополимера ЭО-ПО и 0,096 г четырехнатриевой соли ЭДТА, и раствор подвергают перемешиванию. К прозрачному раствору добавляют 0,19 г противовспенивающего агента Sag 2001, азот барботируют через раствор в течение 15 минут и раствор охлаждают до 10°С.
367,2 г метилакрилата (99%), 19,19 г акриловой кислоты и 0,15 г муравьиной кислоты смешивают в дополнительной воронке. Треть этой смеси добавляют в раствор эмульгатора в реакторе и барботирование азотом продолжают еще в течение 10 минут. 0,002 г сульфата гептагидрата железа (II) растворяют в смеси 0,07 г серной кислоты и 6,9 г воды, и 0,0019 г хлората калия растворяют в 6,9 г воды. Растворы инициаторов набирают в отдельные шприцы и помещают в калиброванные шприцевые насосы. Инициаторы закачивают с небольшой скоростью так, чтобы поддерживать постоянную температуру реакции, 10-13°С. Когда перестают наблюдать выделение тепла, добавление инициатора прекращают и добавляют другую третью часть мономера в реактор. Полимеризацию повторяют, как описано выше. Наконец, добавляют третью партию мономера и завершают полимеризацию. После завершения полимеризации температуру реакции поднимают до 25°С и удерживают на этом уровне в течение часа так, чтобы уменьшить содержание непрореагировавшего мономера до<2%. Полимер собирают для определения номера геля (сито 100 меш) и подвергают гидролизу в едкой щелочи при концентрации эмульсии 1% для определения остаточного количества мономера путем жидкостной хроматографии (для акриловой кислоты) и уменьшенной удельной вязкости/внутренней вязкости/молекулярной массы. Полимеры, синтезированные согласно этой общей процедуре, описаны в таблице 1.
Пример 2
Другая процедура, используемая для синтеза высокомолекулярного полимера метилакрилата и акриловой кислоты в молярном отношении 97,5/2,5, состоит в следующем. В сосуд полимеризации объемом 1 литр загружают 606,75 г деионизированной воды, 54,3 г нонилфенолэтоксилатсульфата аммония (58%), 4,9 г октилфенолэтоксилата (70%), 4,8 г блоксополимера ЭО-ПО и 0,2 г ЭДТА, и перемешивают до получения прозрачного раствора. Затем добавляют 5 г кремнийорганического противовспенивающего агента и азот барботируют в течение 15 минут с охлаждением до 10°С.
296,7 г метилакрилата (99%), 6,3 г акриловой кислоты и 0,15 г муравьиной кислоты помещают в дополнительную воронку. Треть этой смеси добавляют к водной фазе, при этом барботирование азотом продолжают еще в течение 10 минут.0,0035 г хлората калия растворяют в 10,32 г деионизированной воды и 0,003 г сульфата гептагидрата железа (II) растворяют в 0,012 г серной кислоты, в 10,32 г воды. Растворы инициаторов набирают в шприцы и помещают в отдельные шприцевые насосы. Полимеры, синтезированные согласно этой общей процедуре, описаны в таблице 1.
Пример 3
Низкомолекулярный полимер метилакрилата и акриловой кислоты получают, используя процедуру, аналогичную процедуре примера 2, за исключением того, что используют существенные количества изопропилового спирта в качестве агента передачи цепи в фазе мономера. Используют водную фазу, состоящую из эмульгаторов, как описано в примере 2. Фаза мономера состояла из 296,6 г метилакрилата (99%) и 6,3 г акриловой кислоты с 16 г изопропилового спирта. 0,005 г третичного бутилгидропероксида (70) разбавляют в 10,32 г воды и 0,0035 г сульфата гептагидрата железа (II) растворяют в 0,012 г серной кислоты, в 10,32 г воды. Растворы подают, используя поршневые насосы, как описано выше. Реакцию начинают при 20°С и поддерживают при 20-25°С. После этого температуру реакции поддерживали на уровне 40°С в течение 1 часа.
Пример 4
Синтез гомополимера полиметилакрилата осуществляют следующим образом. В сосуде полимеризации объемом 1 литр, снабженном перегородками, объединяют 561,49 г деионизированной воды, 54,3 г соли нонилфенолэтоксилатсульфата аммония (58% раствор), 4,9 г октилфенолэтоксилата (70%), 4,8 г блоксополимера ЭО-ПО, 0,1 г четырехнатриевой соли ЭДТА и 0,02 г серной кислоты, и раствор подвергают перемешиванию. К прозрачному раствору добавляют 5,0 г противовспенивающего агента Sag 2001, азот барботируют через раствор в течение 15 минут и раствор охлаждают до 10°С.
353,54 г мономера метилакрилата (99%) и 0,175 г муравьиной кислоты смешивают в дополнительной воронке. Третью часть мономера добавляют в раствор эмульгатора в реакторе и барботирование азотом продолжают еще в течение 10 минут. 0,002 г сульфата гептагидрата железа (II) растворяют в 0,07 г серной кислоты, раствор в 6,9 г воды, и 0,0019 г хлората калия растворяют в 6,9 г воды. Растворы инициаторов набирают в отдельные шприцы и помещают в калиброванные шприцевые насосы. Инициаторы закачивают с небольшой скоростью так, чтобы поддерживать постоянную температуру реакции, 10-13°С. Когда перестают наблюдать выделение тепла, добавление инициатора прекращают и добавляют другую третью часть мономера в реактор. Полимеризацию повторяют, как описано выше. Наконец, добавляют третью партию мономера и завершают полимеризацию. После завершения полимеризации температуру реакции поднимают до 25°С и удерживают на этом уровне в течение часа так, чтобы уменьшить содержание непрореагировавшего мономера до <2%. Полимер собирают для определения номера геля (сито 100 меш) и подвергают гидролизу в течение 1 часа при 85°С в едкой щелочи при концентрации эмульсии 1% для определения остаточного мономера путем жидкостной хроматографии (для акриловой кислоты) и уменьшенной удельной вязкости, внутренней вязкости и молекулярной массы. Гидролизованный гомополимер МА имел УУВ (уменьшенную удельную вязкость, RSV),равную 28,3 дл/г.Этот полимер имеет молекулярную массу от 4,4 до 5,2×106.
В таблице 1 показаны свойства полимеров, полученных с помощью схем синтеза, описанных в примерах 1 и 2, обозначенных как полимеры 1-8. Полимеры 1-6 и 8 синтезируют согласно процедуре примера 1. Полимер 7 синтезируют согласно процедуре примера 2, и полимеры 9 и 10 согласно процедуре примера 3.
| Таблица 1 | |||||
| Полимер | п.МА/АА, мольн.% | УУВ1 | ВВ2 | ВВ3 | Mw4 (x106) |
| 1 | 94/6 | 50,7 | 32,5 | 32,0 | 8,13 |
| 2 | 94/6 | 49,1 | - | - | 7,82 |
| 3 | 94/6 | 44,7 | - | - | 7,19 |
| 4 | 94/6 | 37,1 | 23,6 | - | 5,86 |
| 5 | 94/6 | 34,4 | 23,0 | - | 5,71 |
| 6 | 94/6 | 34,3 | - | - | 5,65 |
| 7 | 97,5/2,5 | 30,0 | 20,9 | - | 5,18 |
| 8 | 94/6 | 26,3 | 17,8 | - | 4,4 |
| 9 | 97,5/2,5 | 21 | - | - | 3,6 |
| 10 | 97,5/2,5 | 14 | 11,4 | 12,7 | 2,8 |
| 1 измерено при концентрации полимера 0,04% п.АА в 2 Н NаNО3 при 30°С | |
| 2 в 2 Н NaNO3 при 30°С | |
| 3 в 1 Н NaNO3 при 30°С | |
| 4 η=5,41×10-6 [Mw]0,981 |
Способами, применяемыми на практике для характеристики полимеров, являются измерения уменьшенной удельной вязкости (УУВ) и внутренней вязкости (ВВ). Измерение УУВ можно непосредственно использовать для сравнения молекулярной массы полимера. Если начертить график зависимости УУВ от концентрации полимера и экстраполировать линейную кривую до нулевой концентрации (бесконечное разбавление), то точка пересечения представляет собой ВВ. Значение ВВ используют для оценки средней молекулярной массы полимера на основе вязкости посредством уравнения Марка-Хоуинка-Сакурады
η=k Mwα, которое после перестановки дает средняя на основе вязкости Mw=[η/k]1/α,
где η является внутренней вязкостью и коэффициенты k и α представляют собой константы для конкретного типа полимера, температуры и применяемой системы растворителя.
После завершения гидролиза гомополимеров метилакрилата (п.МА) или сополимеров метилакрилата и акриловой кислоты (п.МА/АА), образуется полимер акрилата натрия (п.NaAc). Таким образом, в этой работе для определения молекулярной массы используют коэффициенты k=5,41×10-6 и α=0,981 для полиакрилата натрия в 1 М NaCl, опубликованные K.J. McCarthy, С.W. Burkhardt и D.P. Parazak (J. Applied Polymer Science, vol.33, pp.1683-1698, 1987).
Измерения уменьшенной удельной вязкости выполняют, используя Cannon Ubbelohde полумикровискозиметр с разбавлением испытываемого образца (Size 75) при 30±0,02°С. Если не отмечено другое, УУВ для всех новых полимеров типа масло в воде определяют при постоянной концентрации полимера 0,04 масс.%, как у п.АА в 2 Н NаNО3 растворе (т.е. 17% NaNO3). Важно определить эти условия, так как величина УУВ зависит от концентрации полимера и концентрации соли. Таким образом, внутренняя вязкость также изменяется в зависимости от используемого типа растворителя и ионной силы. Например, для анионных полимеров, рассмотренных в этой работе, величина ВВ возрастает по мере того, как ионная сила растворителя уменьшается (например, 1 Н вместо 2 Н NаNО3). Так как не существует никаких универсальных стандартов, необходимо уделять большое внимание (1) применяемым условиям и (2) значениям, используемым для констант k и α в уравнении Марка-Хоуинка-Сакурады, при сравнении молекулярных масс полимеров, приводимых в литературе или патентах.
Пример 5. Активация гидрофобных полимеров.
Гидролиз образцов 1 и 5 из приведенной выше таблицы 1 при 1% выполняют при более низкой температуре 85°С и при молярном отношении NaOH/метилакрилатный сложный эфир, равном 1, в течение 1, 2 и 3 часов. Использовали коллоидное титрование для определения анионного заряда и степени гидролиза. Результаты приведены ниже в таблице 2.
| Таблица 2 | ||
| Полимер | Время гидролиза, час | % гидролиза |
| 1 | 1 | 29 |
| 1 | 3 | 51 |
| 5 | 1 | 23 |
| 5 | 2 | 43,5 |
| 5 | 3 | 59 |
Пример 10. Активация полимерных микрочастиц теплом
По мере того, как частицы расширяются в среде фиксированного объема, доля занимаемого ими объема увеличивается. Следовательно, доля объема непрерывной фазы уменьшается. Уменьшение свободного объема выражается в увеличении вязкости дисперсии. Активацию микрочастиц по настоящему изобретению теплом демонстрируют в испытании с отбором проб в бутылки.
Для выполнения испытания с отбором проб в бутылки, дисперсию, содержащую 5000 частей на млн. частиц, приготавливают в водной среде (например, модель пластовой воды). Диспергирование частиц выполняют путем интенсивного перемешивания или с использованием гомогенизатора. Для предотвращения окислительного разрушения расширяющихся частиц во время наблюдения, в смесь добавляют 1000 частей на млн. тиосульфата натрия в качестве поглотителя кислорода.
Бутылки помещают для выдерживания в печь при постоянной температуре. Затем, в заранее определенное время, бутылку извлекают из печи и охлаждают до 24°С (75°F). Вязкость измеряют при 24°C (75°F), используя шпиндель Brookfield LV No.1 при 60 об/мин (скорость сдвига 13,2 с-1).
Для активации полимерных микрочастиц теплом характерно наблюдаемое изменение вязкости водных дисперсий частиц, выдержанных в течение продолжительного времени, и при различных температурах.
Пример 11. Испытание с гравийным фильтром
Этот пример показывает, что можно распространять полимерные микрочастицы по этому изобретению, имеющие конформацию, частично ограниченную их гидрофобной природой, и эти частицы увеличиваются в размерах при гидролизе лабильных боковых групп с образованием частиц подходящего размера с получением значительного эффекта.
В испытании с гравийным фильтром гравийный фильтр длиной 12, 19 м (40 футов) и внутренним диаметром 0,635 см (0,25 дюйма), выполненный из трубок из обезжиренной и очищенной нержавеющей стали 316, собирали в восемь секций, оборудовали датчиками давления, продували газообразным диоксидом углерода и затем помещали в печь и заводняли модельной водой, закачиваемой в месторождение нефти.
Дисперсию типичных полимерных микрочастиц получали в модельной закачиваемой воде и закачивали в фильтр для заполнения объема пор. Наблюдали разность давления в трубчатых секциях для обнаружения признаков изменения конформации полимерной частицы по мере гидролиза лабильных элементов композиции микрочастицы (которые могут включать одну или более лабильные поперечные связи, лабильную внутреннюю часть или лабильную оболочку). «Внезапное вспучивание» полимерных частиц наблюдали как резкий рост разности давления. Испытание с гравийным фильтром описано подробно в WO 01/96707.
Данные для типичных полимерных микрочастиц показывают, что частицы способны перемещаться через первые две секции гравийного фильтра без изменения RRF (Residual Resistance Factor- остаточный фактор сопротивления) секций. Однако, частицы в последней секции/после достижения достаточного времени пребывания, увеличивались в объеме и обеспечивали более высокое значение RRF. Более высокое значение RRF сохраняется после замены закачанного флюида с полимерной дисперсии на соляной раствор.
Этот эксперимент демонстрирует, что композицию полимерных микрочастиц можно распространять в пористых средах. Микрочастицы увеличиваются в размерах, когда лабильные боковые группы подвергают гидролизу, с образованием частиц подходящего размера для получения значительного эффекта, даже в пористых средах с высокой проницаемостью.
Необходимо понимать, что конкретные воплощения настоящих идей в изложенном здесь виде не являются исчерпывающими или ограничивающими, и что обычному специалисту ясно видно множество альтернатив, модификаций и изменений в свете вышеизложенных примеров и подробного описания. Соответственно, настоящие идеи подразумевают включение в себя всех таких альтернатив, модификаций и изменений, которые находятся в пределах сущности и области защиты следующей формулы изобретения.
Все публикации, патенты, заявки на патент и другие документы, которые упоминают в описании, включены в этот документ посредством ссылки во всей их полноте так, как если бы было указано, что каждая индивидуальная публикация, патент, заявка на патент или другой документ специально и в отдельности включена путем ссылки.
Claims (18)
1. Композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, причем микрочастицы включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты, и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.
2. Композиция по п.1, в которой указанные гидрофобные полимеры получены из одного или более лабильных мономеров.
3. Композиция по п.1, включающая эмульсию сложного эфира полиакриловой кислоты с непрерывной водной фазой.
4. Композиция по п.3, в которой сложный эфир полиакриловой кислоты включает первичный алкиловый сложный эфир полиакриловой кислоты.
5. Композиция по п.4, в которой первичный алкиловый сложный эфир выбран из группы метилового, этилового, пропилового, бутилового и амилового сложных эфиров.
6. Композиция по п.1, в которой боковые группы гидролизуются при изменении условий окружающей среды для композиции, так что частицы становятся гидрофильными и посредством этого расширяются.
7. Способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт композиции по п.1, где микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и где изменение окружающей среды для композиции в подземном пласте приводит к тому, что микрочастицы становятся гидрофильными и расширяются.
8. Способ по п.7, в котором гидрофильные микрочастицы в подземном пласте поглощают флюид-носитель композиции и посредством этого расширяются.
9. Способ по п.7, в котором изменение условий окружающей среды представляет собой увеличение температуры.
10. Способ по п.7, в котором изменение условий окружающей среды представляет собой изменение рН.
11. Способ по п.7, в котором при расширении микрочастиц увеличивается вязкость композиции.
12. Способ по п.7, в котором от примерно 100 ч. на млн до примерно 100000 частей на млн, исходя из активных полимерных веществ, добавляют в подземный пласт.
13. Способ по п.7, в котором композицию добавляют к закачиваемой воде в качестве части способа вторичной или третичной добычи углеводородов из подземного пласта.
14. Способ по п.13, в котором закачиваемую воду добавляют в подземный пласт при более низкой температуре, чем температура подземного пласта.
15. Способ по п.7, в котором композицию используют в программе третичной добычи с использованием диоксида углерода и воды.
16. Способ по п.7, в котором композицию используют в способе третичной добычи, где одним из компонентов является закачивание воды.
17. Способ по п.16, в котором закачиваемую воду добавляют в эксплуатационную скважину.
18. Способ по п.7, в котором подземный пласт представляет собой углеводородное месторождение в песчанике или карбонатной горной породе.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4672308P | 2008-04-21 | 2008-04-21 | |
| US61/046,723 | 2008-04-21 | ||
| US12/426,569 US7888296B2 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-20 | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US12/426,569 | 2009-04-20 | ||
| PCT/US2009/041189 WO2009131967A1 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-21 | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010142191A RU2010142191A (ru) | 2012-05-27 |
| RU2499021C2 true RU2499021C2 (ru) | 2013-11-20 |
Family
ID=41201615
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010142191/04A RU2499021C2 (ru) | 2008-04-21 | 2009-04-21 | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7888296B2 (ru) |
| AR (1) | AR073443A1 (ru) |
| AU (1) | AU2009239528B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0907262B1 (ru) |
| CA (1) | CA2721970C (ru) |
| GB (1) | GB2472721B (ru) |
| RU (1) | RU2499021C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009131967A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2828580C1 (ru) * | 2019-11-13 | 2024-10-14 | СНФ Груп | Композиция для добычи нефти и газа |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010138207A1 (en) * | 2009-05-29 | 2010-12-02 | Dow Global Technologies Inc. | Aqueous compositions for enhanced hydrocarbon fluid recovery and methods of their use |
| US9598927B2 (en) | 2012-11-15 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments |
| CN111594117A (zh) | 2012-11-26 | 2020-08-28 | 科诺科菲利浦公司 | 采用pei的可溶胀聚合物的交联 |
| EP2951268B1 (en) | 2013-01-31 | 2022-04-06 | Ecolab USA Inc. | Mobility control polymers for enhanced oil recovery |
| WO2014159233A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Ecolab Usa Inc. | Methods for increasing retention and drainage in papermaking processes |
| US10442980B2 (en) | 2014-07-29 | 2019-10-15 | Ecolab Usa Inc. | Polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| MX2017013455A (es) | 2015-04-20 | 2018-03-15 | Evonik Corp | Composiciones de terpolimero reductor de friccion y metodo de fracturacion. |
| CN105131173B (zh) * | 2015-10-15 | 2017-07-04 | 西南石油大学 | 一种缓膨胀聚合物微球深部调驱剂及制备方法 |
| CN105294916B (zh) * | 2015-11-20 | 2019-01-04 | 西南石油大学 | 一种水解缓慢膨胀型交联聚合物微球调驱剂及制备方法 |
| AR107710A1 (es) | 2016-02-23 | 2018-05-23 | Ecolab Usa Inc | Emulsiones de polímero entrecruzado de hidrazida para usar en recuperación de petróleo crudo |
| US10081756B1 (en) | 2017-05-17 | 2018-09-25 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation material composition comprising oil-swellable and desolvated polymer gels |
| US10619432B2 (en) | 2017-05-17 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-swellable, surface-treated elastomeric polymer and methods of using the same for controlling losses of non-aqueous wellbore treatment fluids to the subterranean formation |
| WO2020061063A1 (en) * | 2018-09-17 | 2020-03-26 | Kemira Oyj | Methods and compositions for enhanced oil recovery |
| US11091681B2 (en) | 2019-10-31 | 2021-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of making and using a superabsorbent polymer fluid |
| US11578572B2 (en) * | 2020-11-13 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of controlling water production from hydrocarbon bearing subterranean formations using dense carbon dioxide compositions |
| US11708750B2 (en) | 2020-11-13 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4148746A (en) * | 1977-09-26 | 1979-04-10 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Aqueous gels |
| SU682531A1 (ru) * | 1977-07-11 | 1979-08-30 | Предприятие П/Я В-8421 | Сополимер метакриловой кислоты, метакрилата натри , алкилированного и неалкилированного алкиламиноалкилметакрилата в качестве водоизолирующего агента |
| US4836282A (en) * | 1984-11-20 | 1989-06-06 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery method employing an aqueous polymer |
| WO2000057433A1 (en) * | 1999-03-18 | 2000-09-28 | Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited | Water miscible liquid polymer composition |
| WO2001096707A1 (en) * | 2000-06-14 | 2001-12-20 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| RU2187620C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-08-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4852652A (en) * | 1988-05-24 | 1989-08-01 | Chevron Research Company | Chemical flooding with improved injectivity |
| GB2262117B (en) | 1991-12-05 | 1995-05-03 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| US5456792A (en) * | 1993-11-15 | 1995-10-10 | Sandar Industries, Inc. | Adhesive dispenser |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| GB9424402D0 (en) * | 1994-12-02 | 1995-01-18 | Allied Colloids Ltd | Dowhole fluid control processes |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| 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 |
| US20070204989A1 (en) | 2006-02-28 | 2007-09-06 | Hongxin Tang | Preformed particle gel for conformance control in an oil reservoir |
-
2009
- 2009-04-20 US US12/426,569 patent/US7888296B2/en active Active
- 2009-04-21 GB GB1019393.6A patent/GB2472721B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-21 WO PCT/US2009/041189 patent/WO2009131967A1/en active Application Filing
- 2009-04-21 AU AU2009239528A patent/AU2009239528B2/en not_active Ceased
- 2009-04-21 AR ARP090101403A patent/AR073443A1/es active IP Right Grant
- 2009-04-21 BR BRPI0907262A patent/BRPI0907262B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-04-21 CA CA2721970A patent/CA2721970C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-21 RU RU2010142191/04A patent/RU2499021C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU682531A1 (ru) * | 1977-07-11 | 1979-08-30 | Предприятие П/Я В-8421 | Сополимер метакриловой кислоты, метакрилата натри , алкилированного и неалкилированного алкиламиноалкилметакрилата в качестве водоизолирующего агента |
| US4148746A (en) * | 1977-09-26 | 1979-04-10 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Aqueous gels |
| US4836282A (en) * | 1984-11-20 | 1989-06-06 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery method employing an aqueous polymer |
| WO2000057433A1 (en) * | 1999-03-18 | 2000-09-28 | Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited | Water miscible liquid polymer composition |
| WO2001096707A1 (en) * | 2000-06-14 | 2001-12-20 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| RU2187620C2 (ru) * | 2000-08-14 | 2002-08-20 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2828580C1 (ru) * | 2019-11-13 | 2024-10-14 | СНФ Груп | Композиция для добычи нефти и газа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201019393D0 (en) | 2010-12-29 |
| GB2472721B (en) | 2013-03-06 |
| CA2721970C (en) | 2014-12-02 |
| US20090264322A1 (en) | 2009-10-22 |
| CA2721970A1 (en) | 2009-10-29 |
| AR073443A1 (es) | 2010-11-10 |
| US7888296B2 (en) | 2011-02-15 |
| AU2009239528A1 (en) | 2009-10-29 |
| AU2009239528B2 (en) | 2013-08-29 |
| RU2010142191A (ru) | 2012-05-27 |
| WO2009131967A1 (en) | 2009-10-29 |
| GB2472721A (en) | 2011-02-16 |
| BRPI0907262B1 (pt) | 2018-11-06 |
| BRPI0907262A2 (pt) | 2016-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2499021C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2501830C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US6729402B2 (en) | Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| RU2500712C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US7989401B2 (en) | Block copolymers for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| US7947630B2 (en) | Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| RU2511444C2 (ru) | Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов | |
| RU2500711C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| AU2001266600A1 (en) | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180717 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
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 |