RU2511444C2 - Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов - Google Patents
Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2511444C2 RU2511444C2 RU2010142188/04A RU2010142188A RU2511444C2 RU 2511444 C2 RU2511444 C2 RU 2511444C2 RU 2010142188/04 A RU2010142188/04 A RU 2010142188/04A RU 2010142188 A RU2010142188 A RU 2010142188A RU 2511444 C2 RU2511444 C2 RU 2511444C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- crosslinking agents
- composition according
- microparticles
- polymer microparticles
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 79
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 76
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical compound [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- -1 silyl ester Chemical class 0.000 claims abstract description 40
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 84
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 73
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 47
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 44
- 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 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 29
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 19
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 13
- 125000001181 organosilyl group Chemical group [SiH3]* 0.000 claims description 13
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 11
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 11
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 10
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- 125000005336 allyloxy group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical group C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 3
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 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
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 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 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 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 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 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 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N chloromethane Chemical compound ClC NEHMKBQYUWJMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 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
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 125000001424 substituent group Chemical group 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
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229940050176 methyl chloride Drugs 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
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- ZQZCOBSUOFHDEE-UHFFFAOYSA-N tetrapropyl silicate Chemical compound CCCO[Si](OCCC)(OCCC)OCCC ZQZCOBSUOFHDEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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
- 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
- ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide Chemical compound CN(C)CCCC(=C)C(N)=O ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical group C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 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
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 2
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N silanamine Chemical class [SiH3]N FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 1
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 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
- 125000001637 1-naphthyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C2C(*)=C([H])C([H])=C([H])C2=C1[H] 0.000 description 1
- VBZBISQOWJYWCC-UHFFFAOYSA-N 2-(2-carboxypropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(O)=O VBZBISQOWJYWCC-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
- HCLJOFJIQIJXHS-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-(2-prop-2-enoyloxyethoxy)ethoxy]ethoxy]ethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOCCOCCOCCOC(=O)C=C HCLJOFJIQIJXHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- 125000001622 2-naphthyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C2C([H])=C(*)C([H])=C([H])C2=C1[H] 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
- PKXHXOTZMFCXSH-UHFFFAOYSA-N 3,3-dimethylbut-1-ene Chemical group CC(C)(C)C=C PKXHXOTZMFCXSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 3-[2-(2-prop-2-enoxyethoxy)ethoxy]prop-1-ene Chemical compound C=CCOCCOCCOCC=C XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical group CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)CCCS([O-])(=O)=O BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCRUJAKCJLCJCP-UHFFFAOYSA-N 3-[methoxy(dimethyl)silyl]propyl prop-2-enoate Chemical group CO[Si](C)(C)CCCOC(=O)C=C ZCRUJAKCJLCJCP-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
- 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 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BQMLYXSJBZXIDR-UHFFFAOYSA-N C=C[SiH](C=C)O[SiH](C=C)C=C Chemical class C=C[SiH](C=C)O[SiH](C=C)C=C BQMLYXSJBZXIDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 229920002565 Polyethylene Glycol 400 Polymers 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000006136 alcoholysis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004808 allyl alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium 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
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N chloro(114C)methane Chemical compound [14CH3]Cl NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- KMVZWUQHMJAWSY-UHFFFAOYSA-N chloro-dimethyl-prop-2-enylsilane Chemical compound C[Si](C)(Cl)CC=C KMVZWUQHMJAWSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NQKBNSIOLMRTDL-UHFFFAOYSA-N chloro-hex-5-enyl-dimethylsilane Chemical compound C[Si](C)(Cl)CCCCC=C NQKBNSIOLMRTDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive 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
- 125000004985 dialkyl amino alkyl group Chemical class 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
- CTQCRZPAPNYGJT-UHFFFAOYSA-N dimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound Cl.CN(C)CCCNC(=O)C(C)=C CTQCRZPAPNYGJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LZPKOWNQYHIGGH-UHFFFAOYSA-N dimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;hydrogen sulfate Chemical compound OS(O)(=O)=O.CN(C)CCCNC(=O)C(C)=C LZPKOWNQYHIGGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000010556 emulsion polymerization method Methods 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- FYUWIEKAVLOHSE-UHFFFAOYSA-N ethenyl acetate;1-ethenylpyrrolidin-2-one Chemical compound CC(=O)OC=C.C=CN1CCCC1=O FYUWIEKAVLOHSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethoxy)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C=C NKSJNEHGWDZZQF-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
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 125000003983 fluorenyl group Chemical group C1(=CC=CC=2C3=CC=CC=C3CC12)* 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 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
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 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
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 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
- GRVDJDISBSALJP-UHFFFAOYSA-N methyloxidanyl Chemical group [O]C GRVDJDISBSALJP-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
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 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
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 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
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 125000000286 phenylethyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004344 phenylpropyl group Chemical group 0.000 description 1
- NXGWSWBWEQYMND-UHFFFAOYSA-N piperazine;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.NC(=O)C=C.C1CNCCN1 NXGWSWBWEQYMND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol 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
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing 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
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004076 pyridyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005493 quinolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 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
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 description 1
- 235000015096 spirit Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- LFQCEHFDDXELDD-UHFFFAOYSA-N tetramethyl orthosilicate Chemical compound CO[Si](OC)(OC)OC LFQCEHFDDXELDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000335 thiazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001544 thienyl group Chemical group 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
- 238000005809 transesterification reaction Methods 0.000 description 1
- VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N triallylamine Chemical compound C=CCN(CC=C)CC=C VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IHYCWJYGNRZAOB-UHFFFAOYSA-N trichloro(hex-5-enyl)silane Chemical compound Cl[Si](Cl)(Cl)CCCCC=C IHYCWJYGNRZAOB-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
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—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
- C09K8/50—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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов с использованием указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция позволяет блокировать устья пор пористых сред и улучшить охват месторождения для более полной нефтеотдачи. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 пр.
Description
На первой стадии добычи углеводородов источники энергии, находящиеся в месторождении, 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 смежным 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 изолированием 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 или покидает пласт со дна скважины, также можно использовать цемент для заполнения ствола скважины до уровня выше зоны проникновения.
Когда заканчивание скважины допускает проникновение нагнетаемого флюида как в зоны поглощения, так и в прилегающие зоны, 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. Среди специалистов в данном уровне техники вообще 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 глубокого 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, US 6709402 B2, US 6984705 B2 и US 7300973 B2 и в опубликованной заявке на патент US 2007/0204989 А1.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Мы обнаружили новые полимерные микрочастицы, в которых конформация микрочастиц ограничена гидролитически лабильными сшивающими агентами на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров. Свойства микрочастиц, такие как распределение частиц по размерам и плотность микрочастиц с ограниченной конформацией, задают так, 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 силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и других лабильных сшивающих агентов, присутствующих в микрочастицах. 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 так, 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 очищающий 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 это изобретение представляет собой композицию, включающую сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильного сшивающего агента и от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильного сшивающего агента, где указанный лабильный сшивающий агент включает один или более гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров.
В альтернативных воплощениях также обеспечивают способы применения приведенных выше композиций.
В этом документе описаны дополнительные признаки и преимущества, и они очевидны из следующего подробного описания.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
«Акрилокси-группа» означает группу формулы СН2=СНС(O)O-. «Метакрилокси» означает группу формулы СН2=С(СН3)С(O)O-.
«Алкокси-группа» или «алкоксильная группа» означает определенную здесь алкильную группу, присоединенную к основному молекулярному фрагменту посредством атома кислорода. Типичные алкокси-группы включают метоксильную, этоксильную, пропоксильную, бутоксильную группы и т.п.
«Алкильная группа» означает замещенную или незамещенную группу, образованную из прямой или разветвленной цепи насыщенного углеводорода путем удаления одного атома водорода. Примерами алкильных групп являются метильная, этильная, н- и изопропильная, н-, втор-, изо- и третбутильная группы и т.п..
«Аллильная группа» означает группу формулы -СН2СН=СН2.«Аллилокси-группа» означает группу формулы -ОСН2СН=СН2.
«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. В одном воплощении анионные мономеры включают натриевую соль 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты, натриевую соль винилсульфоновой кислоты и натриевую соль стиролсульфоновой кислоты. В одном воплощении анионный мономер представляет собой натриевую 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. В одном воплощении 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.%. В одном воплощении 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. %.
«Арильная группа» означает замещенные и незамещенные ароматические карбоциклические радикалы и замещенные и незамещенные гетероциклические ароматические радикалы, которые включают, но не ограничивающиеся перечисленным, фенильную, 1-нафтильную или 2-нафтильную, флуоренильную, пиридильную, хинолильную, тиенильную, тиазолильную, пиримидильную, индолильную группы и т.п.
«Арилалкильная группа» означает определенную здесь арильную группу, присоединенную к основному молекулярному фрагменту посредством алкиленовой группы. Типичные арилалкильные группы включают фенилметильную, фенилэтильную, фенилпропильную, 1-нафтилметильную группы и т.п.
«Бетаинсодержащая полимерная микрочастица» означает сшитую полимерную микрочастицу, полученную полимеризацией бетаинового мономера 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-су-льфопропил)-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-8-(сульфопропил)сульфоний бетаин, 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридиний бетаин, N-(4-сульфобутил)-N-метилдиаллиламинаммоний бетаин (МДАБС), N,N-диаллил-N-метил-N-(2-сульфоэтил)аммоний бетаин и подобные соединения. В одном воплощении бетаиновым мономером является N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)-аммоний бетаин.
«Катионный мономер» означает определенное здесь мономерное звено, которое обладает суммарным положительным зарядом. Типичные катионные мономеры включают четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакрилатов и метакрилатов, четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата и метилхлорида (ДМАЕАМХЧ), четвертичная соль диметиламиноэтилметакрилата и метилхлорида (ДМАЕММХЧ), соль диметиламиноэтилакрилата и соляной кислоты, соль диметиламиноэтилакрилата и серной кислоты, четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата и бензилхлорида (ДМАЕАБХЧ) и четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата и метилсульфата, четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакриламидов и метакриламидов, соль диметиламинопропилакриламида и соляной кислоты, соль диметиламинопропилакриламида и серной кислоты, соль диметиламинопропилметакриламид и соляной кислоты и соль диметиламинопропилметакриламида и серной кислоты, хлорид метакриламидопропилтриметиламмония и хлорид акриламидопропилтриметиламмония, и галогениды N,N-диаллилдиалкиламмония, хлорид диаллилдиметиламмония (ДАДМАХ). В одном воплощении катионные мономеры включают четвертичную соль диметиламиноэтилакрилата и метилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилата и метилхлорида и хлорид диаллилдиметиламмония. В одном воплощении катионный мономер является хлоридом диаллилдиметиламмония.
«Сшивающий мономер» означает этилен-ненасыщенный мономер, содержащий по меньшей мере два участка этилен-ненасыщенных связей, которые добавляют для ограничения конформации полимерных микрочастиц данного изобретения. Степень сшивания, используемую в этих полимерных микрочастицах, выбирают так, чтобы обеспечить поддержание жесткой 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. 
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. 
для флюида х, 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. 
Отношение подвижности применяют при изучении вытеснения флюида, например, при заводнении нефтяного месторождения, где х представляет собой воду, а у представляет собой нефть, так как с ним может быть связана эффективность процесса вытеснения. В качестве общего принципа, при отношении подвижности, равном 1, фронт флюида движется почти подобно «пробковому течению» 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.
«Гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров» означают определенный выше сшивающий мономер, который дополнительно включает по меньшей мере одну группу -Si-О- или по меньшей мере одну группу -Si-O(CO)-, или их смесь, и по меньшей мере две винильные, винилокси-, аллилокси-, акрилокси-, метакрилокси- или аллильные группы, или их смесь.
«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 теплоты и/или рН, после того как он введен в полимерную структуру, чтобы уменьшить степень сшивания в полимерной микрочастице по этому изобретению. Вышеупомянутые условия таковы, что они могут разрушать связи в «сшивающем мономере» без существенного разложения остальной основной цепи полимера. Типичные лабильные сшивающие мономеры включают диакриламиды и метакриламиды диаминов, 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, диаллиламид 2,2'-азобис(изобутировой кислоты) и виниловые или аллиловые сложные эфиры ди- или трифункциональных кислот. В одном воплощении лабильные сшивающие мономеры включают растворимые в воде диакрилаты, диакрилат PEG 200 и диакрилат PEG 400, и многофункциональные винильные производные многоатомных спиртов, этоксилированный (9-20) триметилолтриакрилат.
«Мономер» означает полимеризуемое аллиловое, виниловое или акриловое соединение. Мономер может быть анионным, катионным, неионным или цвиттер-ионным. В одном воплощении мономеры включают виниловые мономеры. В другом воплощении мономеры включают акриловые мономеры.
«Неионный мономер» означает определенный здесь мономер, который является электрически нейтральным. Типичные неионные мономеры включают N-изопропилакриламид, М,М-диметилакриламид, М,М-диэтилакриламид, диметиламинопропилакриламид, диметиламинопропилметакриламид, акрилоилморфолин, гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, диметиламиноэтилакрилат (ДМАЭА), диметиламиноэтилметакрилат (ДМАЭМ), малеиновый ангидрид, N-винилпирролидон, винилацетат и N-винилформамид. В одном воплощении неионные мономеры включают акриламид, N-метилакриламид, N,N-диметилакриламид и метакриламид. В другом воплощении неионный мономер представляет собой акриламид.
«Нелабильный сшивающий мономер» означает сшивающий мономер, который не разлагается при условиях температуры и/или рН, которые могли бы вызвать распад включенных в состав лабильных сшивающих мономеров и включенных в состав гидролитически лабильных сшивающих мономеров на основе силиловых эфиров или сложных силиловых эфиров. 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. В одном воплощении нелабильным сшивающим мономером является метиленбисакриламид,
«Винильная группа» означает группу формулы -СН=СН2. «Винилокси-группа» означает группу формулы -ОСН=СН2.
Сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, пригодные для использования в композиции и способе по этому изобретению, получают путем полимеризации мономеров в присутствии гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и возможных лабильных сшивающих агентов и нелабильных сшивающих агентов.
В одном воплощении гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн по отношению к общей массе мономера. В другом воплощении сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 1000 до примерно 200000 частей на млн. В другом воплощении сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 9000 до примерно 200000 частей на млн. В другом воплощении сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых эфиров сложных и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 9000 до примерно 100000 частей на млн. В другом воплощении сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых эфиров сложных и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 20000 до примерно 60000 частей на млн. В другом воплощении сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых эфиров сложных и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 500 до примерно 50000 частей на млн. В другом воплощении гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых эфиров сложных и какие-либо лабильные сшивающие агенты присутствуют в суммарном количестве от примерно 1000 до примерно 20000 частей на млн.
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 распада 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 микрочастицы 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 сорбитололеат и сорбитансесквиолеат. 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 азосоединения, азобисизобутиронитрил; пероксиды, третбутилпероксид; органические соединения, персульфат калия, и окислительно-восстановительные пары, 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.
Полимерные микрочастицы, сшитые с помощью гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров, можно дополнительно сшивать 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, превращают 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 другим растворителям или смесям растворителей, которые смешиваются как с углеводородом, так и с водой, и фильтрования и сушки получаемого твердого вещества.
Водную суспензию полимерных микрочастиц можно получить путем повторного диспергирования сухого полимера в воде.
Гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров можно получить конденсацией виниловых или аллиловых спиртов с алкоксисиланами, аминосиланами или галосиланами. Типичные алкоксисиланы, аминосиланы или галосиланы включают тетрапропоксисилан, тетраметоксисилан, 5-гексенилдиметилхлорсилан, 5-гексенилтрихлорсилан, аллилдиметилхлорсилан, 10-ундеценилтрихлорсилан, винилметилдихлорсилан, винилметилдиэтоксисилан, винилтриметоксисилан, бис(п-аминофенокси)диметилсилан, 3-аминопропилтриметоксисилан и подобные соединения. Например, гидролитически лабильный многофункциональный силоксановый сшивающий агент можно легко получить из тетрапропоксисилана путем алкоголиза с избытком аллилового спирта с последующей отгонкой пропанола. Изменение молярного отношения тетрапропоксисилана или винилтриметоксисилана к аллиловому спирту может привести к трифункциональным или бифункциональным сшивающим агентам.
Другой тип гидролитически лабильного силоксана включает полимеры сложных силиловых эфиров, в которых деструктивные свойства можно изменять в зависимости от заместителей, присоединенных к атомам кремния, и карбонильных групп силиловых сложноэфирных связей. Типичный материал на основе силилового сложного эфира, который можно легко преобразовать в сшивающий агент на основе силилового сложного эфира, представляет собой (3-акрилоксипропил)диметилметоксисилан. Сшивающие агенты на основе полимеров силиловых сложных эфиров можно получить путем реакций транссилилирования-переэтерификации. Получение полимеров силиловых сложных эфиров описано в литературе. См., например, М. Wang et al., Macromolecules, 2000, 33, 734.
В одном воплощении гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров и силиловых сложных эфиров отвечают формуле R1R2R3Si[OSiR4R5]nR6, где R1, R2, R3, R4, R5 и R6 независимо выбраны из винильной, винилокси-, аллилокси- или аллил-, алкил-, арил-, алкокси-, арилалкильной и -OC(О)R6 групп, где n составляет от 0 до 100, при условии, что указанные сшивающие агенты включают по меньшей мере две винильные, винилокси-, аллилокси или аллильные группы, или их смесь.
В одном воплощении R1, R2, R4 и R5 являются алкильными группами, а R3 и R6 независимо выбраны из -СН2-СН=СН2 и -O-СН2-СН=СН2.
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.
Среди других факторов, снижение плотности сшивания зависит от скорости расщепления гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и каких-либо дополнительных лабильных сшивающих агентов. В частности, гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и другие лабильные сшивающие агенты имеют различные скорости разрыва связей при различных температурах. Температура и механизм зависят от природы сшивающих химических связей. Например, известно, что связи силиловых простых эфиров и силиловых сложных эфиров подвержены гидролизу при кислотных и основных условиях. Кривые распада этих связей можно настроить путем изменения заместителей, присоединенных к атомам кремния и углерода сшивающих агентов. Очень массивные заместители или заместители другой электронной природы могут изменять свойства разложения этих лабильных связей.
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 гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и дополнительных лабильных сшивающих агентов, 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.
Один аспект по настоящему изобретению поэтому представляет собой способ отвода флюидов, закачанных в подземный пласт, для достижения улучшенной добычи углеводородного флюида из пласта. В одном воплощении сильносшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, полученные с содержанием сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, можно закачивать в подземный пласт для повышения нефтеотдачи, изменения проницаемости подземного пласта и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, находящихся в пластах.
Существует много преимуществ, которые являются результатом применения полимерных микрочастиц, содержащих гидролизуемые сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров. Эти сшивающие агенты обеспечивают сополимеры, имеющие небольшие распределения размеров частиц и плотности, конформацию, которая ограничена таким образом, что сополимер способен эффективно проходить и распространяться в пористой структуре месторождения углеводородного флюида. По мере того как полимерные микрочастицы проходят пласт месторождения и подвергаются воздействию воды, повышенных температур и изменяющихся уровней рН в пласте, гидролитически лабильные поперечные связи разрушаются, таким образом обеспечивая возможность расширения полимерных микрочастиц. После разрушения по меньшей мере части поперечных связей, полимерные микрочастицы расширяются с образованием расширенной силоксановой пространственной сетки, в которой размер микрочастиц сильно увеличен посредством поглощения несущего флюида, который закачивают в скважину. Обычно несущий флюид представляет собой воду. Однако специалисту понятно, что несущий флюид может быть любым флюидом, известным в уровне техники и используемым для извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта.
Более того, использование полимерных микрочастиц, содержащих гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров, дает несколько преимуществ по отношению к активности или поведению микрочастиц. Например, в воплощениях, в которых гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров включают сшивающие агенты на основе дивинилсилиловых простых эфиров, имеющих различную длину алкильной цепи и строение, сшивающие агенты позволяют лучше регулировать скорость гидролиза сшивающих агентов и, таким образом, лучше регулировать расширение полимерных микрочастиц внутри подземного пласта. Аналогично, полимерные микрочастицы, содержащие сшивающие агенты на основе дивинилсилиловых сложных эфиров, также могут изменять адгезивные свойства микрочастиц по отношению к подземному пласту. Как тактовые полимерные микрочастицы могут вступать в химическую реакцию после приведения в контакт с подземным пластом так, что заряд микрочастиц допускает прилипание микрочастиц к подземному пласту посредством молекулярных сил.
В одном воплощении композиция включает сшитые анионные, катионные, 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 по меньшей мере одна из сшитых полимерных микрочастиц является катионной. Катионные полимерные микрочастицы можно получить свободнорадикальной полимеризацией неионных мономеров с катионными мономерами. В одном воплощении катионный мономер может представлять собой диаллилдиметиламмоний хлорид (ДАДМАХ).
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.
Способность к гидролизу сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров в присутствии воды также является важной, так как гидролизованные силиловые простые эфиры или силиловые сложные эфиры образуют структурированные гели, которые способствуют улучшению добычи углеводородных флюидов из подземных пластов. Расширенные мономеры, которые образуют структурированный гель, разрабатывают так, чтобы они имели распределение размеров частиц и физические характеристики, , например, реологию дисперсии или раствора расширенных мономеров, которые позволяют расширенным мономерам оказывать сопротивление потоку флюидов, которые закачивают в подземный пласт. Например, для расширенных мономеров предусматривают улучшенную смачиваемость поверхности подземного пласта и, таким образом, предусматривают улучшенное распространение в порах пласта. После более глубокого проникновения в пласт, расширенные мономеры способны закупорить предпочтительные пути распространения флюида для отклонения очищающего флюида в менее тщательно охваченные зоны месторождения. По этой причине применение полимерных микрочастиц способно обеспечить улучшенную добычу углеводородных флюидов из подземных пластов.
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 описанных здесь выше композиций, а также их вариантов и/или сочетаний.
В одном воплощении композицию добавляют в закачиваемую воду как часть вторичного или третичного способа добычи углеводородных флюидов из подземного пласта. Закачиваемую воду можно добавлять в подземный пласт при температуре более низкой, чем температура подземного пласта. Закачиваемую воду можно также добавлять непосредственно в эксплуатационную скважину.
Композицию можно добавлять в закачиваемую воду в любом количестве по отношению к активным полимерам, эффективном для улучшения добычи углеводородных флюидов из пласта. Например, в одном воплощении от примерно 100 частей на млн до примерно 10000 частей на млн композиции, исходя из полимерных активных веществ, добавляют в подземный пласт. В другом воплощении от примерно 500 частей на млн до примерно 1500 частей на млн композиции, исходя из полимерных активных веществ, добавляют в подземный пласт. В еще одном воплощении от примерно 500 частей на млн до примерно 1000 частей на млн композиции, исходя из полимерных активных веществ, добавляют в подземный пласт.
В одном воплощении композицию используют в программе третичной добычи с использованием воды и диоксида углерода.
В одном воплощении композицию используют в способе третичной добычи нефти, одним из компонентов которого является закачивание воды.
В одном воплощении подземный пласт представляет собой углеводородное месторождение в песчанике или карбонатной горной породе.
Вышеизложенное можно лучше понять при рассмотрении следующих примеров, которые представлены с целью иллюстрации, и не подразумевают ограничение области защиты настоящего изобретения.
Пример 1. 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 (0,25 дюймов), 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 по изобретению 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 подробно описано в WO 01/96707.
Данные для типичных полимерных микрочастиц по изобретению показывают, что частицы способны перемещаться через первые две секции гравийного фильтра без изменения остаточного фактора сопротивления (RRF). Однако частицы в последней секции, после достижения достаточного времени пребывания, увеличивались в объеме и обеспечивали более высокое значение остаточного фактора сопротивления. Более высокое значение остаточного фактора сопротивления сохраняется после замены закачанного флюида с полимерной дисперсии на соляной раствор.
Этот эксперимент ясно демонстрирует два следующих аспекта изобретения.
1. Полимерные микрочастицы с конформацией, ограниченной 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 2. 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°С (75°F). Вязкость измеряли при 24°С (75°F) с использованием шпинделя №1 вискозиметра 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 (21)
1. Композиция для улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от 100 до 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов, где указанные лабильные сшивающие агенты включают один или более гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров.
2. Композиция по п.1, в которой указанные гидролитически лабильные сшивающие агенты отвечают формуле R1R2R3Si[OSiR4R5]nR6, где R1, R2, R3, R4, R5 и R6 независимо выбраны из винильной, винилокси-, аллилокси-, акрилокси-, метакрилокси-, аллильной, алкильной, арильной, алкокси-, арилалкильной и -OC(O)R6 групп, где n составляет от 0 до 100, при условии, что указанные сшивающие агенты включают по меньшей мере две винильные, винилокси-, аллилокси-, акрилокси-, метакрилокси- или аллильные группы, или их смесь и также включают по меньшей мере одну группу -Si-O- или по меньшей мере одну группу -Si-O(CO)- или их смесь.
3. Композиция по п.1, в которой средний диаметр частиц неувеличенного объема составляет от 0,1 до 3 мкм.
4. Композиция по п.1, в которой средний диаметр частиц неувеличенного объема составляет от 0,1 до 1 мкм.
5. Композиция по п.1, включающая сшитые анионные, катионные, амфотерные, содержащие ионную пару или бетаинсодержащие полимерные микрочастицы.
6. Композиция по п.2, в которой R1, R2, R4 и R5 являются алкильными группами, а R3 и R6 независимо выбраны из -CH2-CH=CH2 и -O-СН2-СН=СН2.
7. Композиция по п.1, где композиция находится в форме эмульсии или водной суспензии.
8. Композиция по п.7, в которой сшитые полимерные микрочастицы являются анионными.
9. Композиция по п.8, в которой анионные полимерные микрочастицы получены путем свободнорадикальной полимеризации от 95 до 10 мольн. % неионных мономеров и от 5 до 90 мольн. % анионных мономеров.
10. Композиция по п.9, в которой неионный мономер представляет собой акриламид.
11. Композиция по п.10, в которой анионный мономер представляет собой 2-акриламид-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту.
12. Композиция по п.1, дополнительно включающая до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов.
13. Композиция по п.12, в которой нелабильный сшивающий агент представляет собой метиленбисакриламид.
14. Композиция по п.1, дополнительно включающая один или более дополнительных лабильных сшивающих агентов.
15. Композиция по п.1, дополнительно включающая одну или более сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих средний диаметр неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от 0 до 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов и от 100 до 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов.
16. Способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт композиции, включающей сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, содержащие гидролитически лабильные сшивающие агенты на основе силиловых простых эфиров или силиловых сложных эфиров, по п.1, где микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и где гидролитически лабильные сшивающие агенты разрушаются при условиях температуры и pH в подземном пласте с образованием расширенных микрочастиц.
17. Способ по п.16, в котором от 100 частей на млн до 10000 частей на млн композиции, исходя из полимерных активных веществ, закачивают в подземный пласт.
18. Способ по п.16, в котором композицию добавляют в закачиваемую воду в качестве части способа вторичной или третичной добычи углеводородных флюидов из подземного пласта.
19. Способ по п.16, в котором композицию используют в программе третичной добычи с использованием диоксида углерода и воды.
20. Способ по п.16, в котором композицию используют в способе третичной добычи нефти, где одним из компонентов является закачивание воды.
21. Способ по п.16, в котором подземный пласт представляет собой углеводородное месторождение в песчанике или карбонатной горной породе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4672108P | 2008-04-21 | 2008-04-21 | |
| US61/046,721 | 2008-04-21 | ||
| PCT/US2009/040664 WO2009131881A2 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-15 | Compositions and methods for diverting injected fluids to achieve improved hydrocarbon fluid recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010142188A RU2010142188A (ru) | 2012-05-27 |
| RU2511444C2 true RU2511444C2 (ru) | 2014-04-10 |
Family
ID=40845858
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010142188/04A RU2511444C2 (ru) | 2008-04-21 | 2009-04-15 | Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8889603B2 (ru) |
| AR (1) | AR073341A1 (ru) |
| AU (1) | AU2009238422B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0907308A2 (ru) |
| CA (1) | CA2721948C (ru) |
| CO (1) | CO6311113A2 (ru) |
| GB (1) | GB2472722C (ru) |
| RU (1) | RU2511444C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009131881A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2782561C2 (ru) * | 2018-08-31 | 2022-10-31 | Зэ Кьюрейтерс Оф Зэ Юниверсити Оф Миссури | Повторно-сшивающаяся гель-частица для контроля охвата co2 и блокировки утечки co2 |
| US11718783B2 (en) * | 2017-12-14 | 2023-08-08 | Snf Group | Method for preparing a composition comprising a hydrosoluble (co)polymer encapsulated in a shell and use of this composition in assisted oil and gas recovery |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7810562B2 (en) * | 2007-12-19 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | In-situ formation of solids for well completions and zonal isolation |
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| WO2012109514A1 (en) * | 2011-02-11 | 2012-08-16 | Bp Corporation North America Inc. | Reservoir treatment |
| US20120279707A1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermally-Activated, High-Temperature Cement Suspending Agent |
| US9120965B2 (en) | 2012-01-27 | 2015-09-01 | Nalco Company | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US9725640B2 (en) * | 2012-04-12 | 2017-08-08 | Chemeor, Inc. | Submicron particles surfactant method for improved oil recovery from subterranean reservoirs |
| CA2874593C (en) | 2012-04-15 | 2017-05-09 | Glenn S. Penny | Surfactant formulations for foam flooding |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| AU2014384861B2 (en) | 2014-03-03 | 2016-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosifier polymer for treatment of a subterranean formation |
| US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10294757B2 (en) | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| US10113098B2 (en) | 2014-12-19 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Servives, Inc. | Composition including viscosifier polymer and polyamine viscosity modifier for treatment of subterranean formations |
| BR112017005428A2 (pt) | 2014-12-19 | 2017-12-12 | Halliburton Energy Services Inc | método para tratar uma formação subterrânea, sistema para realizar o método de tratamento de uma formação subterrânea, sistema, composição para o tratamento de uma formação subterrânea e método de preparar uma composição para o tratamento de uma formação subterrânea |
| FR3064004B1 (fr) * | 2017-03-20 | 2019-03-29 | S.P.C.M. Sa | Forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique |
| 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 |
| US10081756B1 (en) | 2017-05-17 | 2018-09-25 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation material composition comprising oil-swellable and desolvated polymer gels |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| WO2019108971A1 (en) | 2017-12-01 | 2019-06-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| CN108441204B (zh) * | 2018-04-17 | 2020-09-01 | 四川申和新材料科技有限公司 | 一种甜菜碱类高温交联剂及其制备方法 |
| CN109441437A (zh) * | 2018-09-07 | 2019-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种特高含水油藏高耗水通道的识别方法 |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
| CN114716605B (zh) * | 2021-01-05 | 2023-07-25 | 中国石油天然气集团有限公司 | 弱胶凝剂及其制备方法、水泥浆悬浮稳定剂及其应用 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256071C2 (ru) * | 2000-06-14 | 2005-07-10 | Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи. | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта |
| US20060293277A1 (en) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Leshchiner Adelya K | Cross-linked gels of hyaluronic acid with hydrophobic polymers and processes for making for making them |
Family Cites Families (14)
| 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 |
| US5456792A (en) * | 1993-11-15 | 1995-10-10 | Sandar Industries, Inc. | Adhesive dispenser |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| GB9424402D0 (en) * | 1994-12-02 | 1995-01-18 | Allied Colloids Ltd | Dowhole fluid control processes |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| DE19900460A1 (de) * | 1999-01-08 | 2000-07-13 | Basf Ag | Polymerdispersionen |
| DE19924172A1 (de) * | 1999-05-25 | 2000-11-30 | Basf Coatings Ag | Beschichtungsstoff mit einer Mischung aus Kieselsäuren und Harnstoff und/oder Harnstoffderivaten |
| DE19924171A1 (de) * | 1999-05-25 | 2000-11-30 | Basf Coatings Ag | Beschichtungsstoff mit einer Mischung aus mindestens einem Netzmittel und Harnstoffen und/oder Harnstoffderivaten als Thixotropiermittel |
| 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 |
| JP4530733B2 (ja) * | 2004-06-21 | 2010-08-25 | 富士フイルム株式会社 | 六方晶フェライト磁性粉末、その製造方法および磁気記録媒体 |
| US7488705B2 (en) * | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| US20070039732A1 (en) * | 2005-08-18 | 2007-02-22 | Bj Services Company | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention |
| US20070204989A1 (en) | 2006-02-28 | 2007-09-06 | Hongxin Tang | Preformed particle gel for conformance control in an oil reservoir |
| US7306040B1 (en) * | 2006-06-02 | 2007-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-degradable gels |
-
2009
- 2009-04-15 RU RU2010142188/04A patent/RU2511444C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-04-15 GB GB201019397A patent/GB2472722C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-15 US US12/424,244 patent/US8889603B2/en active Active
- 2009-04-15 CA CA2721948A patent/CA2721948C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-15 WO PCT/US2009/040664 patent/WO2009131881A2/en active Application Filing
- 2009-04-15 AU AU2009238422A patent/AU2009238422B2/en not_active Ceased
- 2009-04-15 BR BRPI0907308A patent/BRPI0907308A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2009-04-21 AR ARP090101409A patent/AR073341A1/es active IP Right Grant
-
2010
- 2010-10-22 CO CO10130858A patent/CO6311113A2/es not_active Application Discontinuation
-
2014
- 2014-11-17 US US14/543,417 patent/US9206346B2/en active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256071C2 (ru) * | 2000-06-14 | 2005-07-10 | Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи. | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта |
| US20060293277A1 (en) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Leshchiner Adelya K | Cross-linked gels of hyaluronic acid with hydrophobic polymers and processes for making for making them |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| E.Themistou, C.S.Patrickios. Synthesis and Characterization of Star Polymers and Cross-Linked Star Polymer Model Networks Containing a Novel, Silicon-Based, Hydrolyzable Cross-linker. Macromolecules, 2004, vol.37, pp.6734-6743. * |
| WO 0196707 A1 (NALKO/EXXON ENERGY CHEMICALS (US)), 20.12.2001. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11718783B2 (en) * | 2017-12-14 | 2023-08-08 | Snf Group | Method for preparing a composition comprising a hydrosoluble (co)polymer encapsulated in a shell and use of this composition in assisted oil and gas recovery |
| RU2782561C2 (ru) * | 2018-08-31 | 2022-10-31 | Зэ Кьюрейтерс Оф Зэ Юниверсити Оф Миссури | Повторно-сшивающаяся гель-частица для контроля охвата co2 и блокировки утечки co2 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2009238422B2 (en) | 2013-12-12 |
| US8889603B2 (en) | 2014-11-18 |
| US20150068748A1 (en) | 2015-03-12 |
| GB201019397D0 (en) | 2010-12-29 |
| GB2472722C (en) | 2013-01-09 |
| RU2010142188A (ru) | 2012-05-27 |
| CO6311113A2 (es) | 2011-08-22 |
| WO2009131881A2 (en) | 2009-10-29 |
| BRPI0907308A2 (pt) | 2020-06-09 |
| CA2721948A1 (en) | 2009-10-29 |
| US20090260819A1 (en) | 2009-10-22 |
| WO2009131881A3 (en) | 2009-12-30 |
| CA2721948C (en) | 2016-12-13 |
| GB2472722A (en) | 2011-02-16 |
| US9206346B2 (en) | 2015-12-08 |
| AR073341A1 (es) | 2010-11-03 |
| GB2472722B (en) | 2012-12-12 |
| AU2009238422A1 (en) | 2009-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2511444C2 (ru) | Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов | |
| RU2501830C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2505578C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2500711C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2502775C2 (ru) | Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| AU2016204046B2 (en) | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| US6729402B2 (en) | Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| RU2500712C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
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: 20210416 |