RU2618752C2 - Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения - Google Patents
Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2618752C2 RU2618752C2 RU2015117585A RU2015117585A RU2618752C2 RU 2618752 C2 RU2618752 C2 RU 2618752C2 RU 2015117585 A RU2015117585 A RU 2015117585A RU 2015117585 A RU2015117585 A RU 2015117585A RU 2618752 C2 RU2618752 C2 RU 2618752C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gelling
- fluid
- time
- modifier
- group
- Prior art date
Links
- 239000003607 modifier Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 220
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 169
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 claims abstract description 92
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 66
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 49
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 49
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 49
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims abstract description 42
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 40
- 150000001414 amino alcohols Chemical group 0.000 claims abstract description 34
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 15
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N Propanolamine Chemical compound NCCCO WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 100
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 18
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 18
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)C=C ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 11
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 abstract description 35
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 91
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 84
- 239000002585 base Substances 0.000 description 55
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 42
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- -1 for example Polymers 0.000 description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 16
- 229960001124 trientine Drugs 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 7
- SCPFCZWQDLADFJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CC(C)(C)OC(=O)C=C SCPFCZWQDLADFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 4
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 4
- 239000012925 reference material Substances 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
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N diisopropylamine Chemical compound CC(C)NC(C)C UAOMVDZJSHZZME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 150000005621 tetraalkylammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N (2-nonylphenyl) dihydrogen phosphate Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OP(O)(O)=O UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ITWBWJFEJCHKSN-UHFFFAOYSA-N 1,4,7-triazonane Chemical compound C1CNCCNCCN1 ITWBWJFEJCHKSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- 239000002841 Lewis acid Substances 0.000 description 1
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical class CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JGFZNNIVVJXRND-UHFFFAOYSA-N N,N-Diisopropylethylamine (DIPEA) Chemical compound CCN(C(C)C)C(C)C JGFZNNIVVJXRND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 108010039918 Polylysine Proteins 0.000 description 1
- 108010040201 Polymyxins Proteins 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000010933 acylation Effects 0.000 description 1
- 238000005917 acylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005600 alkyl phosphonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003831 antifriction material Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000001769 aryl amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002989 correction material Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005595 deprotonation Effects 0.000 description 1
- 238000010537 deprotonation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043279 diisopropylamine Drugs 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000003574 free electron Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007517 lewis acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Chemical class 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000083 poly(allylamine) Polymers 0.000 description 1
- 229920000333 poly(propyleneimine) Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000656 polylysine Polymers 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 229940041153 polymyxins Drugs 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—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
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации или из поливиниламина, любого его производного, любой его соли; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации или содержащий по меньшей мере одно соединение, выбираемое из группы, состоящей из аминоспиртов; и ввод гелеобразующей жидкости для обработки в пласт. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки по крайней мере части подземного пласта с целью уменьшения водопроницаемости с использованием для этого гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.
Вода часто нежелательным образом сопровождает добычу нефти и газа из скважины, проходящей через подземный пласт. Нежелательная добыча воды из углеводород-добывающих скважин может создавать серьезную техническую проблему и увеличение затрат при нефтедобыче. Если отношение добытой воды к добытым нефти и газу становится достаточно высоким, расходы на отделение воды и захоронение ее могут создать барьер для продолжения добычи. Это может привести к закрытию проходящей через подземный пласт скважины, даже если в ней остаются значительные количества углеводородов.
Высокая подвижность воды в подземном пласте часто позволяет ей протекать к или из ствола скважины через естественные или техногенные трещины, зоны высокой проницаемости и т.п. В таких случаях менее проницаемые зоны в пласте можно обойти. Обход менее проницаемых зон может быть особенно проблематичным, когда в подземный пласт вводится водная жидкость для обработки. Например, в способах усиленной нефтедобычи в подземный пласт во время работ по заводнению может вводиться водная жидкость. Если в подземном пласте имеются менее проницаемые зоны, может происходить снижение добычи нефти и газа из-за менее эффективно проведенной операции заводнения. Наличие естественных и техногенных трещин, высокопроницаемых зон и т.п. также создает проблемы, когда существует необходимость ввода в низкопроницаемые зоны водных жидкостей в целях, отличных от целей работ по заводнению. Примеры таких целей включают кислото-интенсифицирующие обработки и очистительные околоскважинные жидкости. В таких случаях водные жидкости преимущественно поступают в высокопроницаемые зоны и обходят низкокопроницаемые зоны, которые являются целевыми для обработки жидкостями.
Одним из путей решения указанных выше проблем являются обработки с контролем совместимости, посредством которых высокопроницаемые зоны становятся полностью или частично блокированы в отношении потока жидкости. В случае нежелательной добычи воды полное блокирование водопроизводящих проницаемых зон, вне зависимости от степени проницаемости, может остановить нежелательный выход воды. В случае операций заводнения частичное блокирование высокопроницаемых зон может позволить добывать нефть из обойденных низкокопроницаемых зон. В случае интенсификации пласта и околоскважинной очистки частичное блокирование высокопроницаемых зон может привести к отклонению интенсифицирующей текучей среды (например, кислоты) и скважиноочистительной жидкости к низкокопроницаемой зоне.
Обработки с контролем совместимости могут включать в себя введение гелеобразующих полимерных систем в подземный пласт с помощью водной жидкости для обработки. Гелеобразующие полимерные системы могут образовывать гель путем образования поперечных сшивок у водорастворимого полимера с помощью сшивающего агента. К факторам, которые определяют эффективность обработки с контролем совместимости, относятся время гелеобразования и прочность геля гелеобразующих полимерных систем. Например, если время гелеобразования слишком мало, введение или помещение гелеобразующей полимерной системы в подземный пласт может оказаться проблематичным. Напротив, если время гелеобразования слишком велико, гелеобразующая полимерная система может не образовать гель в заданной части подземного пласта, либо же могут потребоваться длительные периоды ожидания перед проведением последующих операций.
Для поперечного сшивания водорастворимых полимеров в гелеобразующих полимерных системах может быть использован ряд сшивающих агентов. Для сшивки акриламид-содержащих полимеров и сополимеров могут использоваться ионы хрома и переходных металлов. Обычно гели, образованные с использованием таких сшивающих агентов оказываются, непригодными при повышенных температурах (например, выше примерно 80°C) из-за неконтролируемых скоростей поперечного сшивания (например, короткого времени гелеобразования), осаждения сшивающего агента, разложения полимера и т.п. Кроме того ионы хрома и некоторых других переходных металлов могут оказывать нежелательное влияние на окружающую среду. Акриламид-содержащие полимеры, сополимеры и их гидролизованные варианты могут также образовывать гель с полиалкилениминами и полиалкиленполиаминами. В таких гелеобразующих полимерных системах время гелеобразования часто настолько мало, что сшивающий агент и водорастворимый полимер обычно закачивают в скважину по отдельности, чтобы предотвратить возникновение преждевременного образования геля. Для изменения времени гелеобразования в таких системах используют также ускорители гелеобразования и замедлители гелеобразования.
Гелеобразующие полимерные системы, как правило, содержат поперечно-сшиваемый полимер и сшивающий агент. Обычно при уменьшении концентрации в жидкости для обработки любого из этих компонентов время, необходимое для образования геля, которое измеряется по увеличению вязкости жидкости для обработки при данной температуре, и называемое в заявке временем гелеобразования, увеличивается. Как правило, время гелеобразования определяют измерением временной зависимости вязкости жидкости для обработки, содержащей гелеобразующую полимерную систему. Хотя жидкости для обработки, имеющие пониженную концентрацию гелеобразующей полимерной системы, являются желательными с точки зрения себестоимости, увеличенное время гелеобразования при пониженных концентрациях может сделать такие жидкости для обработки неэффективными для обработки подземных пластов.
Время гелеобразования жидкости для обработки, содержащей гелеобразующую полимерную систему, обычно зависит от температуры и концентраций в ней водорастворимого полимера и сшивающего агента. Как правило, при повышенных концентрациях этих компонентов время гелеобразования уменьшается. Напротив, при пониженных концентрациях время гелеобразования увеличивается. В некоторых случаях низкоконцентрационные гелеобразующие полимерные системы могут иметь время гелеобразования, которое увеличено до такой степени, что они становятся неэффективными для обработки подземного пласта. К тому же при пониженных концентрациях может быть также до некоторой степени понижена прочность геля. Хотя прочность геля обычно не создает проблем в большей части жидкостей для обработки с контролем совместимости благодаря относительно высоким концентрациям используемых водорастворимого полимера и сшивающего агента, имеются сведения, что в низкоконцентрационных гелеобразующих полимерных системах прочность геля может оказаться пониженной.
При обработках с контролем совместимости с использованием акриламид-содержащих полимеров и сополимеров и сшивающих агентов, таких, например, как полиэтиленимин и полиалкиленполиамины, используют, как правило, относительно высокие концентрации обоих компонентов. С одной лишь экономической точки зрения, было бы желательно уменьшить количества каждого из этих материалов, сохранив при этом приемлемые для достижения успешного контроля совместимости время гелеобразования и прочность геля. В частности, в случае полиэтиленимина было бы также желательно уменьшить количества этого сильно агрессивного материала, используемого в жидкостях для обработки с контролем совместимости, с целью улучшения их экологической характеристики.
Краткое раскрытие изобретения
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки по крайней мере части подземного пласта с целью уменьшения водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.
В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение предлагает способ, включающий создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость; базовый полимер, содержащий звено акриламидного мономера; органический сшивающий агент; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу, любую его соль, любое его производное или любую их комбинацию; ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта; и выдерживание там гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземном пласте.
В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение предлагает способ, включающий: создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость; базовый полимер, содержащий звено акриламидного мономера; органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливинилимина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одно соединение, выбираемое из группы, состоящей из аминоспиртов, олигомерных полиаминов, любой их соли, любого их производного и любой их комбинации; где гелеобразующая жидкость для обработки обладает уменьшенным временем гелеобразования по сравнению с подобной гелеобразующей жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования; ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта; и выдерживание там гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземном пласте.
В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение предлагает способ, включающий: создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость; базовый полимер, содержащий звено акриламидного мономера; органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливинилимина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу, любую ее соль, любое ее производное и любую их комбинацию.
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения станут совершенно очевидными специалисту при чтении описания предпочтительных вариантов осуществления, которое следует ниже.
Краткое описание чертежей
Приведенные ниже фигуры введены для иллюстрации некоторых аспектов настоящего изобретения и их не следует рассматривать как исключительные варианты осуществления. Раскрытая суть изобретения может быть подвергнута значительному модифицированию и изменению и иметь эквиваленты по форме и функциям, как это станет очевидным специалисту, имеющему опыт в данной области технике и способному оценить преимущества данного раскрытия.
Фиг. 1 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования.
Фиг. 2 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) диэтилентриамин в качестве модификатора времени гелеобразования.
Фиг. 3 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) триэтилентетрамин в качестве модификатора времени гелеобразования.
Фиг. 4 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования.
Фиг. 5 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования.
Фиг. 6 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 119°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования.
Фиг. 7 - иллюстративный график зависимости вязкости при 71°C от времени для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат-акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин, хлорид тетраметиламмония и (необязательно) этаноламин.
Фиг. 8 - иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих частично гидролизованный полиакриламид, полиэтиленимин и различные модификаторы геля в базовой жидкости с 2% KCl.
Фиг. 9 - иллюстративный график зависимости вязкости при 71°C от времени для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих частично гидролизованный полиакриламид, полиэтиленимин и различные модификаторы геля в базовой жидкости с 7% KCl.
Детальное раскрытие изобретения
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки по крайней мере части подземного пласта с целью уменьшения водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.
Настоящее изобретение имеет много преимуществ. Например, настоящее изобретение предлагает композиции жидкостей для обработки и способы их применения, в которых гелеобразующие полимерные системы присутствуют в более низких концентрациях, чем те, которые традиционно используют в технике, обеспечивая при этом время гелеобразования, длительность которого достаточна для успешного помещения жидкости для обработки в скважину, и реализации ее технических характеристик. В соответствии с представлениями заявки, «жидкость для обработки» означает жидкость, которую помещают в подземный пласт для выполнения заданной функции. Жидкости для обработки могут использоваться в различных подземных работах, включая (но без ограничения ими), операции бурения, обработки, связанные с добычей, интенсифицирующие обработки, ремонтные работы, операции по отводу флюидов, разрывные работы, операции, связанные с вторичной или третичной добычей, и т.п. В соответствии с представлениями заявки, выражение «обработка» относится к любой подземной операции, в которой используется текучая среда, в сочетании с выполнением заданной функции и/или достижением заданной цели. Если не указано иное, используемое в заявке выражение «обработка» не предполагает какого-либо конкретного действия с помощью текучей среды или какого-либо конкретного компонента ее. Обработочными жидкостями могут быть, например, бурильные жидкости; разрывные жидкости; подкисляющие жидкости, жидкости для обработки, повышающие совместимость; жидкости для защиты от повреждений; корректирующие жидкости; жидкости для удаления и предотвращения окалины; химические заливки и т.п.
В соответствии с настоящими вариантами осуществления, неожиданным образом было обнаружено, что включение настоящих модификаторов времени гелеобразования может уменьшить время гелеобразования в жидкости для обработки, содержащей гелеобразующую полимерную систему. В случае низкоконцентрационной гелеобразующей полимерной системы добавки могут уменьшить время гелеобразования до уровня, который более пригоден для обработки подземного пласта. Иными словами, в таких вариантах осуществления добавки могут служить в качестве промоторов гелеобразования. Однако в некоторых альтернативных вариантах осуществления эти добавки в более высоких концентрациях могут увеличивать время гелеобразования. Иными словами в таких вариантах осуществления эти добавки могут служить в качестве замедлителей гелеобразования. В таких вариантах осуществления эти добавки могут увеличивать время гелеобразования жидкости для обработки, время гелеобразования которой в противном случае было бы слишком мало для того, чтобы она могла быть полезной в желаемом применении. Таким образом, добавки настоящего изобретения могут добавляться к жидкости для обработки, содержащей гелеобразующую полимерную систему, в достаточных количествах для увеличения или уменьшения времени гелеобразования до желаемого уровня.
Более конкретно, неожиданным образом было обнаружено, что жидкости для обработки, содержащие базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено (например, полиакриламид, акриламидные сополимеры и их частично гидролизованные варианты) и органический сшивающий агент (например, полиэтиленимин и полиалкиленамины) могут иметь уменьшенное время гелеобразования при добавлении в жидкость для обработки небольших количеств модификатора времени гелеобразования, который содержит по меньшей мере одну аминогруппу. В число иллюстративных соединений, содержащих по меньшей мере одну аминогруппу, которые могут модифицировать время гелеобразования согласно настоящим вариантами осуществления, входят, например, аминоспирты и олигомерные полиамины (например, диэтилентриамин, триэтилентетрамин и тетраэтиленпентамин). Хотя полиаминовые соединения, имеющие намного более высокий молекулярный вес (например, полиэтиленимин и полиалкиленамины) способны индуцировать поперечное связывание акриламидных полимеров, в контрольных экспериментах было установлено, что аминоспирты и низкомолекулярные олигомерные полиамины, судя по всему, не способны эффективно осуществлять поперечную сшивку (или даже инициировать умеренное поперечное сшивание) с одними только акриламидными полимерами. Таким образом, тот факт, что аминоспирты и олигомерные полиамины могут облегчать поперечное сшивание, оказался особенно неожиданным. Кроме того, тот факт, что аминоспирты и олигомерные полиамины при высоких концентрациях становятся замедлителями гелеобразования, также является неожиданным, так как обычно ожидается, что ускорение гелеобразования должно постоянно усиливаться с повышением концентрации.
В сочетании с модификаторами времени гелеобразования, содержащими по меньшей мере одну аминогруппу, как указывалось выше, могут быть также использованы и другие добавки с целью дополнительного модифицирования времени гелеобразования. Например, в одном из вариантов осуществления для дополнительного модифицирования времени гелеобразования могут использоваться четвертичные аммониевые соли.
В последнее время возникла озабоченность относительно влияния на окружающую среду жидкостей для обработки, используемых для различных подземных работ. Поскольку жидкости для обработки настоящего изобретения могут иметь более низкую концентрацию по крайней мере одного из компонентов гелеобразующей полимерной системы, чем имеют традиционные жидкости для обработки, имеющие сопоставимое время гелеобразования, жидкости для обработки настоящего изобретения могут иметь особые преимущества с экологической точки зрения. В частности, в некоторых вариантах осуществления жидкости для обработки настоящего изобретения могут иметь более низкую концентрацию сшивающего агента и/или базового полимера, чем та, которая в другом случае потребовалась бы для достижения данного времени гелеобразования. В более специфических вариантах осуществления использование в жидкостях для обработки настоящего изобретения модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может позволить понизить концентрации полиэтиленимина, который слишком агрессивен для его использования в жидкости для обработки.
В некоторых применениях в зависимости от подземного пласта в жидкость для обработки могут быть включены неорганические соли (например, соли щелочных металлов и соли щелочноземельных металлов), такие как хлорид натрия и хлорид калия. Как правило, повышение концентрации соли может увеличить время гелеобразования. Увеличение времени гелеобразования может быть особенно проблематичным при низких температурах, когда время гелеобразования уже изначально больше из-за более низких скоростей химических реакций при низких температурах. Увеличенное время гелеобразования в жидкости для обработки, содержащей соль, может быть в некоторых вариантах осуществления успешным образом скомпенсировано путем использования ускорителей гелеобразования. При высоких температурах время гелеобразования короче. Соответствующая подборка концентрации модификатора времени гелеобразования делает возможным применение жидкостей для обработки при высоких температурах. В частности, в некоторых вариантах осуществления модификаторы времени гелеобразования могут увеличивать время в такой степени, что адекватная скорость гелеобразования может быть достигнута и при высоких температурах.
Хотя в настоящем раскрытии преимущественно описываются жидкости для обработки, которые могут быть использованы в операциях контроля совместимости, следует иметь в виду, что жидкости для обработки настоящего изобретения могут быть использованы на любой из следующих стадий: стадии бурения, стадии добычи, стадии интенсифицирования пласта, в операциях усиленной добычи нефти или на стадии корректирования подземной работы. Любая из этих операций имеет преимуществом, например, пониженное количество воды, выводимой из подземного пласта, или уменьшенную водопроницаемость пласта.
Жидкости для обработки настоящего изобретения содержат, как правило, в качестве непрерывной фазы водную базовую жидкость. Базовыми жидкостями водной фазы могут быть, например, свежая вода, подкисленная вода, морская вода, рассол или водный солевой раствор. В некоторых вариантах осуществления жидкости для обработки могут также содержать небольшие количества углеводородов и при этом водная базовая фаза будет продолжать оставаться непрерывной фазой. Небольшие количества углеводородов могут быть введены из любого источника. В одном из вариантов осуществления введение небольших количеств углеводородов в жидкости для обработки настоящего изобретения может производиться одновременно с введением компонентов гелеобразующей полимерной системы, так как некоторые из этих компонентов могут быть получены на рынке в углеводородной базовой жидкости. Предполагается, что небольшие количества углеводородов, в случае их присутствия, не будут в значительной степени влиять на способность жидкости для обработки образовывать гель.
В разных вариантах осуществления жидкости для обработки настоящего изобретения могут включать в себя в качестве непрерывной фазы водную базовую жидкость. В некоторых вариантах осуществления водной базовой жидкостью может быть водный солевой раствор. Концентрация соли в таких водных солевых растворах составляет от примерно 0,1 до примерно 10 вес.%. В некоторых вариантах осуществления концентрация соли может составлять от примерно 1 до примерно 10 вес.% или от примерно 2 до примерно 5 вес.% в других вариантах осуществления. В некоторых вариантах осуществления некоторое или все количество соли может быть заменено каким-либо другим материалом. Например, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по крайней мере часть соли в водной базовой жидкости может быть заменена модификатором времени гелеобразования, содержащим по меньшей мере одну аминогруппу. Иными словами, такие жидкости для обработки могут иметь более низкую концентрацию соли, чем имеют подобные жидкости для обработки, не имеющие модификатора времени гелеобразования. В других вариантах осуществления модификатор времени гелеобразования может быть использован в базовой жидкости, которая сопоставима по составу с подобной ей жидкостью для обработки, не имеющей модификатора времени гелеобразования. Иными словами, в таких вариантах осуществления модификатор времени гелеобразования не заменяет соль базовой жидкости. Как правило, солью водного солевого раствора является соль щелочного металла или соль щелочноземельного металла. Предпочтительными из них в настоящем изобретении являются хлорид натрия и хлорид калия. Для образования водного солевого раствора могут быть также использованы и другие соли щелочных металлов или соли щелочноземельных металлов, такие, например, как нитраты, ацетаты и растворимые формиаты.
В некоторых вариантах осуществления гелеобразующие жидкости для обработки настоящего изобретения могут содержать водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.
В некоторых вариантах осуществления гелеобразующие жидкости для обработки могут иметь уменьшенное время гелеобразования по сравнению с временем гелеобразования подобной ей жидкости для обработки, не имеющей модификатора времени гелеобразования. В альтернативных вариантах осуществления гелеобразующие жидкости для обработки могут иметь увеличенное время гелеобразования по сравнению с временем гелеобразования подобной ей жидкости для обработки, не имеющей модификатора времени гелеобразования. Увеличенные времена гелеобразования обычно наблюдаются при повышенной концентрации модификатора времени гелеобразования. В соответствии с представлениями заявки, выражение «подобная жидкость для обработки» относится к второй жидкости для обработки, имеющей практически тот же состав, что и первая жидкость для обработки за исключением того, что 1) вторая жидкость для обработки имеет отличную концентрацию по меньшей мере одного из компонентов и 2) вторая жидкость для обработки не содержит модификатора времени гелеобразования, содержащего четвертичную аммониевую соль. В «подобной жидкости для обработки» могут при этом содержаться инертные компоненты, не оказывающие значительного влияния на время гелеобразования.
В некоторых вариантах осуществления базовые полимеры могут быть водорастворимыми. В некоторых вариантах осуществления базовые полимеры настоящих жидкостей для обработки могут содержать акриламидное мономерное звено. Такие базовые полимеры могут включать в себя, например, полиакриламид, акриламидные сополимеры и их частично гидролизованные варианты. В альтернативных вариантах осуществления могут использоваться базовые полимеры, содержащие метакриламидное мономерное звено. Примеры подходящих (мет)акриламидных базовых полимеров описаны в патенте США №6176315, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Такие базовые полимеры могут включать в себя, например, водорастворимые полиакриламид, акриламидные сополимеры и их частично гидролизованные варианты. В некоторых случаях акриламидные и метакриламидные мономеры могут быть использованы в сочетании одни с другими. В некоторых вариантах осуществления базовым полимером может быть частично гиролизованный полиакриламид. Такого рода базовый полимер может быть получен от Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma под торговым названием FDP-835™, который имеет молекулярный вес примерно 640000. В некоторых вариантах осуществления базовым полимером может быть сополимер акриламида с каким-либо акрилатом. В более специфических вариантах осуществления базовым полимером может быть сополимер акриламида с трет-бутил акрил атом. Такого рода базовый полимер может быть получен от Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma под торговым названием HZ-10™, который имеет молекулярный вес примерно 107000. В других вариантах осуществления базовым полимером может быть сополимер акриламида и/или метакриламида с такими мономерами как, например, этилен, пропилен, стирол, малеиновый ангидрид и т.п. Такие полимеры могут быть также частично гидролизованными. В других, альтернативных вариантах осуществления акриламид или метакриламид может быть заменен акрилатным сложноэфирным мономерным звеном или использоваться в комбинации с акриламидом или метакриламидом.
Часть базового полимера, содержащая акриламидное мономерное звено, представлена приведенной ниже формулой (1), где волнистые линии означают связи с другими мономерными звеньями.
В некоторых вариантах осуществления базовый полимер может содержать акрилатное сложноэфирное мономерное звено. Часть базового полимера, содержащая акрилатное сложноэфирное мономерное звено, представлена приведенной ниже формулой (2), где волнистые линии означают связи с другими мономерными звеньями, a R обозначает, например, алкильную или арильную группу.
В некоторых вариантах осуществления базовые полимеры, содержащие акриламидный или акрилатные сложноэфирные мономерные звенья, могут быть по крайней мере частично гидролизованными. В соответствии с представлениями заявки, выражение «по крайней мере частично гидролизованный» относится к базовым полимерам, у которых по крайней мере часть их находящихся в боковых цепях амидных или сложноэфирных групп гидролизованы до образования кислотных групп в этих боковых цепях. Иными словами, частично гидролизованные базовые полимеры имеют по крайней мере некоторое количество акриловокислотных мономерных звеньев. В разных вариантах осуществления степень гидролиза может варьировать от примерно 0,1 до примерно 30% акриламидных/акрилатных мономерных звеньев. Частичная структура базового полимера, содержащего акриловокислотные мономерные звенья, представлена приведенной ниже формулой (3), где волнистые линии означают связи с другими мономерными звеньями (например, с другими акриловокислотными мономерными звеньями и/или с другими акриламидными или акрилатными сложноэфирными мономерными звеньями).
В зависимости от pH жидкости для обработки кислотные боковые цепи по крайней мере частично гидролизованных базовых полимеров могут быть протонированными (т.е. кислыми) или депротонированными (т.е. анионной формой). В разных вариантах осуществления базовые полимеры настоящего изобретения могут иметь молекулярный вес в пределах между примерно 100000 и 20000000.
Наряду с прочими факторами технические характеристики описанных выше базовых полимеров могут подвергаться влиянию температуры, при которой их выдерживают для образования геля. Иными словами, время гелеобразования базовых полимеров может меняться в зависимости от температуры подземного пласта, в который их вводят. Например, базовый полимер, который характеризуется приемлемым временем гелеобразования при пониженных температурах, может образовывать гель с неприемлемо высокой скоростью при более высоких температурах. Напротив, базовый полимер, который образует гель с приемлемой скоростью при повышенной температуре, может не образовывать гель с приемлемой скоростью или вообще не образовывать гель при более низких температурах. В случае обработок с контролем совместимости с использованием описанных выше конкретных базовых полимеров в сочетании с полиэтиленимином в качестве органического сшивающего агента, сополимер акриламид/трет-бутилакрилат, как правило, используется в тех случаях, когда температура подземного пласта равна примерно 71°C или выше, в то время как частично гидролизованный полиакриламид используется, как правило, тогда, когда температура подземного пласта составляет от примерно 28°C до примерно 71°C. Следует заметить, что эти предпочтительные диапазоны рабочих температур предназначены для гелеобразующих жидкостей для обработки, которые не содержат модификатора времени гелеобразования, имеющего по меньшей мере одну аминогруппу, или какого-либо другого модификатора времени гелеобразования. Применение модификатора времени гелеобразования в вариантах осуществления настоящего изобретения может обеспечить расширенный эффективный диапазон рабочих температур базового полимера. Соответственно, жидкости для обработки настоящего изобретения можно эффективно использовать в технике, в частности те жидкости для обработки, которые содержат сополимер акриламид/трет-бутилацетат.
В некоторых вариантах осуществления базовые полимеры настоящего изобретения не модифицированы гидрофобным образом. В соответствии с представлениями заявки, «не модифицированный гидрофобным образом» относится к базовому полимеру, который не имеет на себе гидрофобного модифицирования. В соответствии с представлениями заявки, гидрофобным модифицированием базового полимера будет считаться любая гидрофобная группа, имеющая более чем примерно 4 атома углерода. Более конкретно, в некоторых вариантах осуществления базовые полимеры настоящего изобретения не содержат мономерных звеньев, имеющих кватернизованный атом азота и на нем гидрофобное модифицирование.
Особенно подходящими органическими сшивающими агентами, которые можно использовать с описанными выше базовыми полимерами, являются сами поперечно-сшиваемые полимеры. В некоторых вариантах осуществления подходящими поперечно-сшиваемыми полимерами могут быть, например, полиалкиленимины и полиалкиленполиамины, любое их производное, любая их соль и любая их комбинация. В более конкретных вариантах осуществления подходящими поперечно-сшиваемыми полимерами могут быть, например, полиэтиленимин, поливиниламин (полиэтиленполиамин), любое их производное, любая их соль и любая их комбинация. В альтернативных вариантах осуществления поперечно-сшиваемыми полимерами могут быть полипропиленимин, полипропиленполиамин, полиаллиламин, любое их производное, любая их соль и любая их комбинация. В других альтернативных вариантах осуществления органическим сшивающим агентом может быть хитозан, полимиксины, полилизин, любое их производное, любая их соль и любая их комбинация.
В некоторых вариантах осуществления модификатором времени гелеобразования, содержащим по меньшей мере одну аминогруппу, могут быть аминоспирты, олигомерные полиамины, любая их соль, любое их производное или любая их комбинация. Как правило, предполагается, что любое аминосоединение, которое обладает определенной смешиваемостью с водой, может быть пригодным для применения в настоящих вариантах осуществления. Предусматривается также, что любое производное аминоспиртов или олигомерных полиаминов, содержащих атомы азота замещенных аминогрупп, могут претерпевать реакции в условиях скважины с образованием аминогрупп без образования их производных. Иными словами, в настоящих вариантах осуществления предусматриваются также предшественники упомянутых аминоспиртов и олигомерных полиаминов. Например, предусматривается что аминосоединения, содержащие ацилированную аминогруппу, могут претерпевать гидролиз в условиях скважины с образованием свободных аминогрупп, которые после этого выполняют функцию модификаторов времени гелеобразования.
Иллюстративные модификаторы времени гелеобразования могут включать в себя, например этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, пропаноламин, триизопропаноламин, любую их соль, любое их производное, любую их комбинацию и т.п. В случае его присутствия в солевой форме свободный аминоспирт может быть регенерирован либо регулированием pH перед закачиванием в скважину в некоторых вариантах осуществления, либо в подходящих для этого условиях в скважине в других вариантах осуществления.
Пригодные для использования в настоящем изобретении олигомерные полиамины имеют, как правило, молекулярный вес менее чем примерно 400. Иными словами, пригодные для использования в настоящем изобретении олигомерные полиамины не являются полимерными аминосоединениями. Иллюстративные примеры подходящих олигомерных полиаминов могут включать в себя, например, диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин, любую их соль, любое их производное, любую их комбинацию и т.п. В случае его присутствия в солевой форме свободный олигомерный полиамин может быть регенерирован либо регулированием pH перед закачиванием в скважину в некоторых вариантах осуществления, либо в подходящих для этого условиях в скважине в других вариантах осуществления. В альтернативных вариантах осуществления могут быть использованы неолигомерные амины, такие, например, как пропиламин, бутиламин, диэтиламин, диизопропиламин, этилдиизопропиламин, триметиламин, триэтиламин, пиридин и т.п.
Как правило, время гелеобразования жидкостей для обработки настоящего изобретения зависит от количества использованного модификатора времени гелеобразования. Как правило, повышенные концентрации модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, могут иметь следствием укороченное время гелеобразования. Однако следствием сверхпредельной концентрации модификатора времени гелеобразования может быть увеличенное время гелеобразования. Отсюда следует, что, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу, может добавляться к жидкости для обработки, содержащей гелеобразующую полимерную систему данного состава, либо с целью увеличения, либо с целью уменьшения времени гелеобразования.
Без намерения быть связанными какой-либо теорией полагают, что механизм, по которому аминосодержащий модификатор времени гелеобразования выполняет функцию ускорителя гелеобразования или замедлителя гелеобразования, может быть объяснен следующим образом. Сшивающие агенты, такие, например, как полиэтиленимин и полиалкиленполиамины, могут существовать в жидкости для обработки в частично протонированной форме. Степень протонирования может зависеть от pH жидкости для обработки, от типа аминогруппы (например, первичной, вторичной или третичной, алифатической или ариламино-типа) и от строения полимера. Предполагается, что сшивающий агент, содержащий протонированные аминогруппы, не выполняет функцию поперечно-сшивающего центра из-за отсутствия на атоме азота свободной пары электронов. Кроме того предполагается, что аминосодержащие модификаторы времени гелеобразования способны депротонировать протонированные атомы азота в сшивающем агенте, делая их тем самым доступными для реакций поперечного сшивания и уменьшении времени гелеобразования. При повышенных концентрациях модификатора времени гелеобразования, как полагают, имеется избыток аминогрупп от модификатора времени гелеобразования даже после депротонирования атомов аминного азота в сшивающем агенте. Предполагается, что избыточные аминогруппы могут реагировать с водой с образованием гидроксид-ионов согласно уравнению (1), где R обозначает алкильную или арильную группу.
Предполагается, что образовавшийся гидроксид-ион может гидролизовать амидные функциональные группы в сшивающем агенте, образуя карбоксилат-ионы согласно уравнению (2).
Обычно действует правило, согласно которому повышенные уровни гидролиза в полиакриламидных полимерах могут увеличивать время гелеобразования образованной из них жидкости для обработки.
Как правило, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования используются совместно в концентрациях, которые необходимы для достижения желаемого времени гелеобразования для данного применения. На основе данных настоящего раскрытия специалист окажется способным определить должные концентрации базового полимера, органического сшивающего агента и модификатора времени гелеобразования путем рутинного экспериментирования. В некоторых вариантах осуществления гелеобразующие жидкости для обработки настоящего изобретения могут иметь уменьшенное время гелеобразования по сравнению с подобной им гелеобразующей жидкостью для обработки, которая не содержит модификатора времени гелеобразования.
В некоторых вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть ниже примерно 5 вес.%. В других вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть ниже примерно 2 вес.%. В других вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть ниже примерно 1 вес.%. В некоторых вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть в диапазоне между примерно 0,1 и примерно 1 вес.%. В некоторых вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть в диапазоне между примерно 0,2 и примерно 0,8 вес.%. Наконец, в некоторых вариантах осуществления концентрация модификатора времени гелеобразования может быть в диапазоне между примерно 1 и примерно 2 вес.%.
Как правило, концентрация базового полимера в жидкости для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может составлять примерно 10 вес.% или ниже. Аналогичным образом концентрация органического сшивающего агента в жидкости для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может, как правило, составлять примерно 5 вес.% или ниже. Концентрации базового полимера и органического сшивающего агента в жидкостях для обработки настоящего изобретения могут иметь указанные выше значения или ниже. В некоторых вариантах осуществления включение модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может позволить снизить концентрацию базового полимера и/или органического сшивающего агента на по меньшей мере примерно 20% по сравнению с подобной жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования, поддерживая при этом время гелеобразования, пригодное для использования в подземном пласте. В других вариантах включение модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может позволить снизить концентрацию базового полимера и/или органического сшивающего агента на по меньшей мере примерно 40% по сравнению с подобной жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования. В других вариантах включение модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, может позволить снизить концентрацию базового полимера и/или органического сшивающего агента на по меньшей мере примерно 60% по сравнению с подобной жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования. В некоторых вариантах осуществления при пониженных концентрациях базового полимера и/или органического сшивающего агента время гелеобразования может быть в существенной степени таким же, как в случае подобной жидкости для обработки более высокой концентрации, не содержащей модификатора времени гелеобразования. В других вариантах осуществления время гелеобразования может быть промежуточным между временем гелеобразования подобной жидкости для обработки более высокой концентрации, не содержащей модификатора времени гелеобразования, и подобной жидкости для обработки более низкой концентрации, не содержащей модификатора времени гелеобразования. Таким образом, не является необходимым условием, чтобы жидкости для обработки настоящего изобретения имели время гелеобразования существенно такое же как время гелеобразования жидкости для обработки более высокой концентрации. Согласно настоящим вариантам осуществления, настоящие жидкости для обработки имеют время гелеобразования отличное от времени гелеобразования подобной жидкости для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования. Модифицирование времени гелеобразования может сделать жидкости для обработки настоящего изобретения пригодными для использования в данном подземном применении.
В некоторых вариантах осуществления базовый полимер и органический сшивающий агент могут присутствовать при отношении базового полимера к органическому сшивающему агенту до примерно 50:1. В других вариантах осуществления отношение базового полимера к органическому сшивающему агенту может быть не более примерно 20:1. В других вариантах осуществления отношение базового полимера к органическому сшивающему агенту может быть не более примерно 10:1. В некоторых вариантах осуществления отношение базового полимера к органическому сшивающему агенту может быть не менее примерно 5:1. Специалистам известно, что, когда количество базового полимера в жидкостях для обработки настоящего изобретения понижено, в то время как количество органического сшивающего агента остается таким же, как в подобной жидкости для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования, соотношение указанных двух компонентов будет ниже, чем это соотношение в подобной жидкости для обработки более высокой концентрации, не содержащей модификатора времени гелеобразования. Аналогичным образом, когда количество органического сшивающего агента в жидкостях для обработки настоящего изобретения понижено, в то время как количество базового полимера остается таким же, как в подобной жидкости для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования, соотношение указанных двух компонентов будет выше. Когда количества как базового полимера, так и органического сшивающего агента снижены, соотношение этих двух компонентов может быть ниже, выше или оставаться без изменения в зависимости от того, какое количество каждого из компонентов уменьшено в сравнении с другим компонентов.
В некоторых вариантах осуществления настоящие жидкости для обработки могут кроме того содержать по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования наряду с модификатором времени гелеобразования, содержащим по меньшей мере одну аминогруппу. Такие дополнительные модификаторы времени гелеобразования могут быть ускорителями гелеобразования в одних вариантах осуществления или замедлителями гелеобразования в других вариантах осуществления в зависимости от желания увеличить или уменьшить время гелеобразования в той или иной жидкости для обработки. Иллюстративные модификаторы времени гелеобразования могут включать в себя, например, агенты, модифицирующие pH, такие, например, как неорганические кислоты, органические кислоты, органические соли и неорганические соли. Примеры таких модификаторов времени гелеобразования приведены в патентах США 7331390, 7325613, 7322414 и 7287587 и в одновременно поданных патентных заявках США 12/716,951, 12/716,979 и 12/717,004, все из которых зарегистрированы 3 марта 2010. Конкретные иллюстративные примеры pH-модифицирующих агентов могут включать, например, карбонаты, бикарбонаты, ацетаты, формиаты и гидроксиды щелочных металлов; органические кислоты (например, фенолы и уксусная кислота); минеральные кислоты (например, хлористоводородная кислота); и кислоты Льюиса (например, борная кислота). Иллюстративные пригодные для использования в настоящем изобретении замедлители гелеобразования включают, например, соли переходных металлов, способные координироватся с органическим сшивающим агентом, и ангидриды кислот, которые могут по крайней мере частично ацилировать аминогруппы органического сшивающего агента. Подходящий координированный органический сшивающий агент описан в имеющем совместную принадлежность патенте США 6196317, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Использование ангидридов кислот в качестве замедлителя гелеобразования описано в имеющем совместную принадлежность патенте США 7091160, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. В случае использования замедлителя гелеобразования прочность координационной связи и степень ацилирования могут оказывать помощь регулировании времени гелеобразования.
В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования может представлять собой соединения отличные от тех, которые описаны выше и которые традиционно используются в технике. Например, в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере одним дополнительным модификатором времени гелеобразования может быть четвертичная аммониевая соль. Использование солей четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования описано в имеющей совместную принадлежность патентной заявке США (реестровый номер поверенного 2011-IP-041816U1 под названием "Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие четвертичную аммониевую соль в качестве модификаторов времени гелеобразования и способы их применения», зарегистрирована 29 июня 2011), поданная одновременно с настоящей заявкой и которая полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. В некоторых вариантах осуществления использование четвертичной аммониевой соли в сочетании с модификатором времени гелеобразования, содержащем по меньшей мере одну аминогруппу, может приводить к дополнительному уменьшению времени гелеобразования гелеобразующей полимерной системы.
Пригодными для использования в жидкостях для обработки настоящего изобретения солями четвертичного аммония, как правило, являются тетраалкиламмониевые соли. Иллюстративные тетраалкиламмониевые соли могут включать в себя (без ограничения) галогениды тетраметиламмония, галогениды тетраэтиламмония, галогениды тетрапропиламмония, галогениды тетрабутиламмония и т.п. Алкильные группы в солях четвертичного аммония могут быть либо нормальными, либо разветвленными. В некоторых вариантах осуществления жидкости для обработки настоящего изобретения могут содержать в качестве четвертичной аммониевой соли хлорид тетраметиламмония. Четвертичные аммониевые соли с более длинными цепями (например, >C4) могут быть катионными поверхностно-активными веществами. Хотя, не будучи связанными с какой-либо теорией или механизмом действия, полагают, что в настоящих вариантах осуществления могут использоваться соли четвертичного аммония с любой длиной углеродной цепи, предпочтительно, чтобы соли четвертичного аммония содержали алкильные группы, из которых ни одна не была бы больше С4-алкильных групп. В альтернативных вариантах осуществления могут также использоваться соли четвертичного аммония, имеющие по меньшей мере одну алкильную группу, которая больше С4-алкильной группы. Следует заметить, что особенно неожиданным является то, что соли четвертичного аммония могут служить для уменьшения времени гелеобразования в настоящих жидкостях для обработки, поскольку в технике было установлено, что неорганические аммониевые соли могут служить для увеличения времени гелеобразования в подобных жидкостях для обработки.
В некоторых вариантах осуществления жидкости для обработки настоящего изобретения могут дополнительно содержать по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество. В число таких ПАВ входят катионные ПАВ, анионные ПАВ, цвиттерионные ПАВ и неионные ПАВ, множество примеров каждых из которых известны рядовым специалистам. В случае его присутствия ПАВ может использоваться в разных вариантах осуществления настоящих жидкостей для обработки в концентрации в диапазоне между примерно 0,1 и примерно 2,0 вес.% или между примерно 0,5 и примерно 1,0 вес.%
Иллюстративные примеры ПАВ могут включать (без ограничения) этоксилированные нонилфенолфосфаты, алкилфосфонаты, нормальные спирты, соединения нонилфенола, алкоксилированные жирные кислоты, алкилфенол-алкоксилаты, этоксилированные амиды, этоксилированные алкиламины, бетаины, метилсульфонаты (например, такие, которые описаны в имеющих совместную принадлежность патентах США 7159659; 7299874; и 7303019 и в патентной заявке США 11/058,611, зарегистрированной 2 февраля 2005 (в настоящее время доступна в виде публикации патентной заявки США 2006/0183646), раскрытия которых полностью включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала), гидролизованный кератин (например, такой как описанный в имеющем совместную принадлежность патенте США 6547871, раскрытие которого полностью включено в настоящую заявку в качестве ссылочного материала), сульфосукцинаты, таураты, аминоксиды, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные спирты (например, лауриловый спирт-этоксилат, этоксилированный нонилфенол), этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины (например, кокоалкиламин-этоксилат), модифицированные бетаины, алкиламидобетаины (например, кокоамидопропил-бетаин) и четвертичные аммониевые соединения (например, хлорид триметил(талло)аммония, хлорид триметил(коко)аммония). Пригодные ПАВ могут использоваться в жидкой или порошковой форме.
Далее, жидкости для обработки настоящего изобретения могут в некоторых случаях содержать любое число дополнительных добавок, обычно используемых в жидкостях для обработки, включая, например, антиоксиданты, присадки, предотвращающие разложение полимеров, модификаторы относительной проницаемости, ингибиторы образования накипи, ингибиторы коррозии, пенообразователи, противовспенивающие агенты, пеногасители, эмульгирующие агенты, деэмульгаторы, железоконтролирующие агенты, расклинивающие агенты или другие зернистые материалы, зернистые диверторы, соли, кислоты, добавки, регулирующие потерю текучести, газы, катализаторы, стабилизаторы глин, диспергенты, флоккулянты, поглотители (например, H2S-поглотители, CO2-поглотители или O2-поглотители), смазочные средства, измельчители, антифрикционные агенты, закупоривающие агенты, загустители, утяжелители, солюбилизаторы, pH-регуляторы (например, буферы), ингибиторы гидратов, консолидирующие агенты, бактерициды и т.д. Могут также использоваться комбинации этих добавок.
В некоторых вариантах осуществления описанные в заявке гелеобразующие жидкости для обработки могут использоваться для обработки по крайней мере части подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления такие обработки включают в себя уменьшение количества воды, поступающей из этой части подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления такие обработки могут приводить к частичному или полному уменьшению водопроницаемости подземного пласта.
В некоторых вариантах осуществления способы настоящего изобретения могут включать в себя создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу, любую его соль, любое его производное или любую их комбинацию, ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта и выдерживание там гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземом пласте.
В некоторых вариантах осуществления способы настоящего изобретения могут включать в себя создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации, и модификатор времени гелеобразования, который содержит по меньшей мере одно соединение, выбираемое из аминоспиртов, олигомерных полиаминов, любой их соли, любого их производного и любой их комбинации; ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта; и выдерживание там гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземом пласте. В таких вариантах осуществления гелеобразующая обработочная жидкость может обладать уменьшенным временем гелеобразования по сравнению с подобной гелеобразующей жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования.
С целью облегчить лучшее понимание настоящего изобретения ниже приведены примеры предпочтительных вариантов осуществления. Следующие примеры ни в коем случае не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Примеры
Пример 1: Время гелеобразования при 71°C в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и содержащий аминогруппу модификатор времени гелеобразования (уменьшение количеств поперечно-сшиваемого полимера): контрольные гелеобразующие жидкости для обработки были приготовлены со следующими составами: (1) 350 гал/Мгал "HZ-10" и 60 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость), и (2) 350 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). Гелеобразующие жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (3) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20", и 0,36 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость), (4) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,75 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость), (5) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,8 вес.% диэтаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (6) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,36 вес.% диэтилентриамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (7) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,75 вес.% диэтилентриамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (8) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 1,5 вес.% диэтилентриамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (9) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,36 вес.% трииэтилентетрамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (10) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,75 вес.% трииэтилентетрамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); и (11) 350 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 1,5 вес.% трииэтилентетрамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). "HZ-10" представляет собой сополимер тетр-бутилакрилат/акриламид, поставляемый Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma. "HZ-20" представляет собой полимер полиэтиленимин, поставляемый Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma.
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 71°C. На фиг. 1 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования. Как следует из фиг. 1, контрольная жидкость для обработки (1) имеет время гелеобразования примерно 350 мин. При уменьшении вдвое концентрации полиэтиленимина в контрольной жидкости для обработки (2) время гелеобразования увеличивается до примерно 750 мин. Напротив, при введении в жидкость для обработки по изобретению (3) 0,36 вес.% этаноламина время гелеобразования уменьшается до примерно 600 мин. Дальнейшее уменьшение времени гелеобразования до примерно 500 мин наблюдается для жидкости для обработки по изобретению (4) при удвоении концентрации этаноламина до 0,75 вес.%. Близкое время гелеобразования наблюдается для жидкости для обработки по изобретению (5), которая содержит 0,8 вес.% диэтаноламина. Хотя время гелеобразования для жидкостей для обработки по изобретению не достигает значений для исходной контрольной жидкости для обработки (1), время гелеобразования все же значительно уменьшается по сравнению с тем, которое наблюдается для контрольной жидкости для обработки (2). Для жидкостей для обработки по изобретению (3)-(5) время гелеобразования соизмеримо с тем, которое получают при использовании 45-50 гал/Мгал полиэтиленимина в жидкости для обработки в отсутствие аминоспирта в качестве модификатора времени гелеобразования.
Аналогичные результаты наблюдаются при замене служащего в качестве модификатора времени гелеобразования аминоспирта олигомерным полиаминовым модификатором времени гелеобразования. На фиг. 2 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилаат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) диэтилентриамин в качестве модификатора времени гелеобразования. На фиг. 3 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) триэтилентетрамин в качестве модификатора времени гелеобразования. Как следует из фиг. 2, добавление 0,36 вес.% диэтилентриамина в случае жидкости для обработки по изобретению (6) уменьшает время гелеобразования до примерно 550 мин по сравнению с примерно 750 мин в случае контрольной жидкости для обработки изобретения (2). Повышение концентрации диэтилентриамина в жидкости для обработки по изобретению (8) до примерно 1,5 вес.% уменьшает время гелеобразования до 500 мин. Аналогичным образом, как следует из фиг. 3, добавление 0,36 вес.% триэтилентетрамина в случае жидкости для обработки по изобретению (9) уменьшает время гелеобразования до примерно 500 мин по сравнению с примерно 750 мин в случае контрольной жидкости для обработки (2). Дальнейшее повышение концентрации триэтилентетрамина до 1,5 вес.% в случае жидкости для обработки изобретения (11) уменьшает время гелеобразования до 475 мин. Как следует из фигур 2 и 3, два олигомерных полиамина дают сопоставимые между собой результаты по времени гелеобразования при примерно одной и той же концентрации. Таким образом, приведенный выше пример показывает, что путем применения модификатора времени гелеобразования, содержащего по меньшей мере одну аминогруппу, количество поперечно-сшиваемого полимера может быть уменьшено.
Пример 2: время гелеобразования при 71°с в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования (уменьшение количеств базового полимера): контрольные гелеобразующие жидкости для обработки были приготовлены со следующими составами: (12) 350 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) (та же самая, что и контрольная жидкость для обработки (2)) и (13) 175 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). Жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (14) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20" и 0,36 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость), и (15) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,5 об % триэтаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость).
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 71°C. На фиг. 4 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования. Как следует из фиг. 4, контрольная жидкость для обработки (12) имеет время гелеобразования примерно 750 мин. При уменьшении вдвое концентрации базового полимера в контрольной жидкости для обработки (13) время гелеобразования увеличивается до примерно 1200 мин. Добавление 0,36 вес.% этаноламина в случае жидкости для обработки по изобретению (14) дает время гелеобразования примерно 950 мин. Добавление 0,5 вес.% триэтаноламина в случае жидкости для обработки по изобретению (15) дает время гелеобразования примерно 1100 мин. Хотя время гелеобразования в случае жидкостей для обработки по изобретению не достигает значений для исходной контрольной жидкости для обработки (12), время гелеобразования все же значительно уменьшается по сравнению с тем, которое наблюдается для контрольной жидкости для обработки (13). В случае жидкостей для обработки по изобретению (14) и (15) время гелеобразования соизмеримо с временем гелеобразования, полученного при использовании 215-275 гал/Мгал базового полимера в жидкости для обработки в отсутствие аминоспиртового модификатора времени гелеобразования. Вывод: приведенный выше пример показывает, что путем применения аминоспиртового модификатора времени гелеобразования количество базового полимера может быть уменьшено.
Пример 3: время гелеобразования при 71°C в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования (уменьшение количеств базового полимера и поперечно-сшиваемого полимера): контрольная гелеобразующая жидкость для обработки была приготовлена со следующим составом: (16) 175 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) (та же самая, что и в контрольной жидкости для обработки (13)). Гелеобразующие жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (17) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20" и 0,36 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость), (18) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 0,75 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) и (19) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 и 1,55 вес.% этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость).
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 71°C. На фиг. 5 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования. Как следует из фиг. 5, контрольная жидкость для обработки (16) имеет время гелеобразования примерно 1300 мин. При добавлении 0,36-0,75 вес.% этаноламина в случае жидкостей для обработки по изобретению (17) and (18) время гелеобразования уменьшается до примерно 1000 мин. Напротив, при использовании 1,5 вес.% этаноламина в жидкости для обработки по изобретению (19) время гелеобразования увеличивается фактически до примерно 1400 мин. Таким образом, в жидкости для обработки с пониженными концентрациями как базового полимера, так и поперечно-сшиваемого полимера слишком высокие концентрации этаноламина действительно выполняют роль не ускорителя, а замедлителя гелеобразования. Однако при пониженных концентрациях этаноламина для получения соизмеримого времени гелеобразования с временем гелеобразования, которое может быть получено при использовании более высоких концентраций названных компонентов, могут использоваться более низкие концентрации базового полимера и поперечно-сшиваемого полимера.
Пример 4: время гелеобразования при 122°C в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования: контрольные гелеобразующие жидкости для обработки были приготовлены со следующими составами: (20) 250 гал/Мгал "HZ-10" и 20 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) и (21) 167 гал/Мгал "HZ-10" и 20 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). Жидкость для обработки по изобретению была приготовлена со следующим составом: (22) 167 гал/Мгал "HZ-10", 20 гал/Мгал "HZ-20" и 1 об % этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость).
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 123°C. На фиг. 6 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 123°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и (необязательно) аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования. Как следует из фиг. 6, контрольная жидкость для обработки (20) имеет время гелеобразования примерно 80 мин. Снижение концентрации базового полимера в контрольной жидкости для обработки (21) увеличивает время гелеобразования до более чем 200 мин. Следует также отметить, что прочность геля, измеряемая по уровню наблюдаемой вязкости, значительно ниже в контрольной жидкости для обработки (21). Включение в жидкость для обработки (22) этаноламина уменьшает время гелеобразования до примерно 120 мин. Кроме того, прочность геля в случае жидкости для обработки по изобретению (22) значительно выше прочности геля в случае контрольной жидкости для обработки (21). Вывод: аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования вновь приводит к уменьшенному времени гелеобразования по сравнению с контрольной жидкостью для обработки, не содержащей модификатора времени гелеобразования.
Пример 5: Время гелеобразования при 71°C в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин, аминоспиртовый модификатор времени гелеобразования и модификатор времени гелеобразования в виде четвертичной аммониевой соли. Контрольные гелеобразующие жидкости для обработки были приготовлены со следующими составами: (23) 350 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) (та же самая, что и контрольная жидкость для обработки (2)), и (24) 175 гал/Мгал "HZ-10" и 30 гал/Мгал "HZ-20" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость) (та же самая, что и контрольная жидкость для обработки (13)).
Гелеобразующие жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (25) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 в 2%-ном водном хлориде тетраметиламмония и (26) 175 гал/Мгал "HZ-10", 30 гал/Мгал "HZ-20 в 2%-ном водном хлориде тетраметиламмония, содержащем также 0,5 вес.% этаноламина. Источником хлорида тетраметиламмония был "CLAY FIX II", который может быть приобретен от Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma. Следует отметить, что в жидкостях для обработки по изобретению (25) и (26) хлорид тетраметиламмония заменяет в базовой жидкости KCl в качестве соли.
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 71°C. На фиг. 7 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих трет-бутилакрилат/акриламидный базовый полимер, полиэтиленимин, хлорид тетраметиламмония и (необязательно) этаноламин. Как следует из фиг. 7, контрольная жидкость для обработки (23) имеет время гелеобразования примерно 750 мин. При уменьшении вдвое концентрации полиэтиленимина в контрольной жидкости для обработки (24) время гелеобразования увеличивается до примерно 1300 мин. Напротив, при замене 2%-ного водного KCl базовой жидкости в контрольной жидкости для обработки (24) на 2%-ный водный хлорид тетраметиламмония время гелеобразования в жидкости для обработки по изобретению (25) уменьшается до примерно 900 мин. Дополнительное уменьшение времени гелеобразования было осуществлено в жидкости для обработки по изобретению (26) путем введения в базовую жидкость 0,5 вес.% этанола. В случае жидкости для обработки по изобретению (26) время гелеобразования составляет примерно 750 мин, что сопоставимо со временем гелеобразования исходной контрольной жидкости для обработки (23). Однако жидкость для обработки по изобретению (26) достигает такого времени гелеобразования только с половиной исходного количества базового полимера.
Пример 6: Время гелеобразования при 71°C в гелеобразующих жидкостях для обработки, содержащих частично гидролизованный полиакриламидный базовый полимер, полиэтиленимин и различные модификаторы времени гелеобразования. контрольная гелеобразующая жидкость для обработки была приготовлена со следующими составами: (27) 175 гал/Мгал "FDP-835™" и 30 гал/Мгал "HZ-20™" в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). Жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (28) 175 гал/Мгал "FDP-835™, 30 гал/Мгал "HZ-20" и 0,38 об % этаноламина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость); (29) 175 гал/Мгал "FDP-835™, 30 гал/Мгал "HZ-20" и 0,5 об % триэтилентриамина в 2%-ном KCl (базовая жидкость); и (30) 175 гал/Мгал "FDP-835™, 30 гал/Мгал "HZ-20™" и 0,70 об % триэтилентетрамина в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость).
Контрольная гелеобразующая жидкость для обработки была приготовлена со следующим составом: (31) 175 гал/Мгал "FDP-835™" и 30 гал/Мгал "HZ-20™" в 7%-ном KCl (базовая жидкость). Жидкости для обработки по изобретению были приготовлены со следующими составами: (32) 175 гал/Мгал "FDP-835™," 30 гал/Мгал "HZ-20™" и 0,38 об % этаноламина в 7%-ном KCl (базовая жидкость); (33) 175 гал/Мгал "FDP-835™", 30 гал/Мгал "HZ-20™" и 0,5 об % триэтилентетрамина в 7%-ном KCl (базовая жидкость); и (34) 175 гал/Мгал "FDP-835™", 30 гал/Мгал "HZ-20™" и 0,70 об % триэтилентетрамина в 7%-ном KCl (базовая жидкость). "FDP-835™" представляет собой частично гидролизованный полиакриламид, имеющий молекулярный вес примерно 640000, который может быть приобретен от Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma. Источником хлорида тетраметиламмония служил "CLAY FIX II™."
Для определения времени гелеобразования указанных выше жидкостей для обработки измерены временные зависимости их вязкости. Измерения вязкости проводили при 71°C. На фиг. 8 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих частично гидролизованный полиакриламид, полиэтиленимин и различные модификаторы времени гелеобразования в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). На фиг. 9 приведен иллюстративный график зависимости вязкости от времени при 71°C для разных гелеобразующих жидкостей для обработки, содержащих частично гидролизованный полиакриламид, полиэтиленимин и различные модификаторы времени гелеобразования в 2%-ном водном KCl (базовая жидкость). Результаты показывают, что в 2%-ном KCl (базовая жидкость) модификаторы времени гелеобразования увеличивают время гелеобразования, в то время как в 7%-ном KCl те же концентрации модификаторов времени гелеобразования уменьшают время гелеобразования. Следует отметить, что время гелеобразования, как правило, может значительно увеличиваться при повышенных концентрациях соли, прежде всего по причине анионного характера частично гидролизованного полиакриламида. Полагают, что полученные выше результаты показывают, что время гелеобразования жидкостей для обработки может быть полезным образом модифицировано с использованием модификаторов времени гелеобразования в комбинации с подходящими концентрациями неорганической соли.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения целей и преимуществ, так же как и целей и преимуществ, заложенных в самой заявке. Конкретные варианты осуществления, которые раскрыты выше, являются лишь иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и применено на практике разными, но эквивалентными способами, которые очевидны обычному специалисту, который почерпнул информацию, содержащуюся в настоящей заявке. При этом детали приводимых конструкции или дизайна, отличные от тех, которые описаны в приложенной формуле изобретения, ни в коем случае не предполагают ограничений изобретения. Таким образом, очевидно, что отдельные иллюстративные варианты осуществления могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы и все такие изменения будут считаться принадлежащими к объему и сути настоящего изобретения. Когда композиции и способы описываются с использованием таких выражений как «содержащий» или «включающий» разные компоненты или стадии, то эти композиции и способы могут также «по существу состоять из» или «состоять из» этих разных компонентов и стадий. Все раскрытые выше числа и диапазоны могут до известной степени количественно варьировать. Когда раскрывается какой-либо числовой диапазон с низшим пределом или верхним пределом, специфическим образом раскрываются и любое число и любой включенный диапазон. В частности, каждый раскрытый в заявке диапазон значений (в виде «от примерно a до примерно b, или, эквивалентно, «от приблизительно a до b» или, эквивалентно, «от приблизительно а-b") следует понимать как заявление каждого числа и диапазона, находящихся внутри более широкого диапазона значений. При этом выражения в формуле изобретения имеют свое простое общепринятое значение, если определенным образом не оговорено иное и четко определено патентообладателем. Кроме того, используемые в формуле изобретения неопределенный артикль определяется в заявке как означающий один или более чем один элемент, который он вводит. Если использование какого-либо слова или термина в данном описании вступит в конфликт с одним или более патентами или другими документами, которые включены в заявку в качестве ссылочного материала, следует принять определения, которые будут соответствовать данному описанию.
Claims (36)
1. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта, включающий:
создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит:
- водную базовую жидкость;
- базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено;
- органический сшивающий агент; и
- модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере один аминоспирт;
ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта; и
выдерживание гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземном пласте.
2. Способ по п. 1, в котором базовый полимер содержит полимер, выбираемый из группы, состоящей из частично гидролизованного полиакриламида, сополимера акриламида с трет-бутилакрилатом, любого их производного и любой их комбинации.
3. Способ по п. 1, в котором органический сшивающий агент содержит поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации.
4. Способ по п. 1, в котором модификатор времени гелеобразования содержит по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации.
5. Способ по п. 1, в котором гелеобразующая жидкость для обработки кроме того содержит по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования.
6. Способ по п. 5, в котором модификатор времени гелеобразования дополнительно содержит по меньшей мере один олигомерный полиамин, имеющий молекулярный вес менее чем примерно 400.
7. Способ по п. 5, в котором модификатор времени гелеобразования содержит по меньшей мере один олигомерный полиамин, выбираемый из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетрамина, тетраэтиленпентамина, любой их соли, любого их производного и любой их комбинации.
8. Способ по п. 6, в котором по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль.
9. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта, включающий:
создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит:
- водную базовую жидкость;
- базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено;
- органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации; и
- модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации;
ввод гелеобразующей жидкости для обработки в по крайней мере часть подземного пласта; и
выдерживание гелеобразующей жидкости для обработки для образования геля в подземном пласте.
10. Способ по п. 9, в котором базовый полимер содержит полимер, выбираемый из группы, состоящей из частично гидролизованного полиакриламида, сополимера акриламида с трет-бутилакрилатом, любого их производного и любой их комбинации.
11. Способ по п. 9, в котором гелеобразующая жидкость для обработки кроме того содержит по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования.
12. Способ по п. 11, в котором модификатор времени гелеобразования дополнительно содержит по меньшей мере один олигомерный полиамин, выбираемый из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетрамина, тетраэтиленпентамина, любой их соли, любого их производного и любой их комбинации.
13. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль.
14. Гелеобразующая жидкость для обработки для уменьшения водопроницаемости подземного пласта, содержащая:
- водную базовую жидкость;
- базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено;
- органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из поливиниламина, любого его производного, любой его соли; и
- модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одно соединение, выбираемое из группы, состоящей из аминоспиртов.
15. Гелеобразующая жидкость для обработки по п. 14, в которой базовый полимер содержит полимер, выбираемый из группы, состоящей из частично гидролизованного полиакриламида, сополимера акриламида с трет-бутилакрилатом, любого их производного и любой их комбинации.
16. Гелеобразующая жидкость для обработки по п. 14, в которой модификатор времени гелеобразования содержит по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации.
17. Гелеобразующая жидкость для обработки по п. 16, в которой модификатор времени гелеобразования дополнительно содержит по меньшей мере один олигомерный полиамин, выбираемый из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетрамина, тетраэтиленпентамина, любой их соли, любого их производного и любой их комбинации.
18. Гелеобразующая жидкость для обработки по п. 14, в которой гелеобразующая жидкость для обработки содержит, кроме того, по меньшей мере один дополнительный модификатор времени гелеобразования, который содержит четвертичную аммониевую соль.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/171,718 US9090811B2 (en) | 2011-06-29 | 2011-06-29 | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
US13/171,718 | 2011-06-29 |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012127123/03A Division RU2012127123A (ru) | 2011-06-29 | 2012-06-28 | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа и способы их применения |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015117585A RU2015117585A (ru) | 2016-12-10 |
RU2618752C2 true RU2618752C2 (ru) | 2017-05-11 |
Family
ID=46229219
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015117585A RU2618752C2 (ru) | 2011-06-29 | 2012-06-28 | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения |
RU2012127123/03A RU2012127123A (ru) | 2011-06-29 | 2012-06-28 | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа и способы их применения |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012127123/03A RU2012127123A (ru) | 2011-06-29 | 2012-06-28 | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа и способы их применения |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9090811B2 (ru) |
EP (1) | EP2540792A1 (ru) |
AU (1) | AU2012203120B2 (ru) |
CA (1) | CA2779027C (ru) |
MX (1) | MX345855B (ru) |
RU (2) | RU2618752C2 (ru) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9150781B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising quaternary ammonium salt gel-time modifiers and methods for use thereof |
US9090811B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
US9175206B2 (en) | 2012-04-24 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids having adjustable gel times and methods associated therewith |
US20140076562A1 (en) * | 2012-09-14 | 2014-03-20 | Sumit Bhaduri | Method of Reducing Water or Gas Permeability in a Subterranean Formation |
US20140367111A1 (en) * | 2013-06-12 | 2014-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wettability altering gellable treatment fluids |
US9869156B2 (en) | 2013-10-22 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids with clay-based gel retarders and related methods |
US10174241B2 (en) | 2014-02-18 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving the distribution of a sealant composition in a wellbore and treatment fluids providing the same |
WO2017048719A1 (en) | 2015-09-14 | 2017-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Maleic anhydride polymers and methods of treating subterranean formations |
AU2015409574A1 (en) | 2015-09-22 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinked polymer-coated proppant |
AR106771A1 (es) * | 2015-11-23 | 2018-02-14 | Ecolab Usa Inc | Sistema de gel débil para recuperación de petróleo mejorada química |
US10472555B2 (en) | 2016-04-08 | 2019-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer gel for water control applications |
CA3041532A1 (en) | 2016-11-04 | 2018-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for sealing off flow channels in contact with set cement |
CN106800921B (zh) * | 2016-12-02 | 2019-06-07 | 长江大学 | 广温高矿化度调堵用冻胶 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030019627A1 (en) * | 1996-10-09 | 2003-01-30 | Qi Qu | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
EA007350B1 (ru) * | 2002-07-12 | 2006-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ |
US20060278390A1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable polymer compositions and associated methods |
RU2351627C2 (ru) * | 2003-05-16 | 2009-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации |
US20090145607A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Leiming Li | High Temperature Fracturing Fluids and Method of Use |
RU2411278C1 (ru) * | 2009-09-21 | 2011-02-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
Family Cites Families (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4773481A (en) | 1987-06-01 | 1988-09-27 | Conoco Inc. | Reducing permeability of highly permeable zones in underground formations |
US4842073A (en) | 1988-03-14 | 1989-06-27 | Halliburton Services | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US4974678A (en) | 1989-03-28 | 1990-12-04 | Halliburton Company | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US4977962A (en) | 1989-03-28 | 1990-12-18 | Halliburton Company | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US4975208A (en) * | 1989-05-05 | 1990-12-04 | Union Oil Company Of California | Compositions for use in steam enhanced oil recovery processes |
US5007481A (en) | 1990-02-02 | 1991-04-16 | Exxon Chemical Patents, Inc. | Method of treating subterranean formations using a non-damaging fracturing fluid |
US5179136A (en) | 1990-09-10 | 1993-01-12 | Phillips Petroleum Company | Gelatin of acrylamide-containing polymers with aminobenzoic acid compounds and water dispersible aldehydes |
US5089151A (en) | 1990-10-29 | 1992-02-18 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
US5203834A (en) | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
JP3082323B2 (ja) | 1991-07-30 | 2000-08-28 | ソニー株式会社 | メモリモジュール |
US5181568A (en) | 1991-09-26 | 1993-01-26 | Halliburton Company | Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations |
US5447986A (en) | 1992-06-29 | 1995-09-05 | Phillips Petroleum Company | Acceleration of gelation of water soluble polymers |
AU663386B2 (en) | 1992-06-30 | 1995-10-05 | Senju Pharmaceutical Co., Ltd. | Artificial sea-water |
US5335733A (en) | 1992-08-31 | 1994-08-09 | Union Oil Company Of California | Method for delaying gelation of a gelable polymer composition injected into a subterranean formation |
US5617920A (en) | 1992-08-31 | 1997-04-08 | Union Oil Company Of California | Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels |
US5363916A (en) * | 1992-12-21 | 1994-11-15 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
GB9426025D0 (en) | 1994-12-22 | 1995-02-22 | Smith Philip L U | Oil and gas field chemicals |
CA2182055C (en) | 1996-07-25 | 1999-05-11 | Julien Martineau | Concrete form system, ties therefor, and method of using the system and ties |
GB9619418D0 (en) | 1996-09-18 | 1996-10-30 | Urlwin Smith Phillip L | Oil and gas field chemicals |
US6222091B1 (en) * | 1997-11-19 | 2001-04-24 | Basf Aktiengesellschaft | Multicomponent superabsorbent gel particles |
US6176315B1 (en) | 1998-12-04 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow through subterranean zones |
US6607035B1 (en) | 1998-12-04 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow through subterranean zones |
US6189615B1 (en) | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
US6196317B1 (en) | 1998-12-15 | 2001-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones |
US6431280B2 (en) | 1998-12-21 | 2002-08-13 | Geoffrey Stanley Bayliss | Method for placement of blocking gels or polymers at specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations |
SG101990A1 (en) | 2000-08-11 | 2004-02-27 | Nippon Catalytic Chem Ind | Cement dispersant and cement composition comprising this |
US6476169B1 (en) | 2000-09-28 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing subterranean formation water permeability |
US6367550B1 (en) | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
US6823939B2 (en) | 2002-05-15 | 2004-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
US6838417B2 (en) | 2002-06-05 | 2005-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods including formate brines for conformance control |
US6936574B2 (en) | 2002-08-30 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process for controlling gas migration during well cementing |
US6971448B2 (en) | 2003-02-26 | 2005-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
US7220708B2 (en) | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US6889768B2 (en) | 2003-03-11 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
US6981552B2 (en) | 2003-03-21 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
US7007752B2 (en) | 2003-03-21 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
US6764981B1 (en) | 2003-03-21 | 2004-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized chitosan-based compound |
US7128148B2 (en) | 2004-04-16 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone |
US7091160B2 (en) | 2004-06-24 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing subterranean formation permeabilities |
US7267174B2 (en) | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
US8703659B2 (en) * | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US7299874B2 (en) | 2005-02-15 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
US7159659B2 (en) | 2005-02-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
US20060183646A1 (en) | 2005-02-15 | 2006-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
US7303019B2 (en) | 2005-02-15 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods |
US7331390B2 (en) | 2005-05-20 | 2008-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
EP1739123B1 (en) | 2005-06-28 | 2014-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable-polymer compositions |
US7322414B2 (en) | 2005-06-28 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable-polymer compositions and associated methods |
US9284478B2 (en) | 2006-01-19 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Salt of weak bronsted base and bronsted acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
US8183184B2 (en) | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
GB2465312B (en) * | 2007-08-17 | 2012-02-08 | Mi Llc | Diverting agents for water shut off |
US20100048430A1 (en) | 2008-08-19 | 2010-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing |
US9890319B2 (en) * | 2009-11-18 | 2018-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same |
US20110214857A1 (en) | 2010-03-03 | 2011-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
US8322421B2 (en) | 2010-03-03 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
US8522874B2 (en) | 2010-03-03 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
US9150781B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising quaternary ammonium salt gel-time modifiers and methods for use thereof |
US9090811B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
-
2011
- 2011-06-29 US US13/171,718 patent/US9090811B2/en active Active
-
2012
- 2012-05-28 AU AU2012203120A patent/AU2012203120B2/en not_active Ceased
- 2012-05-30 EP EP12170025A patent/EP2540792A1/en not_active Withdrawn
- 2012-06-05 CA CA2779027A patent/CA2779027C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-27 MX MX2012007546A patent/MX345855B/es active IP Right Grant
- 2012-06-28 RU RU2015117585A patent/RU2618752C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-06-28 RU RU2012127123/03A patent/RU2012127123A/ru unknown
-
2015
- 2015-06-17 US US14/742,059 patent/US9657217B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030019627A1 (en) * | 1996-10-09 | 2003-01-30 | Qi Qu | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
EA007350B1 (ru) * | 2002-07-12 | 2006-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Снижение вязкости вязкоупругих жидкостей на основе поверхностно-активных веществ |
RU2351627C2 (ru) * | 2003-05-16 | 2009-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации |
US20060278390A1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable polymer compositions and associated methods |
US20090145607A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Leiming Li | High Temperature Fracturing Fluids and Method of Use |
RU2411278C1 (ru) * | 2009-09-21 | 2011-02-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2779027C (en) | 2014-10-14 |
AU2012203120B2 (en) | 2013-08-15 |
MX2012007546A (es) | 2013-01-18 |
MX345855B (es) | 2017-02-17 |
US9657217B2 (en) | 2017-05-23 |
US9090811B2 (en) | 2015-07-28 |
US20130000905A1 (en) | 2013-01-03 |
EP2540792A1 (en) | 2013-01-02 |
CA2779027A1 (en) | 2012-12-29 |
RU2012127123A (ru) | 2014-01-20 |
US20150284622A1 (en) | 2015-10-08 |
RU2015117585A (ru) | 2016-12-10 |
AU2012203120A1 (en) | 2013-01-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2618752C2 (ru) | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения | |
RU2517342C2 (ru) | Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования | |
US8883695B2 (en) | Particulate materials coated with a relative permeability modifier and methods for treating subterranean formations using treatment fluids containing the same | |
US20170306219A1 (en) | Controlled release of chemicals in oilfield operations | |
US8991495B2 (en) | Methods for protecting a hydrocarbon-producing zone of a subterranean formation using a relative permeability modifier | |
CA2933962C (en) | Methods for improving the distribution of a sealant composition in a wellbore and treatment fluids providing the same | |
US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
US20110177985A1 (en) | Surfactants for Reduction of Water Blocks and/or Gas Condensates and Associated Methods | |
US9644130B2 (en) | Reaction products of acrylamide polymers and methods for use thereof as relative permeability modifiers | |
WO2016105385A1 (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
CA2830813C (en) | Treatment fluids containing a relative permeability modifier and a companion polymer interacting synergistically therewith and methods for use thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190629 |