NO310931B1 - Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen - Google Patents
Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen Download PDFInfo
- Publication number
- NO310931B1 NO310931B1 NO19970634A NO970634A NO310931B1 NO 310931 B1 NO310931 B1 NO 310931B1 NO 19970634 A NO19970634 A NO 19970634A NO 970634 A NO970634 A NO 970634A NO 310931 B1 NO310931 B1 NO 310931B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mixture
- zirconium
- ammonium
- compound
- carbonate
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 48
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims description 19
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 11
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- WRAGBEWQGHCDDU-UHFFFAOYSA-M C([O-])([O-])=O.[NH4+].[Zr+] Chemical compound C([O-])([O-])=O.[NH4+].[Zr+] WRAGBEWQGHCDDU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 6
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 4
- 150000003609 titanium compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- NLKCDEVUHAKWGU-UHFFFAOYSA-M C([O-])([O-])=O.[Ti+].[NH4+] Chemical compound C([O-])([O-])=O.[Ti+].[NH4+] NLKCDEVUHAKWGU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- VVLOAMKSCCMUMB-UHFFFAOYSA-N azanium titanium chloride Chemical compound [Ti].[Cl-].[NH4+] VVLOAMKSCCMUMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008399 tap water Substances 0.000 claims description 3
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 claims description 3
- XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J titanium tetrachloride Chemical compound Cl[Ti](Cl)(Cl)Cl XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- FOZHTJJTSSSURD-UHFFFAOYSA-J titanium(4+);dicarbonate Chemical compound [Ti+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O FOZHTJJTSSSURD-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- BDSSZTXPZHIYHM-UHFFFAOYSA-N 2-phenoxypropanoyl chloride Chemical compound ClC(=O)C(C)OC1=CC=CC=C1 BDSSZTXPZHIYHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RJMWSMMKKAJPGD-UHFFFAOYSA-L azanium;2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;zirconium(2+) Chemical compound [NH4+].[Zr+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O RJMWSMMKKAJPGD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- SUHACIOYPOTAHI-UHFFFAOYSA-N azanium;zirconium;chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-].[Zr] SUHACIOYPOTAHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GOZLPQZIQDBYMO-UHFFFAOYSA-N azanium;zirconium;fluoride Chemical compound [NH4+].[F-].[Zr] GOZLPQZIQDBYMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WBFZBNKJVDQAMA-UHFFFAOYSA-D dipotassium;zirconium(4+);pentacarbonate Chemical compound [K+].[K+].[Zr+4].[Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O WBFZBNKJVDQAMA-UHFFFAOYSA-D 0.000 claims description 2
- NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N palladium;triphenylphosphane Chemical compound [Pd].C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GQJPVGNFTLBCIQ-UHFFFAOYSA-L sodium;zirconium(4+);carbonate Chemical compound [Na+].[Zr+4].[O-]C([O-])=O GQJPVGNFTLBCIQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J zirconium tetrachloride Chemical compound Cl[Zr](Cl)(Cl)Cl DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 2
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 44
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 24
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 15
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 4
- -1 zirconium cation Chemical class 0.000 description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical class COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M acrylate group Chemical group C(C=C)(=O)[O-] NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical group 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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 1
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001323490 Colias gigantea Species 0.000 description 1
- XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N Cyanamide Chemical compound NC#N XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical class [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N chromium(6+) Chemical class [Cr+6] JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000001455 metallic ions Chemical class 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F8/00—Chemical modification by after-treatment
- C08F8/42—Introducing metal atoms or metal-containing groups
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
- C08J3/00—Processes of treating or compounding macromolecular substances
- C08J3/02—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques
- C08J3/03—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques in aqueous media
- C08J3/075—Macromolecular gels
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en blanding som angitt i krav 1 og en anvendelse som angitt i krav 10 som er nyttig for f.eks. endring av permeabilitet og korreksjon av vannkoningsproblemer av hydrokarbon-inneholdende underjordiske formasjoner.
Det er vel kjent for fagmenn på området at gelerte eller tverrbundne vann-oppløselige polymerer er nyttige i øket oljeutvinning og andre oljefelt-operasjoner. De er blitt brukt for å forandre permeabiliteten av undergrunnsformasjoner for å øke effektiviteten av vannflømmeoperasjoner. Polymerer sammen med et passende tverrbindingssystem injiseres i en vandig opp-løsning inn i formasjonen. Polymerene trenger da inn i og gelerer i områdene som har den høyeste vanngjennomtrengelighet.
På grunn av miljømessige betraktninger såvel som kostnader for deponering av en produsert saltlake, som er definert som den samproduserte saltlake med olje eller gass og som ofte er forurenset med olje eller gass eller begge deler, kan det være ønskelig å benytte den produserte saltlaken som den vandige oppløsningen brukt for polymerene og de passende tverrbindingssystemene. Bruken av produserte saltlaker eliminerer ikke bare kostnaden som forbindes med oppnåelse og forbehandling av ferskvann til bruk som den vandige oppløsningen, men også deponeringskostnaden for den produserte saltlaken. De fleste produserte saltlaker er kjent å være harde saltlaker, dvs. de har en toverdig kationkonsentrasjon som er større enn 1000 ppm.
Skjønt et krom(III)salt, som ikke er så giftig som krom(VI)salt, kan bli brukt som tverrbindingsmiddel, er det med hensyn på miljøet en uønsket forbindelse, og dens bruk kan påføre merkostnader for å sikre integriteten av injeksjonsbrønnene for å unngå forurensning av grunnvannskilder. Andre flerverdige metalliske forbindelser, såsom forbindelser av zirkonium, titan, jern(II) eller jern(III), aluminium eller kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse, er blitt brukt for å produsere geler med syntetiske vannoppløselige polymerer eller naturlige polymerer for forskjellige oljefelt-operasjoner, slik som f.eks. vannavstengning og permeabilitetskorreksjoner for reservoarer. Vanligvis tverrbinder disse metalliske ioner gelerbare polymerer gjennom vekselvirkningen med karboksylatgruppene av polymermolekylene. De gelerbare polymerene brukt som f.eks. polyakrylamid, har høy molekylvekt og inneholder høy hydrolysegrad, dvs. de inneholder 10-30 molprosent karboksylatgrupper. Imidlertid geler disse høye molekylvekt og/eller molprosent karboksylatgruppe-inneholdende polymerene nesten umiddelbart i nærvær av de ovennevnte flerverdige metalliske forbindelsene. Slik rask geleringshastighet gjør anvendelsen av geleringsblandinger inneholdende disse polymerene og flerverdige metalliske forbindelsene uegnet i mange oljefeltanvendelser, slik som f.eks. vannavstengning og permeabilitetsreaksjoner. Videre oppviser de resulterende gelene kraftig synerese i de fleste oljefelt-saltlaker.
Mange prosesser er blitt utviklet for å forsinke geleringen av geleringsblandinger ved tilsetning av et geleringsforsinkende middel til gelerings-blandingene. Imidlertid er ikke et geleringsforsinkende middel billig, og et geleringsforsinkende middel medfører ofte økte kostnader for oljefelt-operasjon.
En mer miljømessig egnet prosess ved bruk av en geleringsblanding, som kan danne stabile geler i en væske såsom f.eks. produserte saltlaker for nær-brønn-behandlinger såvel som i-dybde-behandlinger og som ikke krever et geleringsforsinkende middel, er derfor svært ønskelig.
Et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en blanding og en fremgangsmåte som er nyttig for endring av permeabiliteten av hydrokarbon-inneholdende formasjoner. Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en blanding og en fremgangsmåte for endring av permeabiliteten av hydrokarbon-inneholdende formasjoner ved bruk av en geleringsblanding som er miljømessig egnet til bruk i oljefeltformasjoner. Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en blanding og en fremgangsmåte for endring av permeabiliteten av hydrokarbon-inneholdende formasjon hvor blandingen ikke krever et geleringsforsinkende middel. Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte for brønnbehandling ved anvendelse av geleringsblanding som er miljømessig egnet til oljefelt-operasjoner. En fordel med oppfinnelsen er at den oppfinneriske fremgangsmåten ikke anvender et geleringsforsinkende middel, men likevel oppnås endringen av permeabiliteten av formasjonene eller andre oljefeltanvendelser. En annen fordel med oppfinnelsen er at generelt kan geleringen av blandingen bli akselerert ved tilsetningen av et pH-nedsettende middel. Andre formål, trekk og fordeler vil være åpenbare da oppfinnelsen beskrives nærmere i det etterfølgende.
I henhold til en første utførelse av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes en blanding som angitt i krav 1 som kan bli brukt for øket hydrokarbonutvinning, idet det tilveiebringes en blanding som innbefatter effektive forhold av: (1) en vannoppløselig polymer som innbefatter en karboksylatgruppe som kan være tverrbundet med en flerverdig metallforbindelse, (2) en flerverdig metallforbindelse, hvor metallforbindelsen er en zirkoniumforbindelse; eller en titanforbindelse valgt fra ammoniumtitankarbonat, titanklorid, titankarbonat, ammoniumtitanklorid, eller blandinger av disse; eller kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse, (3) karbondioksid eller karbonsyre og kombinasjoner av disse, og (4) en væske valgt fra rent vann, vanlig springvann, oppløsninger eller suspensjoner av salter, og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse, som er kjennetegnet ved at blandingen ikke inneholder et gelerende forsinkelsesmiddel, hvor det gelerende forsinkelsesmiddelet er definert som et kjemikalie eller blandinger av kjemikalier, som forsinker geleringshastigheten, og nevnte forhold er effektivt for å danne en gel fra blandingen.
I henhold til en andre utførelse av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes en anvendelse som angitt i krav 10 for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjon, som innbefatter injisering i formasjonen av en geleringsblanding som innbefatter en vannoppløselig polymer, et tverrbindingsmiddel og en væske, idet geleringsblandingen danner geler når de blir injisert inn i formasjonen.
Fig. 1 er en kurve som viser gelstyrken av geler dannet som en funksjon av
eldningstid ved 49°C (120°F) i 2% KC1 oppløsning i nærvær (■) eller fravær
(A) av karbondioksid. Fig. 2 er det samme som fig. 1 unntatt at destillert vann ble brukt istedenfor 2% KC1. Konsentrasjonen av kopolymeren var 5000 mg/l
(ppm) og det for tverrbindingsmiddelet, ammoniumzirkoniumkarbonat målt som zirkoniumkation, var 750 ppm. Det vises til eksempel II for nærmere detaljer.
I henhold til den første utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes en blanding som kan bli brukt for behandling av en hydrokarbon-inneholdende formasjon og innbefatter, eller består ialt vesentlig av, eller består av, en vannoppløselig polymer, et tverrbindingsmiddel og en væske. Generelt inneholder den vannoppløselige polymeren en funksjonell gruppe, såsom karboksylatgruppe, som er tverrbindbar med et metallkation og er tilstede i en vandig oppløsning som inneholder en væske. De mest vanlige brukte vannoppløselige polymerene er karboksylat-innholdende polymerer. Uttrykket "væske" som brukt her, er ensbetydende med "vann" og refererer generelt til, med mindre noe annet er angitt, rent vann, vanlig springvann, en oppløsning eller suspensjon, idet oppløsningen eller suspensjonen inneholder forskjellige salter. En typisk oppløsning er en produsert saltlake. Uttrykket "hydrokarbon" angir et hvilket som helst hydrokarbon som kan eller ikke kan bli oksygenert eller substituert med passende substituenter. Hydrokarbonet kan også inneholde mindre komponenter såsom f.eks. svovel. De for tiden foretrukne hydrokarbonene er råolje og naturgass. Behandlingen omfatter, men er ikke begrenset til, permeabilitetsforandring, vannkoningskorreksjon, vannavstengning, gassavstengning og soneutelatelse.
Den produserte saltlaken defineres som den samproduserte saltlaken med olje eller naturgass, eller begge deler, som generelt er en hard saltlake, dvs. inneholdende minst 1000 ppm av Ca<?+>, Ba<2+>, Mg<2+> eller Sr<2+>, eller kombinasjoner av disse. En produsert saltlake inneholder generelt høyt saltinnhold på 1-30 vektprosent totalt oppløste faststoffer. En produsert saltlake forurenses generelt med olje eller naturgass, eller begge deler. Den gelerbare polymeren geler generelt godt i produserte saltlaker som har en saltholdighet på 0,3-25%.
Uttrykket "karboksylat-inneholdende polymer" som brukt her refererer til, med mindre noe annet er angitt, en polymer som inneholder minst én fri karboksylsyregruppe eller en karboksylatgruppe, idet protonet av karboksyl-syren substitueres med et ammoniumradikal, et alkalimetall, et jordalkali-metall eller kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse.
Ifølge den foreliggende oppfinnelsen angir uttrykket "forsinkende middel" et kjemikalie eller blanding av kjemikalier som forsinker geleringshastigheten. Et forsinkende middel som er nyttig for retardasjonen av geleringshastigheten er generelt en karboksylsyre og salter derav som kan inneholde én eller flere hydroksylgrupper. Et vanlig kjent forsinkende middel kan også være et amin som har mer enn én funksjonell gruppe og inneholder én eller flere hydroksylgrupper og som kan chelatisere zirkonium- eller titanandelen av zirkonium- eller titanforbindelsene beskrevet ovenfor. Uttrykket "forsinkende middel" kan være ensbetydende med "chelatiseringsmiddel", "sekvesteringsmiddel" eller "geleringsretarderende middel".
Ifølge den foreliggende oppfinnelsen er molekylvekten av de vann-oppløselige polymerene generelt minst 10 000 og mindre enn 25 000 000, fortrinnsvis mindre enn 20 000 000. Molprosenten av karboksylatgruppen i de karboksylat-inneholdende polymerene er generelt i området 0,01-45, fortrinnsvis 0,1-25, nærmere foretrukket 0,1-15, enda mere foretrukket 0,1-10, og aller helst foretrukket 0,2-10 molprosent.
I henhold til den foreliggende oppfinnelsen defineres geleringshastigheten som hastigheten hvorved gelpartiklene dannes. Ved inntreffelsen av geleringen er disse partiklene små nok til at geleringsblandingen fremdeles flyter, men disse partiklene kan bli detektert fra åpenbar flytkarakterisering forårsaket ved åpenbar viskositetsendring. De små partiklene vokser til store granuler med tiden og blir sterke nok til å holde fluidene innenfor deres strukturer som begrenser den frittstrømmende karakteriseringen av geleringsoppløsningen og således utvikler tungelengde (tongue length). Geleringshastigheten er generelt lenger enn 1 time, fortrinnsvis lenger enn 2 timer, nærmere foretrukket lenger enn 3 timer, enda mer foretrukket lenger enn 4 timer, og mest foretrukket lenger enn 10 timer. Generelt observeres ingen betydelig gelstyrke, som definert i eksempel I, inntil en tungelengde kan bli målt.
Karboksylat-inneholdende polymerer egnet til bruk i denne oppfinnelsen er de som er i stand til å gelere ved nærvær av et tverrbindingsmiddel såsom f.eks. en flerverdig metallisk forbindelse. Polymerer som er egnet til bruk i denne oppfinnelsen, dvs. de som er i stand til gelering ved nærvær av et tverrbindingsmiddel, omfatter, men er ikke begrenset til, biopolysakkarider, celluloseetere og akrylamid-inneholdende polymerer.
Egnede celluloseetere er beskrevet i US patent nr. 3 727 688. Særlig foretrukne celluloseetere omfatter karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC) og karboksymetylcellulose (CMC) på grunn av deres lette tilgjengelighet.
Egnede biopolysakkarider er beskrevet i US patent nr. 4 068 714. Særlig foretrukket er polysakkarid B-1459 og xantangummier som er biopolysakkarider produsert ved påvirkningen av Xanthomonas campestris-bakterien. Dette biopolysakkaridet er kommersielt tilgjengelig i forskjellige kvaliteter under varemerket "KELZAN®" (Kelco Company, San Diego, CA, USA) og "FLOCON" 4800 (Pfizer, Groton, CT, USA) og de er lett tilgjengelige.
Egnede akrylamid-inneholdende polymerer som også inneholder pendante karboksylatgrupper er beskrevet i US patent nr. 3 749 172. Særlig foretrukket er de såkalte delvis hydrolyserte polyakrylamider som innehar pendante karboksylatgrupper hvor tverrbinding kan finne sted. Termisk stabile karboksylat-inneholdende polymerer av akrylamid, såsom polyakrylamider; kopolymerer av N-vinyl-2-pyrrolidon og akrylamid; terpolymerer av natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat, akrylamid og N-vinyl-2-pyrrolidon; og kopolymerer av natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og akrylamid; og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse, er særlig foretrukket for anvendelser i høye saltholdige omgivelser ved høye temperaturer for stabilitet. Utvalgte karboksylat-inneholdende terpolymerer er også nyttige i den foreliggende fremgangsmåten, slik som terpolymerer utledet fra akrylamid og N-vinyl-2-pyrrolidon-komonomerer med mindre mengder av termonomerer såsom vinylacetat, vinylpyridin, styren, metyl-metakrylat og andre polymerer inneholdende akrylatgrupper.
Andre blandede polymerer som egner seg til bruk i den foreliggende oppfinnelsen omfatter delvis hydrolyserte polyakrylonitriler, kopolymerer av akrylat og styrensulfonat eller kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse.
De for tiden foretrukne karboksylat-inneholdende polymerene er CMHEC, CMC, xantangummi og de akrylamid-inneholdende polymerene, særlig de delvis hydrolyserte polyakrylamider, polymerer inneholdende akrylamid, ammonium- eller alkalimetallsalter av akrylsyre og polymerer inneholdende ammonium- eller alkalimetallsalter av akrylsyre, N-vinyl-2-pyrrolidon, og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat. Ammonium- eller alkali-metallsaltene av akrylsyre refereres her til som akrylat, som i kravene.
Hvilke som helst av tverrbindingsmidler, slik som f.eks. en flerverdig metallisk forbindelse, som er ialt vesentlig oppløselig i væskekomponenten av blandingen, og som er istand til tverrbinding av den gelerbare karboksylat-inneholdende polymeren i de hydrokarbon-inneholdende formasjonene, kan bli brukt i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Den for tiden foretrukne flerverdige metalliske forbindelsen er en metallforbindelse valgt fra gruppen bestående av zirkoniumforbindelser, titanforbindelser, aluminiumforbindelser, jernforbindelser, kromforbindelser og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse.
Eksempler på egnede flerverdige metalliske forbindelser omfatter, men er ikke begrenset til, ammoniumzirkoniumkarbonat, natriumzirkoniumkarbonat, kaliumzirkoniumkarbonat, ammoniumzirkoniumfluorid, ammoniumzirkoniumklorid, zirkoniumammoniumcitrat, zirkoniumklorid, tetrakis(trietanol-amin)zirkonat, zirkoniumkarbonat, zirkonylammoniumkarbonat, ammoniumtitankarbonat, titanklorid, titankarbonat, ammoniumtitanklorid og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse. Disse forbindelsene er kommersielt tilgjengelige. Det for tiden mest foretrukne tverrbindingsmiddelet er ammoniumzirkoniumkarbonat.
Det pH-nedsettende middelet senker blandingenes pH ifølge oppfinnelsen til en pH eller et pH-område som er egnet for gelering av blandingen. Det pH-nedsettende middel omfatter karbondioksid, karbonsyre og kombinasjoner av disse. Det for tiden foretrukne pH-nedsettende middelet er karbondioksid for det er lett tilgjengelig, billig og relativt lett og sikkert å håndtere.
Mens oppfinnelsen ikke er begrenset til noen bestemt teori, antas det at det pH-nedsettende middelet senker blandingens pH slik at den tverrbindende metallforbindelsen oppløses for å tilveiebringe kationer som er tilgjengelige for tverrbinding.
Konsentrasjonen eller mengden av den vannoppløselige polymeren i geleringsblandingen kan variere over et stort område og kan være egnet og passende for forskjellige polymerer og for geleringsgraden som er nødvendig for spesielle reservoarer. Generelt utgjøres konsentrasjonen av polymeren i en vandig oppløsning av en passende styrke på 100-100 000 mg/l (ppm), fortrinnsvis 200-70 000 ppm, og aller helst 500-50 000 ppm.
Konsentrasjonen av tverrbindingsmiddel brukt i den foreliggende oppfinnelsen avhenger i stor grad av konsentrasjonene av polymer i blandingen. For eksempel krever lavere konsentrasjoner av polymer lavere konsentrasjoner av tverrbindingsmiddelet. Videre har det vist seg at for en bestemt konsentrasjon av polymer vil det ved økning av konsentrasjonen av tverrbindingsmiddelet generelt ialt vesentlig øke geleringshastigheten. Konsentrasjonen av tverrbindingsmiddelet i den injiserte pluggen varierer generelt over et vidt område på 1-5000 mg/l (ppm), fortrinnsvis 1-3000 ppm, og aller helst 1-2000 ppm.
I henhold til den foreliggende oppfinnelsen kan mengden av det krevede pH-nedsettende middelet være en hvilken som helst mengde som kan senke blandingens pH, slik at geleringen kan bli akselerert. Generelt avhenger den påkrevde mengden av type tverrbindingsmiddel såvel som den vannoppløse-lige polymeren brukt i blandingen, på det anvendte pH-nedsettende middelet og på den ønskede geleringshastigheten. Mengden kan være i området 1-100 000 ppm, fortrinnsvis 1-50 000 ppm og aller helst 1- 20 000 ppm.
Væskekomponenten utgjør generelt resten av blandingen.
En hvilken som helst egnet prosedyre for fremstilling av de vandige blandingene av de vannoppløselige polymerene, tverrbindingsmidlene og væsken kan bli brukt. Noen av polymerene kan kreve særlige blandings-betingelser, slik som sakte tilsetning av finpulverisert polymer i en virvel av rørt saltlake, prefukting med alkohol, beskyttelse mot luft (oksygen), fremstilling av oppløsninger fra ferskvann istedenfor saltvann, som er kjent for slike polymerer.
Generelt blandes en vannoppløselig polymer med et tverrbindingsmiddel, hvor begge foreligger i en egnet væske. Det pH-nedsettende middelet tilsettes så blandingen av polymeren og tverrbindingsmiddelet. Tiden for tilsetning av det pH-nedsettende middelet avhenger av den ønskede geleringstiden.
For eksempel kan den vannoppløselige polymeren først kombineres med et tverrbindingsmiddel, hvor begge foreligger i en væske, for å danne en blanding. Et pH-nedsettende middel innføres så i blandingen for å danne en andre blanding. Den andre blandingen kan så brukes for å danne geler i en underjordisk formasjon.
Bruken av gelerte polymerer for å forandre vannpermeabiliteten av undergrunnsformasjoner er vel kjent for fagmenn på området. En vandig oppløsning inneholdende polymeren og et tverrbindingsmiddel pumpes inn i formasjonen slik at oppløsningen kan gå inn i de mer vannsvøpte delene av formasjonen og forandre vannpermeabiliteten ved gelering deri.
I henhold til den andre utførelsen ifølge den foreliggende oppfinnelsen, tilveiebringes en anvendelse, hvori en vandig blanding innbefattende et tverrbindingsmiddel og en vannoppløselig polymer fremstilles og deretter injiseres inn i en injeksjons- eller produksjonsbrønn. Den vannoppløselige polymeren og tverrbindingsmiddelet, hvor begge foreligger i en egnet væske, kan også samtidig injiseres eller sekvensielt injiseres i en hvilken som helst rekkefølge. Definisjonen og rekkevidden av tverrbindingsmiddelet og polymeren er den samme som beskrevet ovenfor. Mengden av den injiserte, vandige geleringsblandingen kan variere i stor grad avhengig av det injiserte, behandlede volumet. Mengden av den injiserte, gelerbare polymeren er også avhengig av den ønskede gelstyrken, som er det samme som beskrevet for tverrbindingsmiddelet.
Det pH-nedsettende middelet kan tilsettes den vandige blandingen innbefattende et tverrbindingsmiddel og en vannoppløselige polymer like før blandingen injiseres. Det pH-nedsettende middelet kan også injiseres separat, enten før eller etter injiseringen av blandingen. Alternativt kan hver komponent av den vandige blandingen i en væske injiseres sekvensielt, i en hvilken som helst rekkefølge.
Beskaffenheten av den behandlede, underjordiske formasjonen er ikke kritisk for utøvelse av den foreliggende oppfinnelsen. Den beskrevne geleringsblandingen kan injiseres i en formasjon som har temperatur i området 21-149°C (70-300°F) når den brukte polymeren er en geleringskopolymer som er egnet for saltlaken brukt ved reservoartemperaturen eller tempera-turene i området 21-149°C (70-300°F) for delvis hydrolysert polyakrylamid, xantangummi, CMC eller CMHEC, fortrinnsvis 27-82°C (80-180°F), og aller helst foretrukket 27-77°C (80-170°F) for best resultater. En hvilken som helst måte som er kjent for en fagmann på området kan brukes for injisering av geleringsblandingen.
EKSEMPEL I
Hensikten med dette eksempelet er å illustrere geleringen av en blanding som innbefatter en vannoppløselig polymer, et tverrbindingsmiddel og en saltlake, og å bruke dette eksempelet som en kontroll.
Polyakrylamidoppløsninger (0,5 vektprosent) ble fremstilt ved blanding av tilstrekkelige mengder av polymer i en syntetisk saltlake med 2% KC1. 20 ml prøver av hver polymeroppløsning ble så plassert i to ampuller. Hver ampulle ble så tilført ammoniumzirkoniumkarbonat til en sluttkonsentrasjon på 750 ppm (mg/l) målt som Zr-ion. Ampullene ble anbragt rett opp og ned i testrør og ble så plassert i ovner oppvarmet og holdt ved 49°C (120°F). Ampullene ble periodisk fjernet fra ovnen og de mekaniske gelstyrkene ble bestemt.
Når tverrbinding gradvis oppstod, begynte små mikrogeler av granuler å komme til syne, dvs. en veldig svak gel ble dannet. Kontinuerlig vekst av mikrogelene til kuler skjedde deretter, referert til som svak gel. Større gelmasser kom så til syne, referert til som delvis gel, etterfulgt av utviklingen av sterkere geler med målbare tungelengder. Tungelengdene ble målt ved plassering av hver ampulle horisontalt for å tillate geleringsblandingen å strømme til sin likevektsposisjon og så måling av lengden av den dannede tungen. Da geleringen økte med tiden, ble sterkere geler og kortere tungelengder utviklet. Gelstyrken uttrykkes matematisk som
hvor AL er lik ampullelengden (i centimeter), typisk 22,5 cm, og TL er lik tungelengden av gelen målt i centimeter fra punktet hvorved gelen er i kontakt med hele omkretsen av røret til det ytterste punktet som gelen har spredd seg til. Således ville de sterkeste gelene ha en gelstyrke på 100% og de svakeste gelene ville ha en gelstyrke på 0.
EKSEMPEL II
Dette eksempelet illustrerer geleringen av blandingene ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Forkortelsene som er anvendt i fig. 1 og fig. 2 er: NG, ingen gel; VSG, veldig svak gel; SG, svak gel; T, tykk (oppløsning); VT, veldig tykk (oppløsning); og PG, delvis gel.
Forsøkene ble utført ved bruk av prosedyren beskrevet i eksempel I. Data for geleringen av polyakrylamider med 750 ppm av ammoniumzirkoniumkarbonat i nærvær og fravær av CO2 er vist i fig. 1, som viser at en oppløs-ning av 5000 ppm "OFXC-1163" polyakrylamider (kommersielt tilgjengelig fra American Cyanamide, ca. 8% hydrolyse og 14 000 000-18 000 000 molekylvekt) i 2% KC1 ikke produserte en målbar gel med ammoniumzirkoniumkarbonat i fraværet av CO2 selv etter seks måneder ved eldning ved 49°C (120°F). Blandingen produserte bare en svak gel (SG) etter ca. 1 dags eldning, og den resulterende gelen ble gradvis forringet med ytterligere eldning til en tykk (T) oppløsning. Imidlertid produserte den samme oppløsningen en gel i løpet av noen sekunders eksponering for 30 cm^ CO2. De resulterende gelene, som mistet ca. 25% av sine styrker ved seks måneders eldning, kunne være egnet for nær-brønn (near-well) behandlinger. Mekanismen for geleringen skjer sannsynligvis på grunn av pH-forandringen i nærvær av CO2 som gjorde kationet tilgjengelig for tverrbinding i denne saltlaken.
Fig. 2 viser geleringsresultatene for en lignende blanding som beskrevet ovenfor for fig. 1, unntatt at det brukte løsningsmiddelet var destillert vann istedenfor 2% KCl-oppløsning. I fraværet av CO2 ble ingen målbar gel produsert før etter 3,5 timers eldning ved 49°C (120°F). Dette var et tilstrekkelig tidsrom for injisering av geleringsblandingen i dens målsone før injiseringen av CO2 og umiddelbar geldannelse. Resultatene av de to vannene i fravær av CO2, indikerer at geleringshastigheten sank betydelig med saltholdigheten av det brukte vannet. Uten at man ønsker å binde seg til noen bestemt teori, kan dette være på grunn av den lavere oppløseligheten av ammoniumzirkoniumkarbonat i nærværet av oppløste salter. Det skal også bemerkes at bruken av destillert vann som et løsningsmiddel for gel-behandlinger av brønner er lite sannsynlig, og testene ble bare utført for å evaluere begrensningen av denne oppfinnelsen.
Resultatene vist i de ovennevnte eksempler viser klart at den foreliggende oppfinnelsen er vel tilpasset for å utføre formålene og oppnå målene og fordelene som er angitt såvel som det som fremkommer av dette. Mens modifikasjoner kan gjøres av fagmenn på området, er slike modifikasjoner innenfor rammen av den foreliggende oppfinnelsen som definert i beskrivelsen og kravene.
Claims (10)
1. Blanding som innbefatter effektive forhold av: (1) en vannoppløselig polymer som innbefatter en karboksylatgruppe som kan være tverrbundet med en flerverdig metallforbindelse, (2) en flerverdig metallforbindelse, hvor metallforbindelsen er en zirkoniumforbindelse; eller en titanforbindelse valgt fra ammoniumtitankarbonat, titanklorid, titankarbonat, ammoniumtitanklorid, eller blandinger av disse; eller kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse, (3) karbondioksid eller karbonsyre og kombinasjoner av disse, og (4) en væske valgt fra rent vann, vanlig springvann, oppløsninger eller suspensjoner av salter, og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse,
karakterisert ved at blandingen ikke inneholder et gelerende forsinkelsesmiddel, hvor det gelerende forsinkelsesmiddelet er definert som et kjemikalie eller blandinger av kjemikalier, som forsinker geleringshastigheten, og nevnte forhold er effektivt for å danne en gel fra blandingen.
2. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert ved at den karboksylat-inneholdende polymeren er valgt fra biopolysakkarider, celluloseetere, akrylamid-baserte polymerer, akrylonitril-baserte polymerer, sulfonat-baserte polymerer, og kombinasjoner av hvilke som helst av to eller flere av disse.
3. Blanding ifølge krav 2,
karakterisert ved at polymeren er et polyakrylamid.
4. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den flerverdige Zr-forbindelsen er valgt fra ammoniumzirkoniumkarbonat, natriumzirkoniumkarbonat, kaliumzirkoniumkarbonat, ammoniumzirkoniumfluorid, ammoniumzirkoniumklorid, zirkoniumammoniumcitrat, zirkoniumklorid, tetrakis(trietanolamin)zirkonat, zirkoniumkarbonat og zirkonylammoniumkarbonat.
5. Blanding ifølge krav 4,
karakterisert ved at den flerverdige Zr-forbindelsen er en uorganisk zirkoniumforbindelse.
6. Blanding ifølge krav 4 eller 5,
karakterisert ved at den flerverdige Zr-forbindelsen er ammoniumzirkoniumkarbonat.
7. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at væsken er en oppløsning inneholdende 2% KC1.
8. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren er et delvis hydrolysert polyakrylamid, den flerverdige metallforbindelsen er en zirkoniumforbindelse eller kombinasjon av zirkoniumforbindelser, og væsken er en oppløsning inneholdende 2% KC1.
9. Blanding ifølge hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren er delvis hydrolysert polyakrylamid, som er tilstede i området 500-50 000 ppm av blandingen, hvor den flerverdige metallforbindelsen er ammoniumzirkoniumkarbonat, som er tilstede i området 1-2 000 ppm av blandingen, og karbondioksidet er tilstede i området 1-20 000 ppm av blandingen.
10. Anvendelse av blandingen ifølge hvilke som helst av de foregående krav for injisering inn i en underjordisk formasjon.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/598,579 US5789350A (en) | 1996-02-12 | 1996-02-12 | Compositions and processes for treating hydrocarbon-bearing formations |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO970634D0 NO970634D0 (no) | 1997-02-11 |
NO970634L NO970634L (no) | 1997-08-13 |
NO310931B1 true NO310931B1 (no) | 2001-09-17 |
Family
ID=24396130
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19970634A NO310931B1 (no) | 1996-02-12 | 1997-02-11 | Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5789350A (no) |
GB (1) | GB2309990B (no) |
MX (1) | MX9606059A (no) |
NO (1) | NO310931B1 (no) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6530929B1 (en) * | 1999-10-20 | 2003-03-11 | Sdgi Holdings, Inc. | Instruments for stabilization of bony structures |
ATE277272T1 (de) * | 1999-12-29 | 2004-10-15 | Tr Oil Services Ltd | Verfahren zur änderung der permeabilität von einer unterirdischen kohlenwasserstoff enthaltenden formation |
US6838417B2 (en) * | 2002-06-05 | 2005-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods including formate brines for conformance control |
EP1555385A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-20 | Services Petroliers Schlumberger SA | Method of consolidating an underground formation |
MXNL06000041A (es) * | 2006-06-26 | 2008-01-07 | Fabricas Monterrey Sa De Cv | Revestimiento inhibidor de corrosion para sustratos metalicos y articulo resistente a la corrosion. |
US8242060B2 (en) * | 2006-12-21 | 2012-08-14 | Dorf Ketal Specialty Catalysts, LLC | Stable solutions of zirconium hydroxyalkylethylene diamine complex and use in oil field applications |
US8236739B2 (en) * | 2007-03-30 | 2012-08-07 | Dork Ketal Speciality Catalysts, LLC | Zirconium-based cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications |
US8153564B2 (en) * | 2008-03-07 | 2012-04-10 | Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc | Zirconium-based cross-linking composition for use with high pH polymer solutions |
MX2012001431A (es) | 2009-08-12 | 2012-05-22 | Basf Se | Sales organicas para reducir permeabilidades de rocas. |
WO2017023935A1 (en) | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
CA3030763A1 (en) | 2016-07-15 | 2018-01-18 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4110230A (en) * | 1974-02-12 | 1978-08-29 | Phillips Petroleum Company | Aqueous gelable compositions having extended gelation time and methods of preparing same |
US4462017A (en) * | 1982-08-23 | 1984-07-24 | General Electric Company | High voltage air core reactor |
AU565273B2 (en) * | 1983-08-23 | 1987-09-10 | Halliburton Company | Polymer cross linking composition |
US4657944A (en) * | 1984-02-09 | 1987-04-14 | Phillips Petroleum Company | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
US4569393A (en) * | 1984-02-09 | 1986-02-11 | Phillips Petroleum Company | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
US4649999A (en) * | 1985-09-24 | 1987-03-17 | Halliburton Company | Method for treating subterranean formations with temporarily thickening solutions |
US4676930A (en) * | 1985-09-25 | 1987-06-30 | Mobile Oil Corporation | Zirconium crosslinked gel compositions, methods of preparation and application in enhanced oil recovery |
US4799550A (en) * | 1988-04-18 | 1989-01-24 | Halliburton Company | Subterranean formation treating with delayed crosslinking gel fluids |
US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
IT1243492B (it) * | 1990-11-23 | 1994-06-15 | Eniricerche Spa | Composizioni acquose gelificabili contenenti polimeri con particolari gruppi funzionali chelanti utili per il recupero del petrolio da un giacimento. |
US5478802A (en) * | 1992-12-29 | 1995-12-26 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
US5547025A (en) * | 1995-04-14 | 1996-08-20 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
-
1996
- 1996-02-12 US US08/598,579 patent/US5789350A/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-03 MX MX9606059A patent/MX9606059A/es unknown
-
1997
- 1997-02-11 NO NO19970634A patent/NO310931B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-02-11 GB GB9702729A patent/GB2309990B/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB9702729D0 (en) | 1997-04-02 |
NO970634L (no) | 1997-08-13 |
GB2309990B (en) | 2000-02-02 |
NO970634D0 (no) | 1997-02-11 |
MX9606059A (es) | 1998-04-30 |
US5789350A (en) | 1998-08-04 |
GB2309990A (en) | 1997-08-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2107550C (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
US5547025A (en) | Process for treating oil-bearing formation | |
Sydansk | A new conformance-improvement-treatment chromium (lll) gel technology | |
US6189615B1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
US4569393A (en) | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
US5186257A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
NO169739B (no) | Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon | |
US6030928A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
NO317537B1 (no) | Forhindring av stromming gjennom undergrunnsomrader | |
US5358043A (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
AU2019257441A1 (en) | Delayed gelation of polymers | |
NO326847B1 (no) | Fremgangsmate for endring av relativ permeabilitet til en hydrokarbon-baerende formasjon | |
US3782467A (en) | Method for reducing gas production | |
NO310931B1 (no) | Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen | |
US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
NO176067B (no) | Gelbart materiale, profil-modifiseringsmiddel som omfatter slikt materiale, samt anvendelse av et to-komponent-materiale i en underjordisk oljebærende formasjon | |
NO875421L (no) | Gelbart preparat og profilmodifiseringsmiddel. | |
US4657944A (en) | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
MXPA96006059A (en) | Composition and process for the treatment of an underground formation containing hydrocarb | |
NO860789L (no) | Permeabilitetskorreksjonsfluid basert paa propionatsekvestrering av krom (iii) og anvendelse av dette i underjordiske formasjoner. | |
WO1991001431A1 (en) | Kill fluid for oil field operations | |
NO176586B (no) | Fremgangsmåte for selektiv reduksjon av vanninnströmning fra en olje- eller gassproduserende formasjon mot en produksjonsbrönn | |
WO1995018908A1 (en) | Process for reducing premeability in a high-temperature subterranean hydrocaron-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
US5816323A (en) | Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |