RU2670295C1 - Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара - Google Patents
Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670295C1 RU2670295C1 RU2017113352A RU2017113352A RU2670295C1 RU 2670295 C1 RU2670295 C1 RU 2670295C1 RU 2017113352 A RU2017113352 A RU 2017113352A RU 2017113352 A RU2017113352 A RU 2017113352A RU 2670295 C1 RU2670295 C1 RU 2670295C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- subterranean formation
- composition
- fluid
- microparticles
- polymer
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 62
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 54
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 60
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 54
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 23
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 21
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 17
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 13
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 13
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 12
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- -1 4-sulfobutyl Chemical group 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 8
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 4
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 4
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 4
- CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N (2r,3r,4r,5s)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N 0.000 description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 3
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 description 3
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQRNRKASNNVFAJ-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethyl(2-prop-2-enoyloxyethyl)azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)CCC[N+](C)(C)CCOC(=O)C=C ZQRNRKASNNVFAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)CCCS([O-])(=O)=O BCAIDFOKQCVACE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical group C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- KQNPFQTWMSNSAP-UHFFFAOYSA-N isobutyric acid Chemical compound CC(C)C(O)=O KQNPFQTWMSNSAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000593 microemulsion method Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 2
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 description 1
- XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 1-morpholin-4-ylprop-2-en-1-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCOCC1 XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRAMZQXXPOLCIY-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethanesulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCS(O)(=O)=O PRAMZQXXPOLCIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFPLNIBCLGFBKV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate;methyl hydrogen sulfate Chemical compound COS([O-])(=O)=O.C[NH+](C)CCOC(=O)C=C RFPLNIBCLGFBKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HIWGDJVTAWTBNH-UHFFFAOYSA-N 2-methylidene-5-sulfopentanoic acid Chemical compound OC(=O)C(=C)CCCS(O)(=O)=O HIWGDJVTAWTBNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DNHDSWZXBHTLDP-UHFFFAOYSA-N 3-(2-ethenylpyridin-1-ium-1-yl)propane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)CCC[N+]1=CC=CC=C1C=C DNHDSWZXBHTLDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 3-[2-(2-prop-2-enoxyethoxy)ethoxy]prop-1-ene Chemical compound C=CCOCCOCCOCC=C XSSOJMFOKGTAFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCO GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCCCOC(=O)C=C QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide Chemical compound CN(C)CCCC(=C)C(N)=O ZWAPMFBHEQZLGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FRVAAJHKPLKCGZ-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide;hydrochloride Chemical compound Cl.CN(C)CCCC(=C)C(N)=O FRVAAJHKPLKCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZBHKBVAZQKTKW-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylidenepentanamide;sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O.CN(C)CCCC(=C)C(N)=O TZBHKBVAZQKTKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 6-(dimethylamino)-2-methylhex-2-enamide Chemical compound CN(C)CCCC=C(C)C(N)=O FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FBVQFBMJQBRLPD-UHFFFAOYSA-N C(CC)S(=O)(=O)OC.C(C=C)(=O)N.[Na] Chemical compound C(CC)S(=O)(=O)OC.C(C=C)(=O)N.[Na] FBVQFBMJQBRLPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYPNNJFHXFVZRS-UHFFFAOYSA-N CC(C([S+](CCCS([O-])(=O)=O)CCSC)=O)=C Chemical compound CC(C([S+](CCCS([O-])(=O)=O)CCSC)=O)=C FYPNNJFHXFVZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RKZXQQPEDGMHBJ-LIGJGSPWSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentakis[[(z)-octadec-9-enoyl]oxy]hexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)COC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC RKZXQQPEDGMHBJ-LIGJGSPWSA-N 0.000 description 1
- 150000008043 acidic salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000000746 allylic group Chemical group 0.000 description 1
- WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N azane;prop-2-enoic acid Chemical compound N.OC(=O)C=C WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N azanium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [NH4+].CC(=C)C([O-])=O DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010533 azeotropic distillation Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000010504 bond cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- BHDFTVNXJDZMQK-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical group ClC.CN(C)CCOC(=O)C(C)=C BHDFTVNXJDZMQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical group ClC.CN(C)CCOC(=O)C=C WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N divinyl sulfone Chemical compound C=CS(=O)(=O)C=C AFOSIXZFDONLBT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000010931 ester hydrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000012688 inverse emulsion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012703 microemulsion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylprop-2-enamide Chemical compound CCN(CC)C(=O)C=C OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N n-[2-(2-hydroxyethylamino)ethyl]-2-[[1-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCNCCO QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000671 polyethylene glycol diacrylate Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N prop-2-ene-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC=C UIIIBRHUICCMAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004583 superabsorbent polymers (SAPs) Substances 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N triallylamine Chemical compound C=CCN(CC=C)CC=C VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/518—Foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, и способу изменения водопроницаемости подземной формации. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, где указанные сшитые микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH. Способ повышения темпа добычи углеводородных флюидов в подземной формации, включающий: введение в подземную формацию указанной выше композиции закачиваемого флюида и извлечение углеводородного флюида. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл., 2 пр.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение в целом относится к композициям и способам отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара или формации. Точнее, изобретение относится к композициям и способам отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара или формации, подвергнутых закачке CO2 или попеременной закачке газообразных CO2 и воды. В особенности изобретение относится к композициям из набухающих сшитых полимерных микрочастиц, которые меняют проницаемость подземных формаций при низких значениях pH и повышают подвижность и/или скорость отбора углеводородных флюидов, имеющихся в подземных формациях.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОМУ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
На первой стадии отбора углеводорода источники энергии в резервуаре используют для перемещения нефти, газа, конденсата и т.д. в эксплуатационные скважины, откуда они могут выходить или их выкачивают в погрузочно-разгрузочные устройства на поверхности. Этим способом обычно можно извлечь относительно небольшую долю имеющегося углеводорода. Наиболее часто используемое решение проблемы поддержания энергии в резервуаре и обеспечения перемещения углеводорода в эксплуатационную скважину (скважины) заключается в закачивании флюидов в прилегающие скважины. Этот способ известен как вторичная добыча. Обычно применяемые флюиды представляют собой воду (такую, как вода из водоносной зоны, речная вода, морская вода или промысловые воды) или газ (такой, как сопутствующий газ, углекислый газ, дымовой газ и различные другие газы). Если флюид способствует движению обычно неподвижной остаточной нефти или другого углеводорода, процесс, как правило, обозначают как третичный способ добычи.
Преобладающая проблема в случае проектов вторичной и третичной добычи связана с неоднородностью породных пластов в резервуаре. Подвижность закачиваемого флюида обычно отличается от подвижности углеводорода, и когда он более подвижен, используют различные технологии контроля подвижности для обеспечения более однородного прохода резервуара и более эффективной последующей добычи углеводорода. Такие способы ограниченно пригодны в случае, когда имеются зоны ограниченной проницаемости (обычно называемые зонами или полосами поглощения) в породе резервуара. Закачиваемый флюид проходит по пластам низкого сопротивления от закачки до эксплуатационной скважины. В таких случаях закачиваемый флюид неэффективно вытесняет углеводород из прилегающих зон с более низкой проницаемостью. Повторное использование добываемого флюида может привести к низкой эффективности циклирования флюида через зону поглощения и высокой стоимости в пересчете на топливо и эксплуатацию насосных систем. В результате применяются многочисленные физические и химические методы для выведения закачанных флюидов из зон поглощения внутри или рядом с эксплуатационными и нагнетательными скважинами. При обработке эксплуатационной скважины это обычно называется водной (или газовой и т.д.) обработкой перекрытия. В случае нагнетательной скважины это называется обработкой управления контроля профиля или соответствия профиля.
В случаях когда зона (зоны) поглощения изолированы от прилегающих зон с меньшей проницаемостью, а освоенная скважина образует хороший затвор с барьером (как в случае глинистой прослойки или "пропластки"), вызывая изоляцию, в скважине можно установить механические затворы или "заглушки" для блокировки входа закачанного флюида. Если флюид входит в формацию или покидает ее на дне скважины, можно также использовать цемент для заполнения ствола скважины выше зоны поступления. Когда завершение скважины позволяет закачанному флюиду проникать как в зону поглощения, так и в прилегающие зоны, как в случае цементации крепления в продуктивной зоне при недостаточной цементации, часто закачка цемента является подходящим способом изоляции обводненной зоны.
Некоторые случаи не поддаются таким способам из-за того, что имеется сообщение между слоями породы в резервуаре вне доступа цемента. Типичные примеры этого включают трещины, зоны обломочных россыпей или размытые каверны вне крепления. В таких случаях для изоляции прискважинных зон пласта используют химические гели, способные продвигаться сквозь поры в породе резервуара. Когда такие способы не работают, остающиеся альтернативы заключаются в получении скважины с очень плохим темпом добычи, переводе скважины из зоны, ранее охваченной вытеснением, или оставлении скважины. Иногда эксплуатационную скважину превращают в нагнетательную скважину для увеличения полевой скорости закачки выше общей скорости извлечения углеводорода и повышения давления в резервуаре. Это может привести к улучшению общей добычи, но отметим, что закачанный флюид будет попадать в основном в зону поглощения в новой нагнетающей скважине и может вызвать сходные проблемы в близлежащих скважинах. Все указанные решения являются дорогостоящими.
Способы контроля околоскважинного пространства обычно не работают в случае, когда зона поглощения хорошо контактирует с прилегающими содержащими углеводороды зонами с более низкой проницаемостью. Причина этого заключается в том, что закачанные флюиды могут обходить зону обработки и снова попадать в зону поглощения после контакта с очень малой частью или даже в отсутствие контакта с оставшимся углеводородом. В данной области техники хорошо известно, что такая обработка околоскважинного пространства не позволяет значительно улучшить добычу в резервуарах с противотоком закачанных флюидов между зонами.
Был разработан ряд способов, позволяющих снизить проницаемость значительной части зоны поглощения или на значительном расстоянии от нагнетательных или эксплуатационных скважин. Один из примеров этого представляет собой способ глубокого гелеобразования, описанный Морганом и сотр. (патентная заявка Великобритании GB 2255360A). Эту технологию использовали в поле, и ее недостатком является чувствительность к неизбежным колебаниям качества реагентов, что приводит к плохому распространению. Гелеобразующая смесь представляет собой двухкомпонентную композицию и считается, что это свойство и привело к плохому прохождению обработки в формации.
Применение набухающих сшитых сверхпоглощающих полимерных микрочастиц для изменения проницаемости подземных формаций описано в патентах США 5465792 и 5735349. Однако набухание сверхпоглощающих микрочастиц, описанное в настоящем изобретении, вызвано изменениями во флюиде-носителе от углеводорода до воды, или от воды с высоким солесодержанием до воды с низким солесодержанием. Таким образом, в промышленности имеется постоянная потребность в новых способах, позволяющих обеспечить эффективное проникновение через пористую структуру материнской породы углеводородного резервуара и особая потребность в изменении проницаемости подземных формаций при низких значениях pH.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает новые полимерные микрочастицы, где конформация микрочастиц ограничена обратимыми (лабильными) внутренними сшивками. Свойства микрочастиц, такие как распределение размеров частиц и плотность ненабухших микрочастиц, предназначены для обеспечения эффективного проникновения сквозь пористую структуру материнской породы углеводородного резервуара, такой как песчаник, карбонат и другие породы подземных формаций. В отличие от предыдущих изобретений эти полимеры предназначены именно для резервуаров, которые были подвергнуты или подвергаются закачке CO2 и переменной закачке газообразного CO2 и воды (WAG). Были выбраны лабильные сшивающие агенты для гидролиза в условиях низких значений pH для набухания частиц при поглощении закачанного флюида (обычно воды).
Способность частицы набухать по сравнению с исходным размером (в точке закачки) зависит от наличия условий, вызывающих разрыв лабильного сшивающего агента. Предшествующие изобретения в этой области показали, что хорошей производительностью отличаются лабильные сшивающие агенты типа акрилата, когда для резервуара характерны нейтральные или более высокие значения pH, тогда как в настоящем изобретении показана превосходная производительность при нейтральных и более низких значениях pH. Производительность этих частиц не зависит от природы флюида-носителя и минерализации воды в резервуаре. Частицы в настоящем изобретении могут проникать сквозь пористую структуру резервуара в отсутствие заданного флюида или флюида с более высоким солесодержанием, чем флюид в резервуаре. Разработаны набухающие частицы с распределением размеров частиц и физическими характеристиками (например, реологическими свойствами), позволяющими замедлять поток закачиваемого флюида в пористую структуру. Такие частицы способны перенаправлять прочищающий флюид в менее тщательно прокачанные зоны резервуара.
В одном из вариантов настоящее изобретение связано с композицией, включающей высокосшитые набухающие полимерные микрочастицы со средним диаметром ненабухших частиц от примерно 0,05 до примерно 2000 мкм, и содержанием сшивающего агента от примерно 50 до примерно 200000 ч./млн лабильного сшивающего агента и от 0 до примерно 300 ч./млн нелабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение всех сшитых полимерных микрочастиц.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы с (i) среднеобъемным диаметром ненабухшей частицы от примерно 0,05 до 1 мкм или от примерно 0,05 до 2000 мкм, и (ii) с содержанием сшивающего агента примерно от 50 до 200000 ч./млн по меньшей мере одного подвижного сшивающего агента, способного расщепляться (например, при гидролизе) при нейтральном или более низком значении pH и при примерно 0-900 ч./млн по меньшей мере одного нелабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение. Один или более сшивающих агентов могут представлять собой многофункциональные сшивающие агенты согласно альтернативным вариантам осуществления. В одном из вариантов осуществления по меньшей мере часть сшитых набухающих полимерных микрочастиц может быть высокосшитой.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу изменения водопроницаемости подземной формации. Способ включает введение в подземную формацию композиции, содержащей сшитые набухающие полимерные микрочастицы с меньшим диаметром, чем диаметр пор подземной формации, где лабильные сшивающие агенты в сшитых набухающих полимерных микрочастицах разрушаются в условиях подземной формации с образованием набухающих полимерных микрочастиц. В некоторых вариантах осуществления от примерно 100 ч./млн до 10000 ч./млн, в пересчете на полимер и общее количество флюида, закачанного в подземную формацию, добавляют в подземную формацию.
Преимуществом настоящего изобретения является обеспечение композиции, включающей частицы с низкой вязкостью и оптимальным размером, позволяющими частицам распространяться далеко от точки закачки вплоть до достижения высокотемпературной зоны подземной формации, в отличие от обычных закупоривающих агентов, таких как полимерные растворы и полимерные гели, которые не могут далеко и глубоко проникать в подземные формации.
Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в обеспечении высокосшитых микрочастиц, не набухающих в растворах с различным солесодержанием, что приводит к получению дисперсии, на которую не влияет солесодержание флюида в подземной формации и устранении необходимости в специальном флюиде-носителе во время обработки.
В еще одном варианте изобретения полимерные частицы отличаются скоростью роста, подстраиваемой в зависимости от типа применяемых сшивающих агентов и условий внутри подземной формации.
Еще одно преимущество изобретения заключается в обеспечении набухающих высокосшитых полимерных микрочастиц с повышенной функциональностью при низких значениях pH.
Ранее были во многом описаны свойства и технические преимущества настоящего изобретения, чтобы было проще понять следующее подробное описание изобретения. Дополнительные свойства и преимущества изобретения будут описаны ниже в виде формулы изобретения. Эксперты в данной области техники должны понимать, что концепция и конкретные описанные варианты осуществления можно легко использовать как основу для изменения или разработки других вариантов осуществления для достижения тех же целей настоящего изобретения. Также эксперты в данной области техники должны понимать, что такие эквивалентные варианты осуществления не отклоняются от духа и объема изобретения, описанных в прилагаемой формуле изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА
На фиг.1 показаны примеры лабильных сшивающих агентов, пригодных для настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Следующие описания предназначены для пояснения и не являются ограничивающими.
"Амфотерная полимерная микрочастица" означает сшитую полимерную микрочастицу, содержащую как катионные, так и анионные заместители, хотя необязательно в том же стехиометрическом соотношении. Типичные амфотерные полимерные микрочастицы включают терполимеры неионных мономеров, анионных мономеров и катионных мономеров согласно настоящему документу. Предпочтительные амфотерные полимерные микрочастицы обладают превышающим 1:1 мольным соотношением анионный мономер/катионный мономер.
"Амфолитическая мономерная ионная пара" означает кислотно-основную соль основных азотсодержащих мономеров, таких как диметиламиноэтилакрилат (DMAEA), диметиламиноэтилметакрилат (DMAEM), 2-метакрилоилоксиэтилдиэтиламин и др., и кислотных мономеров, таких как акриловая кислота и сульфокислоты, такие как 2-акриламид-2-метилпропансульфокислота, 2-метакрилоилоксиэтансульфокислота, винилсульфокислота, стиролсульфокислота и др., и их сочетания.
"Анионный мономер" означает мономер согласно представленному в настоящем описании определению, содержащий кислотную функциональную группу и соответствующие соли присоединения основания. Типичные анионные мономеры включают акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, итаконовую кислоту, 2-пропеновую кислоту, 2-метил-2-пропеновую кислоту, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновую кислоту, сульфопропилакриловую кислоту и другие водорастворимые формы этих или других полимеризуемых карбоновых или сульфоновых кислот, сульфометилируемый акриламид, аллилсульфоновую кислоту, винилсульфоновую кислоту, четвертичные соли акриловой кислоты и метакриловой кислоты, такие как акрилат аммония и метакрилат аммония и др., и их сочетания. Предпочтительные анионные мономеры включают натриевую соль 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты, натриевую соль винилсульфокислоты и натриевую соль стиролсульфокислоты. Наиболее предпочтительна натриевая соль 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты.
"Анионная полимерная микрочастица" означает сшитую полимерную микрочастицу, несущую общий отрицательный заряд. Типичные анионные полимерные микрочастицы включают сополимеры акриламида и 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты, сополимеры акриламида и акрилата натрия, терполимеры акриламида, 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты и акрилата натрия и гомополимеры 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты. Предпочтительные анионные полимерные микрочастицы изготавливают из примерно 95-10 мол.% неионных мономеров и примерно 5-90 мол.% анионных мономеров. Более предпочтительные анионные полимерные микрочастицы изготавливают из примерно 95-10 мол.% акриламида и примерно 5-90 мол.% 2-акриламид-2-метилпропансульфокислоты.
"Бетаинсодержащая микрочастица" означает сшитую полимерную микрочастицу, изготовленную путем полимеризации бетаинового мономера и одного или более неионных мономеров.
"Бетаиновый мономер" означает мономер, содержащий в равных долях катионные и анионные функциональные группы, так что мономер в целом электронейтрален. Типичные бетаиновые мономеры включают N,N-диметил-N-акрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин, N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин, N,N-диметил-N-акриламидпропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин, N,N-диметил-N-акриламидпропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин, N,N-диметил-N-акрилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин, N,N-диметил-N-акриламидопропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин, N-3-сульфопропилвинилпиридинаммоний бетаин, 2-(метилтио)этилметакрилоил-S-(сульфопропил)сульфоний бетаин, 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридиний бетаин, N-(4-сульфобутил)-N-метилдиаллиламинаммоний бетаин (MDABS), N,N-диаллил-N-метил-N-(2-сульфоэтил)аммоний бетаин и др., и их сочетания. Предпочтительный бетаиновый мономер представляет собой N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин.
"Катионный мономер" означает определяемое в настоящем описании мономерное звено, обладающее общим положительным зарядом. Типичные катионные мономеры включают четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакрилаты и метакрилаты, такие как четвертичную соль диметиламиноэтилакрилата-метилхлорида (DMAEA.MCQ), четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилата-метилхлорида (DMAEM.MCQ), солянокислую соль диметиламиноэтилакрилата, сернокислую соль диметиламиноэтилакрилата, четвертичную соль диметиламиноэтилакрилата-бензилхлорида (DMAEA.BCQ) и четвертичную соль диметиламиноэтилакрилата-метилсульфата; четвертичные или кислые соли диалкиламиноалкилакриламидов и метакриламидов, такие как солянокислая соль диметиламинопропилакриламида, сернокислая соль диметиламинопропилакриламида, солянокислая соль диметиламинопропилметакриламида и сернокислая соль диметиламинопропилметакриламида, метакриламидопропил-триметиламмоний хлорид; и N,N-диаллилдиалкиламмоний галогениды, такие как диаллилдиметиламмоний хлорид (DADMAC). Предпочтительные катионные мономеры включают четвертичную соль диметиламиноэтилакрилата-метилхлорида, четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилата-метилхлорида и диаллилдиметиламмоний хлорид. Наиболее предпочтителен диаллилдиметиламмоний хлорид.
"Сшивающий мономер" означает этиленненасыщенный мономер, содержащий по меньшей мере два этиленненасыщенных участка, добавляемый для ограничения конформаций полимерных микрочастиц в настоящем изобретении. Уровень сшивки, применяемый в этих полимерных частицах, высокий по сравнению с обычными сверхпоглощающими полимерами, и служит для поддержания жесткой конфигурации ненабухших микрочастиц. Сшивающие мономеры по настоящему изобретению включают как лабильные сшивающие мономеры, так и нелабильные сшивающие мономеры.
"Эмульсия", "микроэмульсия" и "обратная эмульсия" означают водонефтяную полимерную эмульсию, содержащую полимерные микрочастицы согласно настоящему изобретению в водной фазе, нефтяное масло в нефтяной фазе и один или более водонефтяных эмульгаторов. Эмульсионные полимеры представляют собой углеводороды и водорастворимые полимеры, диспергированные в углеводородной матрице. Эмульсионные полимеры могут быть "инвертированными" или переведенными в непрерывную водную фазу при помощи сдвигающего усилия, разведения и, как правило, обратного ПАВ (см. патент США 3734873).
"Полимерная микрочастица из ионной пары" означает сшитую полимерную микрочастицу, изготовленную путем полимеризации амфолитической мономерной ионной пары и одного или более анионных или неионных мономеров.
"Лабильный сшивающий мономер" означает сшивающий мономер, который может разлагаться под воздействием определенных температурных условий и/или при определенных значениях pH, после чего он встраивается в структуру полимера, для снижения степени сшивки полимерных микрочастиц в настоящем изобретении. Указанные условия такие, что при них расщепляются связи в "сшивающем мономере" без значительной деградации полимерного остова. В вариантах осуществления лабильный сшивающий агент содержит по меньшей мере две функциональные группы. В других вариантах осуществления лабильный сшивающий агент содержит больше двух функциональных групп. Типичные лабильные сшивающие мономеры, применяемые в альтернативных вариантах осуществления изобретения, показаны на фиг.1. Лабильный сшивающий мономер содержится в сшитых набухающих полимерных микрочастицах в изобретении в количестве от примерно 50 до примерно 200000 ч./млн, предпочтительно от примерно 50 до примерно 100000 ч./млн и более предпочтительно от примерно 50 до примерно 60000 ч./млн в перечете на полный вес сшитого полимера.
"Мономер" означает полимеризуемое аллильное, винильное или акриловое соединение. Мономер может быть анионным, катионным, неионным или цвиттерионом. Предпочтительны виниловые мономеры, а наиболее предпочтительны акриловые мономеры.
"Неионный мономер" означает электрически нейтральный мономер, определенный в настоящем описании. Типичные неионные мономеры включают N-изопропилакриламид, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, диметиламинопропилакриламид, диметиламинопропилметакриламид, акрилоилморфолин, гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, диметиламиноэтилакрилат (DMAEA), диметиламиноэтилметакрилат (DMAEM), малеиновый ангидрид, N-винилпирролидон, винилацетат и N-винилформамид. Предпочтительные неионные мономеры включают акриламид, N-метилакриламид, N,N-диметилакриламид и метакриламид. Наиболее предпочтителен акриламид.
"Нелабильный сшивающий мономер" означает сшивающий мономер, который не деградирует в условиях температуры и/или значений pH, которые вызывают разложение встраивающегося лабильного мономера. Вводят нелабильный сшивающий мономер в дополнение к лабильному сшивающему мономеру для контроля набухшей конформации полимерной микрочастицы. Репрезентативные нелабильные сшивающие мономеры включают метиленбисакриламид, диаллиламин, триаллиламин, дивинилсульфон, диаллиловый эфир диэтиленгликоля и др., и их сочетания. Предпочтительный нелабильный сшивающий мономер представляет собой метиленбисакриламид. Нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от 0 до примерно 300 ч./млн, предпочтительно от примерно 0 до примерно 200 ч./млн и более предпочтительно от примерно 0 до примерно 100 ч./млн в пересчете на молярное отношение сшитых полимерных микрочастиц. В отсутствие нелабильного сшивающего агента полимерные частицы при полном расщеплении лабильного сшивающего агента превращаются в смесь линейных полимерных нитей. При этом дисперсия из частиц превращается в полимерный раствор. Этот полимерный раствор, благодаря его вязкости, меняет подвижность флюида в пористой среде. В присутствии небольшого количества нелабильного сшивающего агента конверсия частиц в линейные молекулы неполная. Частицы превращаются в рыхлую сеть, но сохраняют определенную "структуру". Такие структурированные частицы могут блокировать устья пор пористой среды и блокируют поток.
В некоторых вариантах осуществления сшитые набухающие полимерные микрочастицы в изобретении изготавливают путем свободнорадикальной полимеризации примерно 95-10 мол.% неионных мономеров и примерно 5-90 мол.% анионных мономеров.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения полимерные микрочастицы изготавливают с применением обратной эмульсии или микроэмульсии для обеспечения заданного диапазона размеров частиц. Среднеобъемный диаметр ненабухшей полимерной микрочастицы составляет предпочтительно примерно от 0,05 до 2000 мкм. В некоторых вариантах осуществления среднеобъемный диаметр ненабухших частиц составляет примерно от 0,05 до 10 мкм. В других вариантах осуществления среднеобъемный диаметр ненабухших частиц составляет примерно от 0,1 до 3 мкм, более предпочтительно примерно от 0,1 до 1 мкм.
В способе с обратной эмульсией или микроэмульсией водный раствор мономеров и сшивающих агентов добавляют в углеводородную жидкость, содержащую соответствующее ПАВ или смесь ПАВ, для формирования обратной микроэмульсии мономера, состоящей из небольших водных капель, диспергированных в непрерывной углеводородной жидкой фазе, и свободнорадикальной полимеризации мономерной микроэмульсии. В дополнение к мономерам и сшивающим агентам водный раствор может также содержать другие добавки, включая хелатообразующие вещества, для удаления ингибиторов полимеризации, регуляторы pH, инициаторы и другие добавки. Жидкая углеводородная фаза включает жидкий углеводород или смесь жидких углеводородов. Предпочтительны насыщенные углеводороды или их смеси. Как правило, фаза жидкого углеводорода содержит бензол, толуол, топливную нефть, керосин, не имеющий запаха растворитель Стоддарда и др., и их смеси. ПАВ, пригодные в процессе полимеризации микроэмульсии, описанном в настоящем описании, включают, например, эфиры жирных кислот и сорбитана, эфиры жирных кислот и этоксилированного сорбитана и др., или их смесь или сочетание. Предпочтительные эмульгаторы включают этоксилированный олеат сорбита или сесквиолеат сорбитана.
В некоторых вариантах осуществления композиция из набухающих полимерных микрочастиц в настоящем изобретении обладает по меньшей мере следующими свойствами: они могут быть анионными, амфотерными, на основе ионных пар, бетаинсодержащими и их сочетаниями.
Полимеризация эмульсии может быть осуществлена любым способом, известным экспертам в данной области техники. Реакцию можно инициировать при помощи ряда термических и свободнорадикальных редокс-инициаторов, включающих азосоединения, такие как азобисизобутиронитрил; пероксиды, такие как трет-бутилпероксид; органические соединения, такие как персульфат калия; и редокс-пары, такие как бисульфит натрия/бромат натрия. Приготовление водного продукта из эмульсии можно осуществить путем инверсии с добавлением ее к воде, которая может содержать инвертирующее ПАВ.
В другом случае, полимерные микрочастицы, сшитые с лабильными сшивающими агентами, получают с применением внутренне сшитых полимерных частиц, содержащих полимеры с подвешенными карбоксильными и гидроксильными группами. Сшивка происходит с образованием сложного эфира между карбоксильной и гидроксильной группами. Этерификацию можно осуществлять путем азеотропной перегонки (см., например, патент США 4599379) или способ напыления тонких пленок (см., например, патент США 5589525) для удаления воды. Например, полимерные микрочастицы, изготовленные из обратной эмульсии с применением акриловой кислоты, 2-гидроксиэтилакрилата, акриламида и 2-акриламид-2-метилпропансульфоната натрия в качестве мономера, превращают в сшитые полимерные частицы в описанном выше способе дегидратации.
Типичное изготовление сшитых полимерных микрочастиц при помощи способа с микроэмульсией описано в патентах США 4956400; 4968435; 5171808; 5465792; и 5735439.
В некоторых вариантах осуществления водную суспензию полимерных микрочастиц изготавливают путем редиспергирования сухого полимера в воде.
В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу изменения водопроницаемости подземной формации, включающему закачку в подземную формацию композиции, включающей сшитые полимерные микрочастицы. Микрочастицы с содержанием сшивающего агента от примерно 0,9 до 20 мол.% (50-200000 ч./млн в пересчете на мольное отношение для всего сшитого полимера) лабильных сшивающих агентов и от примерно 0 до 300 ч./млн в пересчете на мольное отношение для всего сшитого полимера нелабильных сшивающих агентов. Микрочастицы, как правило, обладают меньшим диаметром, чем поры подземной формации, а лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и pH в подземной формации с формированием набухающих микрочастиц. Затем композиция протекает сквозь одну и более зон относительно высокой проницаемости в подземной формации в условиях возрастающей температуры, пока композиция не достигает участка, где температура или pH достаточно высоки, чтобы способствовать набуханию микрочастиц. Природа сшивок в микрочастицах в данном изобретении приводит к низкой вязкости и оптимальному размеру, позволяющим частицам распространяться далеко от точки закачки вплоть до достижения высокотемпературной зоны подземной формации, в отличие от обычных закупоривающих агентов, таких как полимерные растворы и полимерные гели, которые не могут далеко и глубоко проникать в подземные формации.
Также полимерные микрочастицы в настоящем изобретении, вследствие их высокосшитой природы, не набухают в растворах с другим солесодержанием. Поэтому на вязкость дисперсии не влияет солесодержание флюида в подземной формации, и, таким образом, для обработки не требует особого флюида-носителя. Только после того как частицы попадают в условия, достаточные для снижения плотности сшивок, реология флюидов меняется с достижением желательного эффекта.
Помимо прочих факторов снижение плотности сшивок зависит от скорости расщепления лабильного сшивающего агента. В частности, различные лабильные сшивающие агенты обеспечивают различные скорости расщепления связей при различных температурах. Температура и механизм зависят от природы перекрестных химических связей. Например, в случае такого лабильного сшивающего агента, как диакрилат ПЭГ, механизм разрушения перекрестных связей представляет собой гидролиз сложного эфира. Различные спирты обеспечивают немного разные скорости гидролиза. Вообще, сложные эфиры метакрилата гидролизуются с меньшей скоростью, чем сложные эфиры акрилата в аналогичных условиях. В случае соединений дивинила или диаллила, разделенных азогруппой, таких как диаллиламид 2,2'-азобис(изомасляная кислота), механизм разрушения перекрестных связей представляет собой выделение молекулы азота. Как показано, при помощи различных азосодержащих инициаторов свободнорадикальной полимеризации, для различных азосоединений действительно характерны разные температуры полураспада.
Без намерения особого учета теоретических ограничений, в дополнение к скорости разрушения поперечных связей считается, что скорость роста диаметра частиц при набухании также зависит от общего количества остающихся сшивок. Было отмечено, что частицы сначала растут постепенно по мере снижения количества сшивок. После того как общее количество сшивок падает ниже некоторой критической плотности, вязкость мгновенно возрастает. Таким образом, при правильном выборе лабильного сшивающего агента для полимерных частиц можно подобрать свойства в отношении набухания в зависимости от температуры и времени.
Размер полимерных частиц перед набуханием выбран на основе расчетного размера пор зоны поглощения с наиболее высокой проницаемостью. Тип и концентрация сшивающего агента и, следовательно, задержка перед набуханием закачанных частиц связаны с температурой как рядом с нагнетательной скважиной, так и в более глубокой подземной формации, ожидаемой скоростью движения закачанных частиц через зону поглощения и легкостью противотока воды из зоны поглощения в прилегающие углеводородсодержащие зоны с более низкой проницаемостью. Композиция полимерных микрочастиц, разработанных с учетом указанных соображений, приводит к лучшей блокировке воды после набухания частиц и более оптимальному расположению в формации.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения композицию добавляют в закачиваемую воду как часть вторичного или третичного процесса добычи углеводорода из подземной формации. В некоторых вариантах осуществления композицию используют при добыче нефти третичными способами, когда один из компонентов представляет собой нагнетание воды. В других вариантах осуществления настоящего изобретения закачиваемую воду нагнетают в подземную формацию при температуре ниже температуры подземной формации.
Следует учесть, что настоящее изобретение применимо в случае любой подземной формации. В одном из вариантов осуществления подземная формация представляет собой песчаниковый или карбонатный резервуар с углеводородом.
В одном из вариантов осуществления диаметр набухающих полимерных микрочастиц больше одной десятой лимитирующего радиуса устья пор в порах породы подземной формации. В другом варианте осуществления диаметр набухающих полимерных микрочастиц больше одной четверти лимитирующего радиуса устья пор с порах породы подземной формации.
Настоящее изобретение особенно хорошо применимо в случае подземных формаций с нейтральным или кислым значением pH. В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение применяется в случае формации с pH 7. В другом варианте осуществления формация обладает pH ниже 7. Предпочтительно pH формации находится в диапазоне 5-7. В альтернативных вариантах осуществления pH формации ниже 5 или находится в диапазоне 4-5.
Полимерные микрочастицы в настоящем изобретении можно вводить в подземную формацию в виде эмульсии, сухого порошка или водной суспензии. В одном из вариантов осуществления эмульсия представляет собой водонефтяную эмульсию. В другом варианте осуществления водная суспензия представляет собой концентрированную водную суспензию.
В некоторых вариантах осуществления композиция в изобретении включает водную среду, вводимую в подземную формацию, где водная среда содержит от примерно 100 ч./млн до 50000 ч./млн полимерных микрочастиц в пересчете на полный вес водной среды.
В некоторых вариантах осуществления композицию добавляют в количестве от примерно 100 до 10000 ч./млн, предпочтительно от примерно 500 до 1500 ч./млн и более предпочтительно от примерно 500 до 1000 ч./млн в пересчете на активное вещество полимера, на общий объем флюида, закачанного в подземную формацию.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу повышения подвижности или темпа добычи углеводородных флюидов в подземной формации, включающему закачку в подземную формацию композиции, содержащей полимерные микрочастицы, как описано в настоящем изобретении. Микрочастицы, как правило, обладают меньшим диаметром, чем поры подземной формации, а лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и pH в подземной формации, что вызывает снижение подвижности композиции.
В одном из вариантов осуществления композиция в настоящем изобретении включает третичную добычу с применением углекислого газа и воды. В другом варианте осуществления настоящего изобретения композицию добавляют в закачиваемую воду, как часть вторичного или третичного процесса добычи углеводорода из подземной формации.
В другом варианте осуществления композицию и закачиваемую воду добавляют в эксплуатационную скважину. Применение композиции из настоящего изобретения в эксплуатационной скважине повышает соотношение нефть/вода в добываемом флюиде. При нагнетании композиции, содержащей полимерные микрочастицы из настоящего изобретения, с последующим набуханием частиц водоносные зоны можно селективно заблокировать.
Сказанное можно лучше понять со ссылкой на следующие примеры, которые приведены с целью иллюстрации и не должны каким-либо образом ограничивать объем изобретения или его применение.
Пример 1
Настоящий пример показывает способ полимеризации в обратной эмульсии для синтеза полимерных микрочастиц в настоящем изобретении. Типичную композицию полимерной эмульсии готовили путем полимеризации эмульсии мономера, состоящей из водной смеси 408,9 г 50% акриламида, 125,1 г 58% акриламидметилпропансульфоната натрия (AMPS), 21,5 г воды, 0,2 г кристаллов версена, 0,5 г 1% раствора метиленбисакриламида (MBA). 2,4 г 5% раствора бромата натрия и различные содержания и типы лабильных сшивок добавляли в фазу мономера. Фаза мономера была диспергирована в смеси 336 г нефтяного дистиллята, 80 г гексаолеата этоксилированного сорбита и 20 г сесквиолеата сорбитана в качестве дисперсионной среды.
Эмульсию мономера готовили путем смешивания водной и нефтяной фазы. После дезоксигенирования при помощи азота в течение 30 минут, инициировали полимеризацию путем применения редокс-пары бисульфита натрия/бромата натрия при комнатной температуре. Температуру полимеризации не регулируют. Вообще, теплота полимеризации обеспечивает изменение температуры примерно от 21ºC до 94ºC в течение менее чем 5 мин. После достижения максимальной температуры реакционную смесь поддерживали при примерно 75ºC в течение еще 2 часов.
При желании полимерную микрочастицу можно изолировать от латекса путем осаждения, фильтрации и промывки смесью ацетона и изопропанола. После сушки частицы, не содержащие нефть и ПАВ, можно редиспергировать в водной среде. В таблицах 1 и 2 приведены типичные эмульсионные полимеры, изготовленные в соответствии со способом в данном примере. Лабильные сшивающие агенты в таблице 1 и 2 показаны на фиг.1.
| Таблица 1 | ||||
| Опыт 1 | Опыт 2 | Опыт 3 | Опыт 4 | |
| 50% акриламид | 408,9 | 408,9 | 408,9 | 408,9 |
| 58% Na AMPS | 125,1 | 125,1 | 125,1 | 125,1 |
| Деионизированная вода | 21,57 | 21,57 | 21,57 | 21,57 |
| Метиленбисакриламид (1%) | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Лабильный сшивающий агент 17 | 2,17 | - | - | - |
| Лабильный сшивающий агент 8 | - | 0,27 | - | - |
| Лабильный сшивающий агент 22 | - | - | 0,53 | - |
| Лабильный сшивающий агент 8 | - | - | - | 0,34 |
| Лабильный сшивающий агент 21 | - | - | - | 3,32 |
| Нефтяной дистиллят | 336 | 336 | 336 | 336 |
| Этоксилированный сорбит гексаолеат | 80 | 80 | 80 | 80 |
| Сорбитан сесквиолеат | 20,1 | 20,1 | 20,1 | 20,1 |
| Таблица 2 | ||||
| Опыт 5 | Опыт 6 | Опыт 7 | Опыт 8 | |
| 50% акриламид | 408,9 | 408,9 | 408,9 | 408,9 |
| 58% Na AMPS | 125,1 | 125,1 | 125,1 | 125,1 |
| Деионизированная вода | 21,57 | 21,57 | 21,57 | 21,57 |
| Метиленбисакриламид (1%) | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Лабильный сшивающий агент 17 | 2,17 | - | - | - |
| Лабильный сшивающий агент 8 | - | 0,27 | - | - |
| Лабильный сшивающий агент 22 | - | - | 0,53 | - |
| Лабильный сшивающий агент 26 | - | - | - | 1,67 |
| Нефтяной дистиллят | 336 | 336 | 336 | 336 |
| Этоксилированный сорбит гексаолеат | 80 | 80 | 80 | 80 |
| Сорбитан сесквиолеат | 20,1 | 20,1 | 20,1 | 20,1 |
Пример 2
Для изучения набухания полимерных частиц использовали следующую композицию соляного раствора. pH солевого раствора доводили до pH 3, 5 или 6 в таблицах 3, 4 и 5, соответственно, при помощи уксусной кислоты и буферного раствора на основе ацетата натрия.
| Деионизированная вода | 85,10 |
| Обратное ПАВ | 0,66 |
| Тиосульфат натрия | 0,15 |
| NaCl | 10,78 |
| CaCl2·2H2O | 0,80 |
| MgCl2·6H2O | 0,45 |
| Na2SO4, безв. | 0,56 |
| Уксусная кислота | 0,50 |
| Ацетат Na | 1,00 |
| Всего | 100,00 |
1,82 г полимера растворяли в 98,18 г солевого раствора в квадратной склянке на 4 унции. Образец встряхивали вручную и измеряли вязкость (в сП) в течение часа для получения базового значения вязкости. Все измерения проводили при помощи программируемого реометра Brookfiled DV-III ULTRA при 60 или 30 об/мин с применением валика #2c. Образцы помещали в печь при 50 или 70ºC и выдерживали в течение нескольких дней с 5000 ч./млн полимера. Периодически отбирали образцы, охлаждали их до комнатной температуры и измеряли вязкость, а затем помещали обратно в печь для дальнейшего термостатирования. В таблицах 3-5 показана активация полимерных микрочастиц термообработок. Было отмечено очень небольшое набухание в случае большинства образцов в первые 20 дней с быстрым последующим ростом. Частицы, использованные в опытах в таблице 3 (pH=3,0, 50ºC) в опытах 1, 2, 3, 4, отвечают опытам 5, 6, 7, 8 в таблице 2, соответственно. Частицы, использованные в опытах в таблице 4 (pH=5,0, 50ºC) в опытах 5, 6, 7, 8, отвечают опытам 1, 2, 3, 4 в таблице 1, соответственно. Частицы, использованные в опытах в таблице 5 (pH=6,0, 50ºC) в опытах 9, 10, 11, 12, отвечают опытам 5, 6, 7, 8 в таблице 2, соответственно.
| Таблица 3 | ||||
| (pH 3,0, 50ºC) | ||||
| День | Опыт 1 | Опыт 2 | Опыт 3 | Опыт 4 |
| 0 | 1 | 0 | 0 | 0,5 |
| 1 | 7 | 0 | 0 | 10 |
| 3 | 10 | 0 | 0 | 18 |
| 7 | 10 | 0 | 0 | 20 |
| 12 | 10 | 0 | 0 | 26 |
| 16 | 10 | 1 | 1 | 32 |
| 21 | 11 | 1 | 1 | 38 |
| Таблица 4 | ||||
| (pH 5,0, 50ºC) | ||||
| День | Опыт 5 | Опыт 6 | Опыт 7 | Опыт 8 |
| 0 | 2,5 | 1 | 1 | 0,5 |
| 1 | 14 | 2 | 2,5 | 1,5 |
| 6 | 18,5 | 3,5 | 4 | 2,5 |
| 10 | 21 | 3,5 | 4 | 2,5 |
| 16 | 24 | 4 | 4,5 | 3 |
| 23 | 29 | 4,5 | 5 | 4 |
| 31 | 36 | 8 | 8,5 | 5 |
| 38 | 42,5 | 9,5 | 11,5 | 7 |
| 52 | 51 | 16,5 | 19,5 | 13 |
| 59 | 55 | 20 | 23 | 15,5 |
| 77 | 56,5 | 34 | 32 | 26 |
| 82 | 56,5 | 36,5 | 35,5 | 30,5 |
| 91 | 58 | 42,5 | 40 | 34,5 |
| 98 | 56 | 45 | 39 | 34,5 |
| Таблица 5 | ||||
| (pH 6,0, 50ºC) | ||||
| День | Опыт 9 | Опыт 10 | Опыт 11 | Опыт 12 |
| 0 | 1 | 0 | 0 | 0 |
| 1 | 7 | 0 | 0 | 17 |
| 3 | 10 | 4 | 6 | 32 |
| 7 | 13 | 14 | 16 | 36 |
| 12 | 26 | 26 | 25 | 40 |
| 16 | 31 | 30 | 27 | 43 |
| 21 | 33 | 30 | 27 | 45 |
Все композиции и способы, описанные в настоящем документе, можно в свете настоящей публикации применять без дополнительных опытов. В то время как настоящее изобретение можно осуществить различными способами, в настоящем описании подробно описаны некоторые конкретные варианты осуществления настоящего изобретения. Настоящая публикация является иллюстрацией принципов настоящего изобретения; она не ограничивает изобретения данными конкретными вариантами осуществления. Кроме того, если особо не указано иное, применение единственного числа также означает "по меньшей мере один" или "один или больше". Например, "устройство" означает "по меньшей мере одно устройство" или "одно устройство или более".
Также предполагается, что любые точные или приблизительные диапазоны значений охватывают оба варианта, и все приведенные в настоящем описании определения представлены для объяснений и не означают каких-либо ограничений. Несмотря на то, что числовые диапазоны и параметры, указывающие на широкий охват изобретения, являются приближениями, численные значения в конкретных примерах приведены с максимальной возможной точностью. Однако любое численное значение также включает определенную погрешность, связанную со стандартным отклонением, определенным при соответствующих опытных замерах. Кроме того, все приведенные диапазоны также следует считать включающими любые содержащиеся в них поддиапазоны (включая все дробные и целые значения).
Кроме того, настоящее изобретение включает все возможные сочетания некоторых или всех различных описанных в настоящем изобретении вариантов осуществления. Некоторые или все патенты, патентные заявки, научные статьи и все ссылки, процитированные в настоящей заявке, а также все приведенные в них ссылки, целиком включены в настоящий документ в виде ссылки. Следует также понимать, что различные изменения и модификации представленных предпочтительных вариантов, описанных в настоящем изобретении, будут очевидны специалистам в данной области техники. Такие изменения можно осуществить без отклонения от духа и объема настоящего изобретения и без уменьшения предполагаемых преимуществ. Таким образом, предполагается, что такие изменения и модификации охвачены прилагаемой формулой изобретения.
Claims (8)
1. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, при этом указанные сшитые полимерные микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, при этом указанные частицы характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и при этом указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH.
2. Композиция по п.1, в которой сшитые полимерные микрочастицы дополнительно содержат нелабильный сшивающий агент.
3. Композиция по п.1, в которой сшитые полимерные микрочастицы характеризуются тем, что в них отсутствует нелабильный сшивающий агент.
4. Композиция по п.3, в которой полимерные микрочастицы превращаются в полимерный раствор в подземном потоке.
5. Композиция по любому из пп. 1-3, в которой солесодержание флюида не влияет на его вязкость.
6. Способ повышения темпа добычи углеводородных флюидов в подземной формации, включающий введение в подземную формацию композиции закачиваемого флюида по любому из пп. 1-5 и извлечение углеводородного флюида.
7. Способ по п.6, представляющий собой вторичный или третичный процесс добычи углеводорода.
8. Способ по п. 6 или 7, в котором подземная формация представляет собой эксплуатационную скважину, при этом указанное введение повышает соотношение нефть/вода в добываемом флюиде.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/359,596 US9120965B2 (en) | 2012-01-27 | 2012-01-27 | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US13/359,596 | 2012-01-27 |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014134878A Division RU2618239C2 (ru) | 2012-01-27 | 2013-01-24 | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670295C1 true RU2670295C1 (ru) | 2018-10-22 |
Family
ID=48869263
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017113352A RU2670295C1 (ru) | 2012-01-27 | 2013-01-24 | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
| RU2014134878A RU2618239C2 (ru) | 2012-01-27 | 2013-01-24 | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014134878A RU2618239C2 (ru) | 2012-01-27 | 2013-01-24 | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9120965B2 (ru) |
| EP (2) | EP3447104B1 (ru) |
| CN (2) | CN104053743B (ru) |
| AR (2) | AR089816A1 (ru) |
| AU (2) | AU2013212130B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014018245A8 (ru) |
| CA (1) | CA2858435C (ru) |
| DK (1) | DK3447104T3 (ru) |
| NZ (1) | NZ625655A (ru) |
| PL (1) | PL3447104T3 (ru) |
| RU (2) | RU2670295C1 (ru) |
| WO (1) | WO2013112664A1 (ru) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| EP2838970B1 (en) | 2012-04-15 | 2016-12-28 | Flotek Chemistry, LLC | Surfactant formulations for foam flooding |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US10435496B2 (en) | 2013-01-31 | 2019-10-08 | Ecolab Usa Inc. | Enhanced oil recovery using mobility control crosslinked polymers |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| GB201318681D0 (en) * | 2013-10-22 | 2013-12-04 | Bp Exploration Operating | Compositions and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean formation |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10294757B2 (en) | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| US10442980B2 (en) | 2014-07-29 | 2019-10-15 | Ecolab Usa Inc. | Polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| WO2016051777A1 (ja) | 2014-09-30 | 2016-04-07 | 株式会社日本触媒 | 含水状態の吸水性樹脂を液状化する方法および収縮させる方法 |
| CN104531115B (zh) * | 2014-12-30 | 2017-07-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井控水用暂堵剂、制备方法及其应用 |
| US10081758B2 (en) | 2015-12-04 | 2018-09-25 | Ecolab Usa Inc. | Controlled release solid scale inhibitors |
| US10035946B2 (en) | 2016-02-23 | 2018-07-31 | Ecolab Usa Inc. | Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| GB201607910D0 (en) * | 2016-05-06 | 2016-06-22 | Bp Exploration Operating | Microparticles and composition |
| EP3458543A1 (en) | 2016-05-16 | 2019-03-27 | Ecolab USA Inc. | Slow-release scale inhibiting compositions |
| US11268009B2 (en) | 2016-06-02 | 2022-03-08 | The Curators Of The University Of Missouri | Fiber assisted re-crosslinkable polymer gel and preformed particle gels for fluid loss and conformance control |
| CN109312222A (zh) * | 2016-06-02 | 2019-02-05 | 密苏里州立大学校董 | 用于一致性控制和流体损失控制的重组聚合物颗粒包装体 |
| US11549048B2 (en) | 2016-06-02 | 2023-01-10 | The Curators Of The University Of Missouri | Re-assembling polymer particle package for conformance control and fluid loss control |
| CN106566484B (zh) * | 2016-10-31 | 2018-08-28 | 中国石油大学(华东) | 裂缝性储层保护剂组合物、含有该裂缝性储层保护剂组合物的钻井液及其应用 |
| CN106543357B (zh) * | 2016-10-31 | 2018-10-16 | 中国石油大学(华东) | 聚合物弹性颗粒储层保护剂及其制备方法和应用 |
| AR110540A1 (es) | 2016-12-23 | 2019-04-10 | Ecolab Usa Inc | Inhibidores de incrustaciones sólidas de liberación controlada |
| WO2018197479A1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-11-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Microparticles and method for modifying the permeability |
| CN109384888B (zh) * | 2017-08-02 | 2020-12-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用 |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| CN109748996B (zh) * | 2017-11-03 | 2021-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用 |
| WO2019108415A1 (en) | 2017-11-28 | 2019-06-06 | Ecolab Usa Inc. | Fluid diversion composition in well stimulation |
| US11053433B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-07-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| AU2019333270B2 (en) | 2018-08-31 | 2022-12-22 | The Curators Of The University Of Missouri | Re-crosslinking particle gel for CO2 Conformance Control and CO2 Leakage Blocking |
| CN110396399A (zh) * | 2019-06-18 | 2019-11-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油水井大漏失套损段封堵材料及封堵方法 |
| CN110644956A (zh) * | 2019-09-17 | 2020-01-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低渗透油藏co2驱效果的方法 |
| US11827848B2 (en) | 2019-09-20 | 2023-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating subterranean formations using salt tolerant superabsorbent polymer particles |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4052353A (en) * | 1974-01-02 | 1977-10-04 | Scanley Clyde S | Dispersions of water soluble polymers in oil |
| GB2255360A (en) * | 1991-05-03 | 1992-11-04 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| US5465792A (en) * | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US20060086501A1 (en) * | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US20100048430A1 (en) * | 2008-08-19 | 2010-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing |
| RU2436946C2 (ru) * | 2005-07-13 | 2011-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. | Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости |
| WO2012061147A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-10 | Isp Investments Inc. | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers |
| WO2012069477A1 (de) * | 2010-11-24 | 2012-05-31 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unter verwendung hydrophob assoziierender copolymere |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3734873A (en) | 1970-12-15 | 1973-05-22 | Nalco Chemical Co | Rapid dissolving water-soluble polymers |
| GB8401206D0 (en) | 1984-01-17 | 1984-02-22 | Allied Colloids Ltd | Polymers and aqueous solutions |
| US4968435A (en) | 1988-12-19 | 1990-11-06 | American Cyanamid Company | Cross-linked cationic polymeric microparticles |
| US4956400A (en) | 1988-12-19 | 1990-09-11 | American Cyanamid Company | Microemulsified functionalized polymers |
| US5171808A (en) | 1990-06-11 | 1992-12-15 | American Cyanamid Company | Cross-linked anionic and amphoteric polymeric microparticles |
| CA2111297A1 (en) | 1992-12-21 | 1994-06-22 | Calgon Corporation | Process for preparing novel high solids non-aqueous polymer compositions |
| BR9904294B1 (pt) * | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
| JP4511668B2 (ja) * | 2000-02-02 | 2010-07-28 | 本田技研工業株式会社 | 車両用無段変速機 |
| US6454003B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| BRPI0504019B1 (pt) * | 2005-08-04 | 2017-05-09 | Petroleo Brasileiro S A - Petrobras | processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade |
| US8889603B2 (en) | 2008-04-21 | 2014-11-18 | Nalco Company | Compositions and methods for diverting injected fluids to achieve improved hydrocarbon fluid recovery |
| RU2501830C2 (ru) | 2008-04-21 | 2013-12-20 | Налко Компани | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
| US7989401B2 (en) * | 2008-04-21 | 2011-08-02 | Nalco Company | Block copolymers for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| WO2010105070A1 (en) | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Conocophillips Company | Crosslinked swellable polymer |
| MX347441B (es) | 2009-06-10 | 2017-04-25 | Conocophillips Co | Polímero expandible con sitios aniónicos. |
| CA2768465A1 (en) * | 2009-07-15 | 2011-01-20 | Basf Se | Mixtures comprising branched oligomeric or polymeric compounds, and preparation and use thereof |
-
2012
- 2012-01-27 US US13/359,596 patent/US9120965B2/en active Active
-
2013
- 2013-01-24 NZ NZ625655A patent/NZ625655A/en not_active IP Right Cessation
- 2013-01-24 PL PL18199297T patent/PL3447104T3/pl unknown
- 2013-01-24 AU AU2013212130A patent/AU2013212130B2/en not_active Ceased
- 2013-01-24 WO PCT/US2013/022857 patent/WO2013112664A1/en active Application Filing
- 2013-01-24 EP EP18199297.5A patent/EP3447104B1/en active Active
- 2013-01-24 RU RU2017113352A patent/RU2670295C1/ru active
- 2013-01-24 CN CN201380005495.0A patent/CN104053743B/zh active Active
- 2013-01-24 EP EP13740621.1A patent/EP2807228B1/en active Active
- 2013-01-24 RU RU2014134878A patent/RU2618239C2/ru active
- 2013-01-24 CN CN201610582802.7A patent/CN106221689B/zh active Active
- 2013-01-24 CA CA2858435A patent/CA2858435C/en active Active
- 2013-01-24 BR BR112014018245A patent/BR112014018245A8/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-01-24 DK DK18199297.5T patent/DK3447104T3/da active
- 2013-01-25 AR ARP130100239 patent/AR089816A1/es active IP Right Grant
-
2015
- 2015-07-21 US US14/804,973 patent/US10214679B2/en active Active
-
2016
- 2016-06-16 AU AU2016204046A patent/AU2016204046B2/en not_active Ceased
- 2016-06-28 AR ARP160101932A patent/AR105157A2/es active IP Right Grant
-
2018
- 2018-12-04 US US16/208,775 patent/US10889749B2/en active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4052353A (en) * | 1974-01-02 | 1977-10-04 | Scanley Clyde S | Dispersions of water soluble polymers in oil |
| US4052353B1 (en) * | 1974-01-02 | 1990-01-30 | Dispersions of water soluble polymers in oil | |
| GB2255360A (en) * | 1991-05-03 | 1992-11-04 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| US5465792A (en) * | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US20060086501A1 (en) * | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| RU2436946C2 (ru) * | 2005-07-13 | 2011-12-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. | Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости |
| US20100048430A1 (en) * | 2008-08-19 | 2010-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing |
| WO2012061147A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-10 | Isp Investments Inc. | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers |
| WO2012069477A1 (de) * | 2010-11-24 | 2012-05-31 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unter verwendung hydrophob assoziierender copolymere |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3447104A1 (en) | 2019-02-27 |
| US10214679B2 (en) | 2019-02-26 |
| US20150322333A1 (en) | 2015-11-12 |
| EP2807228B1 (en) | 2019-03-27 |
| BR112014018245A2 (ru) | 2017-06-20 |
| RU2014134878A (ru) | 2016-03-20 |
| CA2858435C (en) | 2020-06-02 |
| AR105157A2 (es) | 2017-09-13 |
| US10889749B2 (en) | 2021-01-12 |
| AU2016204046A1 (en) | 2016-06-30 |
| US20190100690A1 (en) | 2019-04-04 |
| PL3447104T3 (pl) | 2021-06-28 |
| AU2013212130A1 (en) | 2014-06-19 |
| WO2013112664A1 (en) | 2013-08-01 |
| RU2618239C2 (ru) | 2017-05-03 |
| AR089816A1 (es) | 2014-09-17 |
| NZ625655A (en) | 2016-04-29 |
| AU2013212130B2 (en) | 2016-03-31 |
| EP2807228A4 (en) | 2015-07-29 |
| EP2807228A1 (en) | 2014-12-03 |
| US20130192826A1 (en) | 2013-08-01 |
| US9120965B2 (en) | 2015-09-01 |
| CN106221689B (zh) | 2019-03-01 |
| EP3447104B1 (en) | 2020-11-18 |
| CA2858435A1 (en) | 2013-08-01 |
| CN104053743B (zh) | 2017-08-08 |
| CN106221689A (zh) | 2016-12-14 |
| AU2016204046B2 (en) | 2018-01-18 |
| DK3447104T3 (da) | 2021-02-08 |
| BR112014018245A8 (pt) | 2017-07-11 |
| CN104053743A (zh) | 2014-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670295C1 (ru) | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара | |
| RU2500711C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2505578C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2500712C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2501830C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2511444C2 (ru) | Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов | |
| US7300973B2 (en) | Composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| RU2502775C2 (ru) | Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| NZ722950A (en) | Injection fluid, composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210916 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20211202 Effective date: 20211202 |