RU2505578C2 - Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения - Google Patents
Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2505578C2 RU2505578C2 RU2010142193/03A RU2010142193A RU2505578C2 RU 2505578 C2 RU2505578 C2 RU 2505578C2 RU 2010142193/03 A RU2010142193/03 A RU 2010142193/03A RU 2010142193 A RU2010142193 A RU 2010142193A RU 2505578 C2 RU2505578 C2 RU 2505578C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer microparticles
- microparticles
- subterranean formation
- polymer
- composition
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 53
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 44
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 44
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 174
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 169
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 82
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 41
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 29
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 26
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 24
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 19
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 16
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 14
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical group C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 3
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 claims description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 73
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 26
- -1 2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid sodium salt Chemical class 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 11
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 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 5
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 5
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 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 4
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical group C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 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
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000000593 microemulsion method Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N (2r,3r,4r,5s)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N 0.000 description 2
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-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
- 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
- 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
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- 229920002565 Polyethylene Glycol 400 Polymers 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 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
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 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
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 229920000671 polyethylene glycol diacrylate Polymers 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 description 1
- WYFUZXBQKVIPQF-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C WYFUZXBQKVIPQF-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
- PRAMZQXXPOLCIY-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethanesulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCS(O)(=O)=O PRAMZQXXPOLCIY-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
- SJIXRGNQPBQWMK-UHFFFAOYSA-N 2-(diethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCN(CC)CCOC(=O)C(C)=C SJIXRGNQPBQWMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFPLNIBCLGFBKV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate;methyl hydrogen sulfate Chemical group COS([O-])(=O)=O.C[NH+](C)CCOC(=O)C=C RFPLNIBCLGFBKV-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
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 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
- 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
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 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
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 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
- 238000010533 azeotropic distillation 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
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000010504 bond cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent 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
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 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
- 238000010556 emulsion polymerization method Methods 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 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
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 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
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material 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
- 238000012703 microemulsion polymerization Methods 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
- 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 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-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
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 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
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 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
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 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
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 235000015096 spirit Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 1
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 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
- 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
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Description
Уровень техники
На первой стадии добычи углеводородов источники пластовой энергии обеспечивают продвижение нефти, газа, конденсата и т.д. к эксплуатационной(ым) скважине(нам), откуда они могут вытекать или их можно выкачивать на наземные погрузочно-разгрузочные устройства. Относительно небольшую часть углеводородов в месторождении обычно можно извлекать этими средствами. Наиболее широко используемое решение проблемы поддержания энергии в месторождении и обеспечения уверенности в том, что углеводороды перемещаются к эксплуатационной(ым) скважине(нам), состоит в закачивании флюидов вниз по расположенным поблизости скважинам. 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). Если флюид способствует движению обычно неподвижной остаточной нефти или другого углеводорода, способ обычно 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, и когда он является более подвижным, используют различные способы регулирования подвижности для получения более однородного охвата месторождения и последующей более эффективной добычи углеводородов. 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 нагнетаемый флюид не охватывает эффективно углеводородные флюиды из примыкающих зон с более низкой проницаемостью. Когда добытый флюид используют повторно, это может привести к циклическому движению флюида через зону поглощения с малой 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, и когда заканчивание скважины образует подходящее уплотнение с барьером (таким, как слой глинистого сланца, или «пропласток»), вызывающим изоляцию, механические уплотнения или «цементировочные пробки» можно расположить в скважине для блокирования входа закачиваемого флюида. Если флюид входит ил и 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, так, например, когда обсадные трубы цементируют вокруг продуктивной зоны и цементирование плохо выполнено, нагнетание цемента под давлением часто является подходящим средством изолирования зоны прорыва воды в скважину.
Некоторые случаи не поддаются таким способам в силу таких фактов, что сообщения существуют между слоями коллекторской породы вне зоны, доступной для цемента. Типичными образцами этого являются трещины или зоны обломочных россыпей, или размытые полости, существующие 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. Все эти варианты 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 хорошо 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 B1, 6709402 B2, 6984705 B2 и 7300973 B2 и в опубликованной заявке на патент US 2007/0204989 A1.
Описание изобретения
Обнаружены новые полимерные микрочастицы, в которых конформация микрочастиц ограничена обратимыми (лабильными) внутренними поперечными связями. Свойства микрочастиц, такие как распределение частиц по размерам и плотность микрочастиц с ограниченной конформацией, задают таким образом, чтобы обеспечить эффективное распространение в пористой структуре вмещающей породы углеводородного месторождения, такой как песчаник. При нагревании до температуры месторождения и/или при заранее определенном рН, обратимые (лабильные) внутренние поперечные связи начинают разрушаться, обеспечивая расширение частиц посредством поглощения закачиваемого флюида (обычно воды).
Способность частицы увеличивать свой первоначальный размер (в точке нагнетания) зависит только от наличия условий, которые вызывают разрушение лабильного сшивающего агента. Она не зависит от природы флюида-носителя или солености пластовой воды. Частицы по этому изобретению могут распространяться в пористой структуре месторождения без использования заданного флюида или флюида более высокой солености, чем соленость флюида месторождения.
Расширенные частицы рассчитывают таким образом, чтобы распределение частиц по размерам и их физические характеристики, например реология частиц, позволяли 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, путем подходящего выбора главной цепи мономеров или отношения сомономеров в полимере, или степени обратимого (лабильного) и необратимого поперечного сшивания, закладываемого в процессе изготовления.
В одном воплощении настоящее изобретение направлено на композиции, включающие по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, и содержание сшивающих агентовот примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов.
В другом воплощении настоящее изобретение направлено на композиции, включающие сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, и загущенный водный раствор.
В еще одном воплощении настоящее изобретение направлено на композиции, включающие сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, и по меньшей мере одну обработку подземного месторождения.
В еще одном воплощении настоящее описание направлено на композиции, включающие по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, где по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц имеют различное содержание сшивающих агентов.
В альтернативных воплощениях также обеспечивают способы применения приведенных выше композиций.
Дополнительные признаки и преимущества описаны здесь, и они будут ясны из следующего подробного описания.
Подробное описание изобретения
«Амфотерная полимерная микрочастица» означает сшитую полимерную микрочастицу, содержащую как катионные заместители, так и анионные заместители, хотя необязательно в одинаковых стехиометрических соотношениях. Типичные амфотерные полимерные микрочастицы включают определенные здесь тройные сополимеры неионных мономеров, анионных мономеров и катионных мономеров. Предпочтительные амфотерные полимерные микрочастицы имеют молярное отношение анионного мономера к катионному мономеру более 1:1.
«Мономер с амфолитной ионной парой» означает кислотно-основную соль основных азотсодержащих мономеров, таких как диметиламиноэтилакрилат (ДМАЭА), диметиламиноэтилметакрилат (ДМАЭМ), 2-метакрилоилоксиэтилдиэтиламин и подобные соединения, и кислотных мономеров, таких как акриловая кислота и сульфоновые кислоты, такие как 2-акриламид-2-метилпропансульфоновая кислота, 2-метакрилоилоксиэтансульфоновая кислота, винилсульфоновая кислота, стиролсульфоновая кислота и подобные соединения.
«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. Типичные анионные полимерные микрочастицы включают сополимеры акриламида и 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты, сополимеры акриламида и акрилата натрия, тройные полимеры акриламида, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты и акрилата натрия и гомополимеры 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты. Предпочтительные анионные полимерные микрочастицы получают из неионных мономеров в количестве от примерно 95 до примерно 10 мольн.% и анионных мономеров в количестве от примерно 5 до примерно 90 мольн.%. Более предпочтительные анионные полимерные микрочастицы получают из акриламида в количестве от примерно 95 до примерно 10 мольн.% и 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты в количестве от примерно 5 до примерно 90 мол. %.
«Бетаинсодержащая полимерная микрочастица» означает сшитую полимерную микрочастицу, полученную полимеризацией мономера бетаина и одного или более неионных мономеров.
«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-3-(сульфопропил)сульфоний бетаин, 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридиний бетаин, N-(4-сульфобутил)-N-метилдиаллиламинаммоний бетаин (МДАБС), N,N-диаллил-M-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 звено мономера, 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 диметиламинопропилметакриламид 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 участка этилен-ненасыщенных связей, который добавляют для ограничения конформации полимерных микрочастиц этого изобретения. Степень сшивания, используемую в этих полимерных микрочастицах, выбирают так, чтобы обеспечить поддержание твердой нерасширяемой конфигурации микрочастицы. Сшивающие мономеры по этому изобретению включают как лабильные сшивающие мономеры, так и нелабильные сшивающие мономеры.
«Эмульсия», «микроэмульсия» и «обратная эмульсия» означает полимерную эмульсию типа «вода в масле», включающую полимерные микрочастицы по этому изобретению в водной фазе, углеводородное масло для масляной фазы, и один или более эмульгаторов для эмульсий типа «вода в масле». Эмульсионные полимеры представляют собой непрерывную углеводородную фазу с растворимыми в воде полимерами, диспергированными в углеводородной матрице. Эмульсионный полимер при необходимости «обращают» или преобразуют в форму непрерывной водной фазы, используя сдвиг, разбавление и, обычно, инвертирующее поверхностно-активное вещество. См. US 3734873, все содержание которого включено в этот документ путем ссылки.
«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. λ=kx/ηx для одного флюида x, протекающего в пористой среде.
Когда через конечную точку протекает более чем один флюид, необходимо подставить относительные коэффициенты проницаемости вместо абсолютного коэффициента проницаемости, используемого в уравнении 1.
2. λx=krx/ηx для флюида x, протекающего в пористой среде в присутствии одного или более других флюидов.
Когда протекают два или более флюидов, подвижности флюидов можно использовать для определения отношения подвижности:
3. М=λx/λy=ηykrx/ηxkry
Отношение подвижности применяют при изучении вытеснения флюида, например при заводнении нефтяного месторождения, где x 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.
«Полимерная микрочастица с ионной парой» означает сшитую полимерную микрочастицу, полученную полимеризацией мономера с амфолитной ионной парой и еще одного анионного или неионного мономера.
«Лабильный сшивающий мономер» означает сшивающий мономер, который можно разлагать при определенных условиях тепла и/или рН, после того как он введен в полимерную структуру, чтобы уменьшить степень сшивания в полимерной микрочастице этого изобретения. Вышеупомянутые условия таковы, что они могут разрушать связи в «сшивающем мономере» без существенного разложения остальной основной цепи полимера. Характерные 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 PEG 200 и диакрилат PEG 400, и многофункциональные винильные производные многоатомных спиртов, такие как этоксилированный (9-20) триметилолтриакрилат.
В одном воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн. по отношению к общей массе мономера. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 1000 до примерно 200000 частей на млн. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 9000 до примерно 200000 частей на млн. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 9000 до примерно 100000 частей на млн. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 20000 до примерно 60000 частей на млн. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 500 до примерно 50000 частей на млн. В другом воплощении лабильные сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 1000 до примерно 20000 частей на млн.
«Мономер» означает полимеризуемое аллильное, винильное или акрильное соединение. Мономер может быть анионным, катионным, неионным или цвиттер-ионным. 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 лабильного сшивающего мономера. Нелабильный сшивающий мономер добавляют к 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.
В одном воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 0 до примерно 300 частей на млн по отношению к общей массе мономера. В другом воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 0 до примерно 200 частей на млн. В другом воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 0 до примерно 100 частей на млн. В другом воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 5 до примерно 300 частей на млн. В другом воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 2 до примерно 300 частей на млн. В другом воплощении нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от примерно 0,1 до примерно 300 частей на млн. В отсутствие нелабильного сшивающего агента полимерная частица, после полного разложения лабильного сшивающего агента, превращается в смесь линейных полимерных нитей. Дисперсия частиц посредством этого превращается в полимерный раствор. Этот полимерный раствор, благодаря своей вязкости, изменяет подвижность флюида в пористой среде. В присутствии небольшого количества нелабильного сшивающего агента превращение частиц в линейные молекулы является неполным. Частицы становятся слабо связанной сеткой однако сохраняют определенную «структуру». Такие «структурированные» частицы могут блокировать устья пор пористых сред и вызывать запирание потока.
В одном аспекте настоящего изобретения полимерные частицы по изобретению получают, используя способ обратной эмульсии или микроэмульсии для обеспечения определенного диапазона размера частиц, В одном воплощении средний диаметр полимерных микрочастиц неувеличенного объема составляет от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. В одном воплощении средний диаметр полимерных микрочастиц неувеличенного объема составляет от примерно 0,1 до примерно 3 мкм. В другом воплощении средний диаметр полимерных микрочастиц неувеличенного объема составляет от 0,1 до примерно 1 мкм. В еще одном воплощении средний диаметр полимерных микрочастиц неувеличенного объема составляет от примерно 0,05 до примерно 50 мкм.
Типичные способы получения сшитых полимерных микрочастиц с использованием микроэмульсионного способа описаны в патентах US 4956400, 4968435, 5171808, 5465792 и 5737349.
В способе обратной эмульсии или микроэмульсии водный раствор мономеров и сшивающих агентов добавляют к углеводородной жидкости, содержащей подходящее поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, для образования обратной микроэмульсии мономера, состоящей из небольших водных капель, диспергированных в непрерывной углеводородной жидкой фазе, и проведение свободнорадикальной полимеризации микроэмульсии мономера.
Помимо мономеров и сшивающих агентов водный раствор может также содержать другие традиционные добавки, включающие хелатирующие агенты для удаления ингибиторов полимеризации, регуляторы рН, инициаторы и другие традиционные добавки.
Углеводородная жидкая фаза включает углеводородную жидкость или смесь углеводородных жидкостей. Предпочтительными являются насыщенные углеводороды или их смеси. Обычно углеводородная жидкая фаза включает бензол, толуол, нефтяное топливо, керосин, непахучие уайт-спириты и смеси любых из перечисленных соединений.
Описанные здесь поверхностно-активные вещества, пригодные для использования в способе полимеризации микроэмульсий, включают сорбитановые сложные эфиры жирных кислот, этоксилированные сорбитановые сложные эфиры жирных кислот и т.п., или их смеси. Предпочтительные эмульгаторы включают этоксилированный сорбитол олеат и сорбитан сесквиолеат. Дополнительные сведения об этих агентах можно найти в кн. McCuthceon. Detergents and Emulsifiers, North American Edition, 1980.
Полимеризацию эмульсии можно выполнять любым способом, известным специалистам в данной области техники. Инициирование можно проводить с помощью различных термических и окислительно-восстановительных инициаторов образования свободных радикалов, включающих азо-соединения, такие как азобисизобутиронитрил; пероксиды, такие как трет-бутилпероксид; органические соединения, такие как персульфат калия, и окислительно-восстановительные пары, такие как бисульфит натрия/бромат натрия. Получение водного продукта из эмульсии можно осуществлять путем инверсии посредством добавления ее в воду, которая может содержать инвертирующее поверхностно-активное вещество.
Альтернативно полимерные микрочастицы, сшитые с помощью лабильных поперечных связей, можно получить путем внутреннего сшивания полимерных частиц, которые содержат полимеры с боковыми группами карбоновой кислоты и гидроксильными группами. Сшивания достигают посредством образования сложных эфиров из карбоновой кислоты и гидроксильных групп. Этерификацию можно выполнять путем азеотропной перегонки (US 4599379) или технологии тонкопленочного испарения (US 5589525) для удаления воды. Например, полимерные микрочастицы, получаемые способом полимеризации обратной эмульсии с использованием акриловой кислоты, 2-гидроксиэтилакрилата, акриламида и 2-акриламид-2-метилпропансульфоната натрия в качестве мономера, можно превращать в сшитые полимерные частицы путем процессов дегидратации, описанных выше.
При необходимости полимерные микрочастицы получают в сухой форме путем добавления эмульсии к растворителю, который вызывает осаждение полимера, такому как изопропанол, изопропанол/ацетон или метанол/ацетон, или другие растворители или смеси растворителей, которые смешиваются как с углеводородом, так и с водой, и фильтрования и сушки получаемого твердого вещества.
Водную суспензию полимерных микрочастиц получают путем повторного диспергирования сухого полимера в воде.
После закачивания в подземный пласт полимерные микрочастицы протекают через зону или зоны с относительно высокой проницаемостью в подземном пласте в условиях увеличивающейся температуры, пока композиция не достигает места, где температура или рН являются достаточно высокими, чтобы способствовать расширению микрочастицы.
В отличие от традиционных блокирующих агентов, таких как полимерные растворы 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 достижения высокотемпературной зоны.
Также полимерные микрочастицы по этому изобретению, благодаря тому, что они являются сильносшитыми, не расширяются в растворах различной солености. Следовательно, соленость флюида, встречающегося в подземном пласте, не влияет на вязкость дисперсии. Соответственно для обработки не требуется специального флюида-носителя. Только после того, как частицы сталкиваются с условиями, достаточными для снижения плотности сшивания, изменяется реология флюида с достижением требуемого эффекта.
Среди других факторов снижение плотности сшивания зависит от скорости расщепления лабильного сшивающего агента. В частности, различные лабильные 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 связи представляет собой механизм разрыва поперечных связей. Различные спирты имеют немного различные скорости гидролиза. В общем метакрилатные сложные эфиры гидролизуются с меньшей скоростью, чем акрилатные сложные эфиры при аналогичных условиях. В случае дивиниловых или диаллиловых соединений, разделенных посредством азо-группы, таких как диаллиламид 2,2'-азобисизубутировой кислоты, механизм разрыва поперечных связей представляет собой удаление молекулы азота. Как продемонстрировано на примере различных азо-инициаторов свободнорадикальной полимеризации, различные азо-соединения действительно имеют разные температуры полуразложения.
Вне связи с какой-либо теорией полагают, что помимо скорости разрыва поперечных связей, скорость увеличения диаметра частиц также влияет на общее количество остающихся поперечных связей. Наблюдали, что частица расширяется вначале постепенно, по мере уменьшения количества поперечных связей. После того, как общее количество поперечных связей становится меньше количества, соответствующего определенной критической плотности, вязкость резко увеличивается. Таким образом, путем правильного выбора лабильного сшивающего агента, можно задавать как зависящие от температуры, так и зависящие от времени свойства расширения полимерных частиц.
Размер полимерных частиц перед расширением выбирают на основе расчетного размера пор зоны поглощения с наиболее высокой проницаемостью. Тип сшивающего агента и концентрация, а следовательно, время задержки до того, как закачанные частицы начинают расширяться, основаны на температуре как вблизи нагнетательной скважины, так и глубже в пласте, ожидаемой скорости перемещения закачанных частиц через зону поглощения и на том, насколько легко вода может проходить поперечным потоком из зоны поглощения в прилегающие зоны с более низкой проницаемостью, содержащие углеводороды. Композиция полимерных микрочастиц, разработанная с учетом вышеописанных соображений, приводит к лучшему водяному барьеру после расширения частиц и к более оптимальному положению в пласте.
Одним из аспектов настоящего описания является демонстрация синергетических эффектов, которые возникают в результате сочетания описанных здесь полимерных частиц с дополнительными типами обработки. Дополнительные типы обработки могут включать, например, вторые полимерные микрочастицы, имеющие химическую структуру, отличную от структуры первых полимерных частиц, загущенный водный раствор, обработку подземного месторождения и их сочетания. Специалисту понятно, что дополнительные типы обработки не ограничены приведенными в качестве примера типами обработки, обсуждаемыми здесь, и любой дополнительный тип обработки, применение которого для улучшения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта известно в уровне техники, можно сочетать с полимерными микрочастицами для усиленного синергетического эффекта, который возникает, по меньшей мере отчасти, благодаря переплетениям цепи полимера, водородным связям, электростатическим эффектам и ван-дер-ваальсовым эффектам.
В одном воплощении по меньшей мере два типа различных полимерных микрочастиц, имеющих разную химическую структуру, можно использовать в сочетании или во взаимодействии друг с другом для повышения эффективности добычи нефти, для изменения проницаемости подземных пластов и для повышения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.
Различные полимерные микрочастицы можно закачивать по отдельности в подземный пласт. Альтернативно, различные полимерные микрочастицы можно смешивать или перемешивать перед, в течение или после закачивания. Например, различные полимерные микрочастицы можно предварительно смешивать перед закачиванием в подземный пласт. Различные полимерные микрочастицы можно также смешивать или перемешивать в течение одновременного закачивания двух разных типов полимерных микрочастиц в подземный пласт. Более того, различные полимерные микрочастицы можно также смешивать или перемешивать внутри подземного пласта в результате повторяющихся, последовательных внесений каждого различного типа полимерных микрочастиц.
Существует много преимуществ, которые могут быть результатом использования по меньшей мере двух различных типов микрочастиц, имеющих средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на мл лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Например, использование по меньшей мере двух различных типов полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру, обеспечивает вносимую дозу расширяемых полимерных микрочастиц, содержащую широкое распределение периодов полуразложения и/или размеров микрочастиц. Широкое распределение периодов полуразложения и/или размеров микрочастиц обеспечивает возможность расширения различных фракций распределения полимерных микрочастиц с различными скоростями, под влиянием рН или температуры, например, таким образом обеспечивая возможность протекания микрочастиц с более высоким содержанием лабильного сшивающего агента в более глубинные области подземного пласта. Как таковая, смесь включает полимерные микрочастицы, которые способны расширяться с различными скоростями, что препятствует полной активации внесенной порции расширяемых полимерных микрочастиц только при одной более низкой температуре зоны поглощения. Это позволяет частям внесенной дозы протекать далее от места внесения глубже в подземный пласт прежде активации. Более того, является ли распределение периодов полуразложения в полимерной смеси бимодальным, зависит от распределения периодов полуразложения двух полимеров.
Например, вносимую порцию смеси по меньшей мере двух различных типов неактивированных микрочастиц можно закачать в скважину, которая имеет градиент температуры, или зоны неоднородной температуры. Микрочастицы, которые чувствительны к более низким температурам, активируются в зонах более низких температур, таким образом изменяя соотношение неактивированных микрочастиц в сторону большей концентрации микрочастиц, чувствительных к более высоким температурам, которые активируются в зонах более высоких температур. Как отмечено ранее, различие температуры позволяет частям внесенной дозы протекать далее из участка внесения глубже в подземный пласт до активации.
Использование по меньшей мере двух различных типов полимерных микрочастиц также обеспечивает преимущество эффекта замедленного высвобождения. Конкретно, можно ожидать, что по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц активируются с различными скоростями из-за их различных периодов полуразложения до полной активации. Расширяясь с различными скоростями, полимерные микрочастицы обеспечивают преимущество заполнения зон поглощения, подверженных воздействию микрочастиц, за промежутки времени. Это обеспечивает лучший охват более широких областей зоны поглощения и также обеспечивает более глубокое проникновение из места закачивания вносимой дозы в зону поглощения, чем в случае единственной смеси неактивированных микрочастиц, чувствительных к более низким температурам.
Далее использование по меньшей мере двух различных типов полимерных микрочастиц обеспечивает возможность того, что неактивированные расширяемые полимерные микрочастицы захватываются активированными расширяемыми полимерными микрочастицами. Неактивированные микрочастицы удерживаются на месте до тех пор, пока воздействие конкретного уровня pH или температуры не разрушает лабильный сшивающий агент неактивированных полимерных микрочастиц, таким образом вызывая их активацию. Ожидают, что эта поздняя стадия активации обеспечивает усиливающий эффект для ранее активированных микрочастиц. Эта поздняя стадия активации также обеспечивает защиту от разложения, вытеснения, проскальзывания и/или эрозии полимера в зоне поглощения.
В одном воплощении настоящего изобретения обеспечивают смесь по меньшей мере двух различных типов полимерных микрочастиц. Как таковые, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц могут иметь любое количество характеристик, которые отличаются друг от друга. Например, в одном воплощении средний диаметр частиц неувеличенного объема первых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц больше, чем средний диаметр частиц неувеличенного объема вторых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц. Аналогично, в одном воплощении содержание лабильного сшивающего агента в первых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастицах больше, чем содержание лабильного сшивающего агента во вторых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастицах. В одном воплощении содержание нелабильного сшивающего агента в первых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастицах больше, чем содержание нелабильного сшивающего агента во вторых сильносшитых расширяемых полимерных микрочастицах.
В одном воплощении лабильный сшивающий агент выбирают из диакрилатов и полифункциональных винильных производных полиспирта. Лабильный сшивающий агент также может представлять собой полиметиленгликольдиакрилат.
В одном воплощении композиция включает сшитые анионные, амфотерные, содержащие ионную пару или бетаинсодержащие полимерные микрочастицы.
В одном воплощении композиция находится в форме эмульсии или водной суспензии.
В одном воплощении по меньшей мере одна из сшитых полимерных микрочастиц является анионной. Анионную полимерную микрочастицу можно получить свободнорадикальной полимеризацией неионных мономеров в количестве от примерно 95 до примерно 10 мольн.% и анионных мономеров в количестве от примерно 5 до примерно 90 мольн.%. Неионный мономер может представлять собой акриламид и анионный мономер может представлять собой 2-акриламид-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту.
В одном воплощении нелабильный сшивающий агент представляет собой метиленбисакриламид.
Диаметр расширенных полимерных микрочастиц может быть больше одной десятой доминантного радиуса устьев пор породы в подземном пласте. Альтернативно диаметр расширенных полимерных микрочастиц может быть больше одной четвертой доминантного радиуса устьев пор породы в подземном пласте.
В другом воплощении обеспечивают композицию, которая включает сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, и загущенный водный раствор. Загущенный водный раствор может включать добавки, выбранные из группы, состоящей из растворимых в воде полимеров, рассолов, поверхностно-активных веществ и их сочетаний.
Загущенные водные растворы можно получать любыми способами, известными в уровне техники для изменения вязкости водных растворов. Например, загущенные водные растворы можно получать путем растворения подходящих растворимых в воде полимеров, чтобы эффективно увеличивать вязкость раствора. Растворы также можно получить посредством использования рассолов, которые могут изменять плотность и вязкость раствора. Далее растворы также можно получить путем растворения поверхностно-активных веществ, которые увеличивают вязкость раствора, либо в чистой воде, либо в рассолах. Специалист сразу поймет, что описанные здесь способы изменения вязкости водных растворов приведены только в целях иллюстрации и что способы получения загущенных водных растворов не следует ограничивать описанными здесь примерами.
Существует много преимуществ, которые являются результатом использования смеси полимерных микрочастиц и загущенного водного раствора. Например, добавление второго полимерного раствора к неактивированным полимерным микрочастицам оказывает эффект модификатора вязкости, либо увеличивая, либо уменьшая вязкость вносимого материала. Увеличение или уменьшение вязкости вносимого полимера позволяет очень точно регулировать свойства вносимой дозы, чтобы достичь пути наименьшего сопротивления для уменьшения общего количества полимерных микрочастиц, требуемых при каждом внесении полимера. Аналогично композиции, имеющей по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц, регулирование вязкости вносимого полимера создает возможность для изменения скорости перемещения неактивированных полимерных микрочастиц из места закачивания.
Кроме того, применение композиции, содержащей полимерные микрочастицы, и загущенного водного раствора может также предоставлять дополнительные преимущества в отношении улучшения добычи углеводородных флюидов. Например, если загущенный водный раствор закачивают перед закачиванием полимерных микрочастиц, загущенный водный раствор может обеспечить определенное разграничение пути наименьшего сопротивления для потока полимерных микрочастиц. Как таковой, закачиваемый загущенный водный раствор обеспечивает выделение основных путей зоны поглощения и способствует улучшению общей эффективностью внесения полимера. Более того, в воплощении, где загущенный водный раствор содержит большее количество поверхностно-активных веществ, загущенный водный раствор может также обеспечивать, например, смазывающее действие, что помогает обеспечить протекание полимерных микрочастиц внесенного полимера далее от места внесения и глубже в пласт прежде активации.
Диаметр расширенных полимерных микрочастиц может быть больше одной десятой доминантного радиуса устьев пор породы в подземном пласте. Альтернативно диаметр расширенных полимерных микрочастиц может быть больше одной четвертой доминантного радиуса устьев пор породы в подземном пласте.
В еще одном воплощении обеспечивают композицию, которая включает сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, и по меньшей мере одну обработку подземного месторождения. В воплощении по меньшей мере одна обработка подземного месторождения представляет собой закачиваемый флюид. Флюид может представлять собой любой флюид, известный в уровне техники и используемый при добыче углеводородных флюидов из подземных месторождений. Например, флюид можно выбирать из группы, состоящей из воды, диоксида углерода, метана, азота, полимерных растворов, гелей, поверхностно-активных веществ, усиленных щелочами химикатов, кислот, оснований, пара, пен и их сочетаний.
Примеры обработки подземного месторождения включают как химическую, так и термическую обработку. Более конкретно, химическая обработка может включать закачивание флюидов в подземный пласт. Специалисту понятно, что химические вещества, закачиваемые в подземный пласт, могут представлять любые химические вещества, известные в технике для использования в добыче углеводородных флюидов из подземного месторождения, и могут включать, например, полимеры и гели для регулирования перемещения воды и нефти в месторождении, поверхностно-активные вещества или усиленные щелочами химикаты, которые высвобождают нефть из поверхностей породы месторождения, или пены, способные вытеснять нефть из месторождения в эксплуатационную скважину. Специалисту также понятно, что газы, закачиваемые в подземный пласт могут представлять собой любые газы, известные в технике для использования в добыче углеводородных флюидов из подземного месторождения. Таким образом, газы могут включать, например, диоксид углерода, метан, азот и их сочетания. Аналогично специалисту также понятно, что термическая обработка может включать любую термическую обработку, известную в технике для добычи тяжелой нефти, когда теплоту используют для понижения вязкости нефти. Соответственно, термическая обработка включает, например, закачивание пара.
Добавление неактивированных полимерных частиц в стандартную технологию добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта (ДНИПЭП) повышает эффективность стандартной технологии ДНИПЭП. Более конкретно, сочетание неактивированных полимерных частиц со стандартной технологией ДНИПЭП оказывает эффект, в зависимости от типа обработки, заключающийся в снижении или увеличении периода полуразложения неактивированных полимерных микрочастиц, обусловленный эффектами химического и/или термического воздействия на микрочастицу. Активация полимерных частиц способствует блокировке зон поглощения, посредством чего обеспечивает возможность наблюдаемого улучшения стандартной обработки ДНИПЭП.
В еще одном воплощении обеспечивают композиции, которые включают по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, где по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц имеют различное содержание сшивающих агентов.
В воплощении количество лабильных сшивающих агентов в первой полимерной микрочастице может быть больше, чем количество лабильных сшивающих агентов во второй полимерной микрочастице. Аналогично, количество нелабильных сшивающих агентов в первой полимерной микрочастице также может быть больше, чем количество нелабильных сшивающих агентов во второй полимерной микрочастице. Возможность изменения количества сшивающих агентов в композиции, включающей по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, позволяет обеспечить расширение полимерных микрочастиц при различных скоростях, обусловленных воздействиями pH или температуры, например, обеспечивая возможность протекания микрочастиц с большим содержанием лабильных сшивающих агентов в более глубинные области подземного пласта.
В воплощении первая полимерная микрочастица включают такую же полимерную основную цепь, что и полимерная основная цепь второй полимерной микрочастицы. Как используют здесь, полимерная основная цепь означает первичную цепь повторяющихся звеньев, которые образованы из меньших молекул, называемых мономерами, взаимодействующих с образованием связи для получения длинной цепи. Полимерная основная цепь может содержать другие молекулы или атомы, присоединенные в различных положениях вдоль первичной цепи.
Соответственно, в другом аспекте настоящего изобретения обеспечивают способы применения вышеописанных композиций. Способы направлены на улучшение добычи углеводородных флюидов из подземного пласта и включают закачивание в подземный пласт одной или более композиций, описанных здесь выше, а также их вариантов или сочетаний.
Например, в одном воплощении обеспечивают способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Способ включает закачивание в подземный пласт по меньшей мере двух различных типов сильносшитых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и pH в подземном пласте с получением расширенных микрочастиц.
По меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру, можно закачивать по отдельности в подземный пласт. Альтернативно, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешивать или перемешивать перед, в течение или после закачивания. Например, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешать перед закачиванием в подземный пласт. Альтернативно, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешивать в течение одновременного закачивания в подземный пласт. Кроме того, смешивание может происходить внутри подземного пласта. Когда смешивание происходит внутри подземного пласта, смешивание можно выполнять путем чередующегося закачивания по меньшей мере двух типов полимерных микрочастиц.
В одном воплощении по меньшей мере два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц добавляют в закачиваемую воду в качестве части способа вторичной или третичной добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Закачиваемую воду можно добавлять в подземный пласт при более низкой температуре, чем температура подземного пласта. Закачиваемую воду можно добавлять непосредственно в эксплуатационную скважину,
В одном воплощении закачивание в подземный пласт по меньшей мере двух различных типов сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц используют в программе третичной добычи с использованием воды и диоксида углерода.
В одном воплощении закачивание в подземный пласт по меньшей мере двух различных типов сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц используют в способе третичной добычи, где одним из компонентов является закачивание воды.
В одном воплощении подземный пласт представляет собой углеводородное месторождение в песчанике или карбонатной горной породе.
В другом воплощении обеспечивают способ улучшение добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Способ включает закачивание в подземный пласт как сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, так и загущенного водного раствора. Микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и pH в подземном пласте с получением расширенных микрочастиц. В воплощении загущенный водный раствор включает добавки, выбранные из группы, состоящей из растворимых в воде полимеров, соляных растворов, поверхностно-активных веществ и их сочетаний.
Сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы и загущенный водный раствор можно закачивать по отдельности в подземный пласт. Альтернативно, сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы и загущенный водный раствор можно смешивать или перемешивать перед, в течение или после закачивания. Например, сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы и загущенный водный раствор можно смешать перед закачиванием в подземный пласт. Альтернативно, сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы и загущенный водный раствор можно смешивать в течение одновременного закачивания в подземный пласт. Кроме того, смешивание может происходить внутри подземного пласта. Когда смешивание происходит внутри подземного пласта, смешивание можно выполнять путем чередующегося закачивания сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц и загущенного водного раствора.
В еще одном воплощении настоящее изобретение направлено на способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Способ включает как закачивание в подземный пласт сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, так и по меньшей мере одну обработку подземного пласта. Микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и рН в подземном пласте с получением расширенных микрочастиц.
В воплощении по меньшей мере одна обработка подземного месторождения представляет собой закачиваемый флюид. Флюид может представлять собой любой флюид, известный в уровне техники и используемый при добыче углеводородных флюидов из подземных месторождений. Например, флюид можно выбирать из группы, состоящей из воды, диоксида углерода, метана, азота, полимерных растворов, гелей, поверхностно-активных веществ, усиленных щелочами химикатов, кислот, оснований, пара, пен и их сочетаний.
Расширяемые полимерные микрочастицы и флюид для обработки подземного месторождения можно закачивать по отдельности в подземный пласт. Альтернативно, расширяемые полимерные микрочастицы и флюид для обработки подземного месторождения можно смешивать или перемешивать перед, в течение или после закачивания. Например, расширяемые полимерные микрочастицы и флюид для обработки подземного месторождения можно смешивать перед закачиванием в подземный пласт. Альтернативно, расширяемые полимерные микрочастицы и флюид для обработки подземного месторождения можно смешивать в течение одновременного закачивания в подземный пласт. Кроме того, смешивание может происходить внутри подземного пласта. Когда смешивание происходит внутри подземного пласта, смешивание можно выполнять путем чередующегося закачивания расширяемых полимерных микрочастиц и флюида для обработки подземного месторождения.
В одном воплощении по меньшей мере одна обработка подземного месторождения включает закачивание флюида. Флюид может представлять собой любой флюид, известный в уровне техники и используемый при добыче углеводородных флюидов из подземных месторождений. Например, флюид можно выбирать из группы, состоящей из воды, диоксида углерода, метана, азота, полимерных растворов, гелей, поверхностно-активных веществ, усиленных щелочами химикатов, кислот, оснований, пара, пен и их сочетаний.
В еще одном воплощении обеспечивают способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Способ включает закачивание в подземный пласт по меньшей мере двух различных типов сшитых полимерных микрочастиц, имеющих содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, где по меньшей мере два различных типа сильно сшитых расширяемых полимерных микрочастиц имеют различное содержание сшивающих агентов. Микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и лабильные сшивающие агенты разрушаются при условиях температуры и pH в подземном пласте с получением расширенных микрочастиц.
По меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц, имеющих различное содержание сшивающих агентов, можно закачивать по отдельности в подземный пласт. Альтернативно, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешать или перемешивать перед, в течение или после закачивания. Например, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешивать до закачивания в подземный пласт. Альтернативно, по меньшей мере два различных типа полимерных микрочастиц можно смешивать в течение одновременного закачивания в подземный пласт. Кроме того, смешивание может происходить внутри подземного пласта. Когда смешивание происходит внутри подземного пласта, смешивание можно выполнять путем чередующегося закачивания по меньшей мере двух различных типов полимерных микрочастиц.
Вышеизложенное можно лучше понять при рассмотрении следующих примеров, которые представлены с целью иллюстрации, и не ограничивают область защиты настоящего изобретения.
Примеры 1-8. Получение полимерных микрочастиц
Полимерные микрочастицы по этому изобретению легко получают, используя технологии полимеризации обратной эмульсии, как описано ниже.
Типичную композицию эмульсионного полимера получают полимеризацией эмульсии мономера, состоящей из водной смеси 164,9 г 50% акриламида, 375,1 г 58% акриламидометилпропансульфоната натрия (АМПС), 16,38 г воды, 0,5 г 40% пятинатриевой соли диэтилентриаминпентауксусной кислоты, 3,2 г 1-процентного раствора метиленбисакриламида (мба) и 36,24 г полиэтиленгликольдиакрилата (ПЭГ) в качестве дисперсной фазы и смеси 336 г нефтяного дистиллята, 60 г этоксилированного сорбитололеата и 4 гсорбитан сесквиолеата в качестве непрерывной фазы.
Эмульсию мономера получают путем смешивания водной фазы и нефтяной фазы, затем гомогенизируют, используя гомогенизатор Сильверсона. После деоксигенирования азотом в течение 30 минут полимеризацию инициируют с помощью окислительно-восстановительной пары бисульфит натрия/бромат натрия при комнатной температуре. Температуру полимеризации не регулируют. В общем, теплота полимеризации поднимает температуру от примерно 25°С до примерно 80°С менее чем за 5 минут. После того, как температура достигает максимума, реакционную смесь выдерживают при примерно 75°С еще в течение 2 часов.
При необходимости, полимерные микрочастицы можно изолировать от латекса путем осаждения, фильтрования и промывки смесью ацетона и изопропанола. После сушки нефть и частицы, не содержащие поверхностно-активного вещества, можно повторно диспергировать в водных средах. Средний размер этих латексных частиц, измеренный в деионизированной воде с использованием Malvern Instruments' Mastersizer Е, составляет 0,28 мкм.
В таблице представлены типичные эмульсионные полимеры, полученные согласно способу примера 1.
| Получение полимерных микрочастиц в форме эмульсии | ||||||||
| Прим.1 | Прим.2 | Прим.3 | Прим.4 | Прим.5 | Прим.6 | Прим.7 | Прим.8 | |
| 50% акриламид | 164,9 | 164,9 | 82,45 | 131,84 | 82,5 | 82,5 | 82,5 | 82,5 |
| 58% Na АМПС | 375,1 | 375,1 | 187,5 | 300 | 187,5 | 187,5 | 187,5 | 187,5 |
| Деионизиров. вода | 19,58 | 19,58 | 12,5 | 36,8 | 18 | 22,9 | 25,3 | 26,5 |
| Метиленбис-акриламид | 0,032 | 0,032 | 0 | 7,36 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| PEG-200 диакрилат | 36,24 | 18,12 | 30,46* | 0 | 9,75 | 4,87 | 2,44 | 1,22 |
| Молярн. отношение сшив. агент/мономер (частей на млн) | 56890 | 28500 | 28390 | 2839 | 18390 | 9080 | 4540 | 2270 |
| Нефтяной дистиллят | 336 | 336 | 168 | 268,8 | 168 | 168 | 168 | 168 |
| Этоксилированный сорбитололеат | 60 | 60 | 30 | 48 | 30 | 30 | 30 | 30 |
| Сорбитан сесквиолеат | 4 | 4 | 2 | 3,2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| *PEG-400 диакрилат. | ||||||||
Пример 9
Испытание с гравийным фильтром
Этот пример показывает, что можно распространять полимерные микрочастицы по этому изобретению, имеющие конформацию, ограниченную присущими им обратимыми поперечными связями, и эти частицы увеличиваются в размерах при разрушении этих связей с образованием частиц подходящего размера для получения значительного эффекта.
В испытании с гравийным фильтром гравийный фильтр длиной 12,19 м (40 футов) и внутренним диаметром 0,635 см, 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 обратимых поперечных связей. «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 показали, 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 ясно демонстрирует два следующих аспекта изобретения:
1. Полимерные микрочастицы, имеющие конформацию, ограниченную присущими им обратимыми поперечными связями, можно распространять в пористых средах.
2. Микрочастицы увеличиваются в размерах, когда поперечные связи разрушаются, с образованием частиц подходящего размера для получения значительного эффекта, даже в пористых средах с высокой проницаемостью.
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. Это уменьшение свободного объема выражается в увеличении вязкости дисперсии. Активацию микрочастиц по настоящему изобретению теплом можно продемонстрировать в испытании с отбором проб в бутылки.
Для выполнения испытания с отбором проб в бутылки дисперсию, содержащую 5000 частей на млн частиц основного компонента получали в водной среде (например, синтетический соляной раствор). Диспергирование частиц можно выполнять путем интенсивного перемешивания или с использованием гомогенизатора. Для предотвращения окислительной деградации расширяющихся частиц во время наблюдения, в смесь можно добавить 1000 частей на млн тиосульфата натрия в качестве поглотителя кислорода.
Бутылки устанавливали в печь при постоянной температуре для выдержки. Затем в заданное время бутылки можно извлекать из печи и охлаждать до температуры 24°C (75°F). Вязкость измеряли при 24°С (75°F) с использованием шпинделя №1 Brookfield LV при 60 об/мин (скорость сдвига 13,2 сек-1).
Активацию полимерных микрочастиц теплом можно продемонстрировать путем наблюдения изменения вязкости водных дисперсий частиц, выдерживаемых при различных температурах.
Следует понимать, что различные изменения и модификации описанных здесь предпочтительных в настоящее время воплощений очевидны специалистам в данной области техники. Такие изменения и модификации могут быть сделаны без отклонения от сущности и объема защиты настоящего изобретения и без умаления его предполагаемых преимуществ. Поэтому подразумевается, что такие изменения и модификации включены в объем приложенной формулы изобретения.
Claims (20)
1. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта, включающая, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 млн-1 лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 млн-1 нелабильных сшивающих агентов.
2. Композиция по п.1, в которой, по меньшей мере, один из типов сшитых полимерных микрочастиц включает лабильные сшивающие агенты, выбранные из диакрилатов и полифункциональных винильных производных полиспирта.
3. Композиция по п.1, в которой, по меньшей мере, один из типов сшитых полимерных микрочастиц выбран из группы, состоящей из сшитых анионных, амфотерных, содержащих ионную пару или бетаинсодержащих полимерных микрочастиц.
4. Композиция по п.3, которая находится в форме эмульсии или водной суспензии.
5. Композиция по п.4, в которой, по меньшей мере, один из типов сшитых полимерных микрочастиц представляет собой анионные полимерные микрочастицы.
6. Композиция по п.5, в которой анионные полимерные микрочастицы получены путем свободно-радикальной полимеризации неионных мономеров в количестве от примерно 95 до примерно 10 мол.% и анионных мономеров в количестве от примерно 5 до примерно 90 мол.%.
7. Композиция по п.6, в которой неионный мономер представляет собой акриламид.
8. Композиция по п.7, в которой анионный мономер представляет собой 2-акриламид-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту.
9. Композиция по п.8, в которой лабильный сшивающий агент представляет собой полиметиленгликольдиакрилат.
10. Композиция по п.9, в которой нелабильный сшивающий агент представляет собой метиленбисакриламид.
11. Способ повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт композиции по п.1, в которой микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и лабильные сшивающие агенты разрушаются при условиях температуры и pH в подземном пласте, что обеспечивает образование расширенных микрочастиц.
12. Способ по п.11, в котором первые сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы закачивают прежде, чем вторые сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы.
13. Способ по п.11, включающий смешивание, по меньшей мере, двух типов сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц перед закачиванием.
14. Способ по п.11, включающий смешивание, по меньшей мере, двух типов сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц во время закачивания.
15. Способ по п.11, дополнительно включающий закачивание загущенного водного раствора в подземный пласт.
16. Способ по п.11, дополнительно включающий добавление, по меньшей мере, одной обработки подземного месторождения в подземном пласте.
17. Способ по п.11, в котором композицию добавляют в закачиваемую воду в качестве части способа вторичной или третичной добычи углеводородных флюидов из подземного пласта.
18. Способ по п.11, в котором композицию используют в программе третичной добычи с использованием диоксида углерода и воды.
19. Способ по п.11, в котором композицию используют в способе третичной добычи, где одним из компонентов является закачивание воды.
20. Способ по п.11, 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 |
|---|---|---|---|
| US4671408P | 2008-04-21 | 2008-04-21 | |
| US61/046,714 | 2008-04-21 | ||
| US12/425,089 US7947630B2 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-16 | Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US12/425,089 | 2009-04-16 | ||
| PCT/US2009/040891 WO2009131901A1 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-17 | Compositions and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010142193A RU2010142193A (ru) | 2012-05-27 |
| RU2505578C2 true RU2505578C2 (ru) | 2014-01-27 |
Family
ID=41201616
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010142193/03A RU2505578C2 (ru) | 2008-04-21 | 2009-04-17 | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7947630B2 (ru) |
| AR (1) | AR073339A1 (ru) |
| AU (1) | AU2009239550B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0907315A2 (ru) |
| CA (1) | CA2721953C (ru) |
| CO (1) | CO6311112A2 (ru) |
| GB (1) | GB2471979B (ru) |
| RU (1) | RU2505578C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009131901A1 (ru) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
| US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
| US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
| US9303096B2 (en) * | 2010-04-20 | 2016-04-05 | Rhodia Operations | Expandable elastomeric material in the presence of water or oil |
| US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
| US9090812B2 (en) * | 2011-12-09 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Self-inhibited swell packer compound |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US20140116702A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded Wellbore Servicing Materials and Methods of Making and Using Same |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| EP2951268B1 (en) | 2013-01-31 | 2022-04-06 | Ecolab USA Inc. | Mobility control polymers for enhanced oil recovery |
| US20140262228A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications |
| WO2014159233A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Ecolab Usa Inc. | Methods for increasing retention and drainage in papermaking processes |
| US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
| US9796914B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| US9828844B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-11-28 | BAKER HUGHTES, a GE company, LLC | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| US9809742B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-11-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| US10961832B2 (en) | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| WO2015055730A1 (en) * | 2013-10-16 | 2015-04-23 | Rhodia Operations | Viscosifier agent for oilfield fluids in hard conditions. |
| JP2017149788A (ja) * | 2014-07-01 | 2017-08-31 | 東亞合成株式会社 | 水系ゲル化剤及びその利用 |
| US10442980B2 (en) | 2014-07-29 | 2019-10-15 | Ecolab Usa Inc. | Polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| WO2016114785A1 (en) * | 2015-01-16 | 2016-07-21 | Schlumberger Canada Limited | Subterranean fluids containing suspended polymer bodies |
| US9976390B2 (en) * | 2015-03-30 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling fluids with leakoff control and drill cuttings removal sweeps |
| CA2998856C (en) * | 2015-09-17 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
| AR107710A1 (es) | 2016-02-23 | 2018-05-23 | Ecolab Usa Inc | Emulsiones de polímero entrecruzado de hidrazida para usar en recuperación de petróleo crudo |
| FR3061909B1 (fr) * | 2017-01-19 | 2019-05-24 | S.P.C.M. Sa | Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une composition aqueuse polymerique contenant des microgels |
| 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 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1321805A1 (ru) * | 1985-08-06 | 1987-07-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине |
| US5465792A (en) * | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| 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 |
| RU2297526C2 (ru) * | 2005-03-24 | 2007-04-20 | Александр Яковлевич Хавкин | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2007094897A2 (en) * | 2006-02-10 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Conformance control through stimulus-responsive materials |
| RU2318857C1 (ru) * | 2006-12-25 | 2008-03-10 | Наталья Юрьевна Башкирцева | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2342418C2 (ru) * | 2005-05-30 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2262117B (en) | 1991-12-05 | 1995-05-03 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| 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 |
| NO324590B1 (no) * | 2006-04-26 | 2007-11-26 | Wellcem Innovation As | Fremgangsmate og middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassbronner samt fremgangsmate for fremstilling av slikt middel |
-
2009
- 2009-04-16 US US12/425,089 patent/US7947630B2/en active Active
- 2009-04-17 GB GB1019400.9A patent/GB2471979B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-17 RU RU2010142193/03A patent/RU2505578C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-04-17 BR BRPI0907315A patent/BRPI0907315A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2009-04-17 CA CA2721953A patent/CA2721953C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-17 AU AU2009239550A patent/AU2009239550B2/en not_active Ceased
- 2009-04-17 WO PCT/US2009/040891 patent/WO2009131901A1/en active Application Filing
- 2009-04-21 AR ARP090101407A patent/AR073339A1/es active IP Right Grant
-
2010
- 2010-10-22 CO CO10130861A patent/CO6311112A2/es active IP Right Grant
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1321805A1 (ru) * | 1985-08-06 | 1987-07-07 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине |
| US5465792A (en) * | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| 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 |
| RU2297526C2 (ru) * | 2005-03-24 | 2007-04-20 | Александр Яковлевич Хавкин | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2342418C2 (ru) * | 2005-05-30 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
| WO2007094897A2 (en) * | 2006-02-10 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Conformance control through stimulus-responsive materials |
| RU2318857C1 (ru) * | 2006-12-25 | 2008-03-10 | Наталья Юрьевна Башкирцева | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2471979B (en) | 2012-04-25 |
| AR073339A1 (es) | 2010-11-03 |
| CA2721953C (en) | 2015-06-02 |
| CA2721953A1 (en) | 2009-10-29 |
| AU2009239550B2 (en) | 2013-09-19 |
| CO6311112A2 (es) | 2011-08-22 |
| RU2010142193A (ru) | 2012-05-27 |
| US20090264325A1 (en) | 2009-10-22 |
| GB2471979A (en) | 2011-01-19 |
| US7947630B2 (en) | 2011-05-24 |
| BRPI0907315A2 (pt) | 2016-06-14 |
| AU2009239550A1 (en) | 2009-10-29 |
| GB201019400D0 (en) | 2010-12-29 |
| WO2009131901A1 (en) | 2009-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2505578C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2502775C2 (ru) | Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2501830C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2500711C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2500712C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US7300973B2 (en) | Composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| RU2511444C2 (ru) | Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов | |
| RU2618239C2 (ru) | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
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 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210418 |