NO314202B1 - Fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone - Google Patents
Fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone Download PDFInfo
- Publication number
- NO314202B1 NO314202B1 NO19983071A NO983071A NO314202B1 NO 314202 B1 NO314202 B1 NO 314202B1 NO 19983071 A NO19983071 A NO 19983071A NO 983071 A NO983071 A NO 983071A NO 314202 B1 NO314202 B1 NO 314202B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solution
- aqueous solution
- polymerizable monomer
- zone
- weight
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 61
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 20
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 17
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000007869 azo polymerization initiator Substances 0.000 claims description 13
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 6
- DAHPIMYBWVSMKQ-UHFFFAOYSA-N n-hydroxy-n-phenylnitrous amide Chemical compound O=NN(O)C1=CC=CC=C1 DAHPIMYBWVSMKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- LGPAKRMZNPYPMG-UHFFFAOYSA-N (3-hydroxy-2-prop-2-enoyloxypropyl) prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OC(CO)COC(=O)C=C LGPAKRMZNPYPMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- WJFKNYWRSNBZNX-UHFFFAOYSA-N 10H-phenothiazine Chemical compound C1=CC=C2NC3=CC=CC=C3SC2=C1 WJFKNYWRSNBZNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 3
- UKMBKKFLJMFCSA-UHFFFAOYSA-N [3-hydroxy-2-(2-methylprop-2-enoyloxy)propyl] 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(CO)OC(=O)C(C)=C UKMBKKFLJMFCSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229950000688 phenothiazine Drugs 0.000 claims description 3
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CCJAYIGMMRQRAO-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[(2-hydroxyphenyl)methylideneamino]butyliminomethyl]phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1C=NCCCCN=CC1=CC=CC=C1O CCJAYIGMMRQRAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VSSGDAWBDKMCMI-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-(2-methylprop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)NC(C)(C)CS(O)(=O)=O VSSGDAWBDKMCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JNDVNJWCRZQGFQ-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-N,N-bis(methylamino)hex-2-enamide Chemical compound CCCC=C(C)C(=O)N(NC)NC JNDVNJWCRZQGFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004156 Azodicarbonamide Substances 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DAKWPKUUDNSNPN-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane triacrylate Chemical compound C=CC(=O)OCC(CC)(COC(=O)C=C)COC(=O)C=C DAKWPKUUDNSNPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OKKRPWIIYQTPQF-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane trimethacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(CC)(COC(=O)C(C)=C)COC(=O)C(C)=C OKKRPWIIYQTPQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XOZUGNYVDXMRKW-AATRIKPKSA-N azodicarbonamide Chemical compound NC(=O)\N=N\C(N)=O XOZUGNYVDXMRKW-AATRIKPKSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019399 azodicarbonamide Nutrition 0.000 claims description 2
- WYHUWFDCOJZMPO-UHFFFAOYSA-N methyl 2-methylprop-2-enoate;hydrochloride Chemical compound Cl.COC(=O)C(C)=C WYHUWFDCOJZMPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 2
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DNTMQTKDNSEIFO-UHFFFAOYSA-N n-(hydroxymethyl)-2-methylprop-2-enamide Chemical compound CC(=C)C(=O)NCO DNTMQTKDNSEIFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 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 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NEBBLNDVSSWJLL-UHFFFAOYSA-N 2,3-bis(2-methylprop-2-enoyloxy)propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(OC(=O)C(C)=C)COC(=O)C(C)=C NEBBLNDVSSWJLL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- PUGOMSLRUSTQGV-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(prop-2-enoyloxy)propyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCC(OC(=O)C=C)COC(=O)C=C PUGOMSLRUSTQGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- CKSAKVMRQYOFBC-UHFFFAOYSA-N 2-cyanopropan-2-yliminourea Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(N)=O CKSAKVMRQYOFBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- BSCJIBOZTKGXQP-UHFFFAOYSA-N n-(2-hydroxyethyl)-2-methylprop-2-enamide Chemical compound CC(=C)C(=O)NCCO BSCJIBOZTKGXQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FBCQUCJYYPMKRO-UHFFFAOYSA-N prop-2-enyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC=C FBCQUCJYYPMKRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229940080818 propionamide Drugs 0.000 claims 1
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 abstract description 8
- 239000012190 activator Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 6
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- WVFLGSMUPMVNTQ-UHFFFAOYSA-N n-(2-hydroxyethyl)-2-[[1-(2-hydroxyethylamino)-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCO WVFLGSMUPMVNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-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
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- GXCSNALCLRPEAS-CFYXSCKTSA-N azane (Z)-hydroxyimino-oxido-phenylazanium Chemical compound N.O\N=[N+](/[O-])c1ccccc1 GXCSNALCLRPEAS-CFYXSCKTSA-N 0.000 description 1
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- IQIJRJNHZYUQSD-UHFFFAOYSA-N ethenyl(phenyl)diazene Chemical compound C=CN=NC1=CC=CC=C1 IQIJRJNHZYUQSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- GJIDOLBZYSCZRX-UHFFFAOYSA-N hydroxymethyl prop-2-enoate Chemical compound OCOC(=O)C=C GJIDOLBZYSCZRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- WTNTZFRNCHEDOS-UHFFFAOYSA-N n-(2-hydroxyethyl)-2-methylpropanamide Chemical compound CC(C)C(=O)NCCO WTNTZFRNCHEDOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000002685 polymerization catalyst Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920005650 polypropylene glycol diacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920005651 polypropylene glycol dimethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- GXQFALJDHPPWKR-UHFFFAOYSA-L trimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azanium;sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O.CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)C.CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)C GXQFALJDHPPWKR-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Forbedrede fremgangsmåter og sammensetninger for utførelse av brønnkompletterings- eller hjelpeprosedyrer i underjordiske soner som har temperaturer under ca. 21 °C eller over ca.77°C. Fremgangsmåtene omfatter hovedsakelig trinnene med innføring i sonen av en vandig oppløsning av en polymeriserbar monomer, en polymerisasjonsinitiator og en lavtemperatur-polymerisasjonsaktivator eller en høy temperatur- polymerisasjonsinhibitor. Deretter gis den polymeriserbare monomeren anledning til å polymerisere i sonen.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt brønnkompletterings- og hjelpeprosedyrer inkludert redusering av den uønskede strømmen av vann fra underjordiske soner, mer spesielt fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone ved bruk av forbedrede polymersammensetninger.
Hittil har det blitt benyttet tetningssammensetninger i underjordiske brønnkomplet-terings- og hjelpeoperasjoner. F.eks. har det blitt benyttet tetningssammensetninger i brønnkompletteringsoperasjoner hvorved féringsrør og forlengelsesrør forsegles i brønnhull. Ved utførelse av slike operasjoner blir en tetningssammensetning pumpet inn i ringrommet mellom brønnhullets vegger og de utvendige overflatene til en féringsrør-streng eller féringsrør anordnet deri. Tetningssammensetningen gis anledning til å gel-dannes eller herde i ringrommet og derved danne en ringformet tetningsmasse deri. Ved hjelpeoperasjoner som utføres i brønner blir tetningssammensetninger benyttet for å tette hull eller sprekker i foringsrør og forlengelsesrør og i tetningsmassene som holder féringsrørene og forlengelsesrørene i brønnhull.
Olje- og gassbrenner produserer ofte vann i tillegg til de ønskede hydrokarbonene. Dersom forholdet for produsert vann til produserte hydrokarboner fra en brønn er relativt lavt, kan det produserte vannet separeres fra hydrokarbonene og deponeres på en måte som ikke gjør operasjonen av brønnen uøkonomisk. Dersom imidlertid ukontrollerte store mengder vann produseres i tillegg til hydrokarboner fra en brønn, gjør kostnadene for pumping, håndtering, lagring og deponering av det produserte vannet den fortsatte drift av brønnen ofte uøkonomisk.
Hittil har det blitt utviklet og benyttet polymere sammensetninger som danner polymeri-serte og tverrbundede impermeable masser i brønnkompletterings- og hjelpeoperasjoner. F.eks. har polymere sammensetninger hittil blitt benyttet for å redusere eller stoppe strømmen av vann fra en underjordisk sone som gjennomtrenges av en brønn. Slike sammensetninger innføres i en underjordisk vannproduserende sone og påvirkes til å polymerisere og tverrbindes deri hvorved en stabil gel som reduserer eller stopper vannstrømmen fra sonen dannes deri. US-patenter nr. 3,334,689 og 3,490,533, begge til McLaughlin, beskriver polymeriserbare monomeroppløsninger inneholdende en poly-merisasjonskatalysator for injeksjon i underjordiske soner. Oppløsningene polymeriseres og tverrbindes i sonene til dannelse av stabile geler som reduserer sonenes vann-permeabiUteter og minsker eller stopper strømmen av vann derfra.
I GB 2 226 066 beskrives sammensetningen av polymeroppløsninger for plugging av
formasjoner i dype brønner. Pluggingen ved in situ geldannelse ved forhøyet temperatur oppnås ved å injisere polymeroppløsninger bestående av vinyl- eller akrylbaserte monomerer i konsentrasjoner på 1-60 vol.-% kombinert med polymerisasjonsinitiatorer i konsentrasjoner på 0,2-3 vekt-% og polymeriseringsinhibitorer i konsentrasjoner på 0,03-0,8 vol.-% for å forsinke polymeriseringsprosessen inn i formasjoner.
DE 1 239 679 beskriver en fremgangsmåte for inhibering av polymerisasjonen av akryl-amidoppløsninger ved tilsetning av N-nitrosfenylhydroksylamin som oppløsningsstabi-lisator henholdsvis polymeriseringsinhibitor.
US 5,358,051 beskriver en fremgangsmåte for in situ geldannelse i en underjordisk formasjon for å stoppe eller redusere vanninnstrømning fra en vannførende formasjon inn i et borehull. Det brukes polymeriserbare monomerer, til dels med tverrbindingsevne og blant annet 2,2'-azobis(2-metyl-N-(2-hydroksyetyl)propionamid) som azopolymerisasjonsinitiator. En polymeriseringsinhibitor brukes ikke i fremgangsmåten beskrevet i dette US-patentet.
US 5,048,607 omhandler en fremgangsmåte for å stenge av en permeabel vannførende formasjon under høyt trykk ved å injisere en emulsjon bestående av vann med oppløst monomer, et tverrbindingsmiddel, en polymerisasjonsinititator og en reaksjonsinhibitor inn i formasjonen.
US-patenter nr. 5,335,726 og 5,358,051 beskriver fremgangsmåter for dannelse av polymere geler i underjordiske soner for å redusere eller stenge vannstrømmen derfra hvorved en monomer polymeriseres i formasjonen i nærvær av et tverrbindingsmiddel ved hjelp av en initiator valgt fra visse azoforbindelser. Anvendelsen av hydroksyumet-tede karbonylmonomerer er også beskrevet.
De vandige oppløsningene av monomer eller monomer og tverrbindingsmiddel og en polymerisasjonsinitiator har hittil blitt pumpet som oppløsninger av lav viskositet inn i underjordiske soner i hvilke kompletterings- eller hjelpeprosedyrer skal utføres. Oppløs-ningene av lav viskositet polymeriserer etter anbringelse hvilket resulterer i dannelsen av tettende geler i sonene.
Polymerisasjonen av monomeren som benyttes initieres ikke av de hittil anvendte polymerisasjonsinitiatorene og/eller forløper ikke ved en vesentlig hastighet inntil oksygenindusert polymerisasjonsinhibering er overkommet. Dvs. en polymer oppløs-ninger inneholder oppløst oksygen som inhiberer polymerisasjonen av monomeren i oppløsningen inntil alt oksygenet er forbrukt. Tiden som skal til for initiatoren til å reagere med oksygenet som er tilstede i oppløsningen er kjent som "induksjonsperioden". Induksjonsperioden muliggjør anbringelse av den polymere oppløsningen i sonen som skal tettes eller plugges før polymerisasjon av oppløsningen hindrer at den strømmer inn i sonen.
Mens forskjellige polymerisasjonsinitiatorer slik som persulfater, peroksyder og azoforbindelser hittil har blitt benyttet, foretrekkes generelt azoforbindelser av den grunn at det er mindre sannsynlig at de forårsaker for tidlig geldannelse. Persulfater og peroksyder utsettes for for tidlig oksydasjon-reduksjon-aktivering når de kommer i kontakt med visse reduksjonsmidler slik som metallioner som vanligvis påtreffes i brønnrørelementer og lignende.
Ved utførelse av en kompletterings- eller hjelpeoperasjon ved anvendelse av en polymer sammensetning i en underjordisk sone som foreligger ved en høy temperatur, dvs. en temperatur over 77°C (170<o>F), vil azopolymerisasjonsinitiatorer relativt hurtig dekom-poneres og utvikle frie radikaler som reagerer med oksygen ved en hastighet slik at oksygenet forbrukes i løpet av for kort tid. Dvs., oksygenet i den polymere sammensetningen oppbrukes for raskt hvorved den polymere sammensetningen ofte ikke kan bli pumpet inn i den ønskede underjordiske sonen før geldannelsen av den polymere sammensetningen finner sted.
Det er således behov for bruk av forbedrede polymere sammensetninger i en fremgangsmåte for utførelse av brønnkompletterings- og hjelpeoperasjoner hvorved de polymere sammensetningenes induksjonsperioder kan forlenges når sammensetningene benyttes i høytemperaturanvendelser.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte som anvender en forbedret polymersammensetning, for utførelse av brønnkompletterings- eller hjelpeprosedyrer ved lave eller høye temperaturer som tilfredsstiller de behov som er beskrevet i det ovenstående og overkommer manglene ved den tidligere teknikk.
De forbedrede polymere sammensetninger som anvendes i foreliggende oppfinnelse ved høytemperatur-brønnbetingelser omfatter hovedsakelig vann, en polymeriserbar monomer, en azopolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som virker i fravær av oksygen til å forlenge sammensetningens induksjonsperiode. Polymerisasjonsinhibitoren velges fortrinnsvis fra gruppen av fenotiazin og N-nitrosofenylhydroksylamin og dets salter.
Foreliggende forbedrede fremgangsmåte for tetning av en underjordisk høytemperatur-sone omfatter trinnene med innføring i den underjordiske sonen av en vandig oppløs-ning av en polymeriserbar monomer, en polymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som virker i fravær av oksygen, hvoretter den polymeriserbare monomeren får polymerisere i sonen.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det derfor tilveiebrakt en fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone som har en temperatur over 77°C (170°F), og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at den innbefatter trinnene: innføring i nevnte sone av en vandig oppløsning av en polymeriserbar monomer, en azopolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som i fravær av oksygen virker til å forlenge oppløsningens induksjonsperiode; og
den polymeriserbare monomeren får anledning til å polymerisere i nevnte sone hvorved det dannes en tettende eller pluggende gel deri.
Foretrukne og fordelaktige trekk ved denne fremgangsmåten fremgår fra de medføl-gende krav 2-10.
Utførelsen av brønnkompletterings- eller hjelpeoperasjoner i høytemperaturbrønner under anvendelse av polymere sammensetninger er vanskelig. F.eks., den ukontrollerte og uønskede strøm av vann fra underjordiske høytemperatursoner møtes ofte i dype brønner på land. Temperaturene som er involvert er ofte fra 77°C til 121°C, hvilket hittil har gjort behandlinger for redusering eller stopping av strømmen av vann vanskelig eller umulig. Dvs., når en polymer sammensetning inneholdende en azoforbindelse-initiator anvendes i en slik høytemperatursone, så vil azoforbindelse-initiatoren hurtig dekomponere og danne frie radikaler som reagerer med oksygen i høy hastighet. Dette vil igjen forårsake at oksygenet hurtig forbrukes hvorved geldannelse finner sted for hurtig og den polymere sammensetningen kan ikke pumpes i lang nok tid til å anbringe den i den ønskede underjordiske sonen. Dette problemet løses av foreliggende oppfinnelse som tilveiebringer en forbedret fremgangsmåte for utførelse av brønnkomplet-terings- og hjelpeoperasjoner ved høye temperaturer slik som stopping av uønskede underjordiske vannstrømmer hvorved pumpetiden for den polymere sammensetningen forlenges ved å inkludere en polymerisasjonsinhibitor i sammensetningen.
De forbedrede polymere sammensetningene for utførelse av brønnkompletterings- og hjelpeoperasjoner ved temperaturer over 77°C innbefatter som nevnt hovedsakelig vann, en polymeriserbar monomer, en azopolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som virker i fravær av oksygen til å forlenge sammensetningens induksjonsperiode.
Vannet som benyttes for dannelse av de polymere sammensetningene kan være fra en hvilken som helst kilde forutsatt at det ikke inneholder et overskudd av forbindelser som på skadelig måte påvirker andre komponenter i sammensetningene. F.eks. kan vannet være ferskvann, sjøvann, saltoppløsning eller vann inneholdende forskjellige konsentrasjoner av et eller flere salter. Vannet er generelt tilstede i en polymer sammensetning ifølge oppfinnelse i en mengde i området fra 70 til 95 vekt-% av sammensetningen.
Det kan benyttes en rekke forskjellige vannoppløselige polymeriserbare monomerer i de polymere sammensetningene. Eksempler på slike monomerer inkluderer akrylsyre, metakrylsyre, akrylamid, metakrylamid, 2-metakrylamido-2-metylpropansulfonsyre, 2-akrylarnido-2-metylpropansulfonsyre, N,N-dimetylakrylamid, vinylsulfonsyre, N,N-dimetylaminoetylmetakrylat, 2-trietylammoniumetylmetakrylatklorid, N,N-dimetyl-aminopropylmetakrylamid, metakrylamid, metakrylamidopropyltrimetylammoniumklorid, N-vinylpyrrolidon, vinylfosfonsyre og metakryloyloksyetyltrimetylammonium-sulfat og blandinger derav.
Ytterligere flere foretrukne monomerer inkluderer hydroksyetylakrylat, hydroksymetyl-akrylat, hydroksyetylmetakrylat, N-hydroksymetylakrylamid, N-hydroksymetylmetakrylamid, polyetylen- og polypropylenglykolakrylat og -metakrylat og blandinger derav. Av disse er hydroksyetylakrylat mest foretrukket.
Den polymeriserbare monomeren eller monomerene kombineres med de polymere sammensetningene i en generell mengde fra 5 til 20 vekt-% av sammensetningene. Den polymeriserbare monomeren eller monomerene er fortrinnsvis tilstede i en mengde fra 10 til 15 vekt-% av sammensetningene, mest foretrukket i en mengde på ca. 15%.
De ovennevnte monomerene benyttes ofte i kombinasjon med tverrbindende multi-funksjonelle vinylmonomerer slik som glyceroldimetakrylat og -diakrylat, etoksylert og propoksylert trimetakrylat og -triakrylat, etoksylert og propoksylert trimetylolpropantrimetakrylat og -triakrylat, etoksylert og propyloksylert pentaerytritol-di-, -tri- og - tetra-metakrylat og -akrylat, rnetylen-bis-akrylamid og -metakrylamid, polyetylen- og polypropylenglykoldimetakrylat og -diakrylat, allyhnetakrylat og akrylat og blandinger derav. Ved anvendelse av de tverrbindende monomerene blir de innbefattet i de polymere sammensetningene i en mengde fra 0,005 til. 0,5 vekt-% av sammensetningene.
Azopolymerisasjonsinitiatorene som er egnet for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse er definert ved følgende formel:
Azopolymerisasjoninitiatorer som omfattes av den ovenfor angitte formel blir tempera-turaktivert ved forskjellige temperaturer og aktiveres ikke av oksydasjons-reduksjons-mekanismer. Betegnelsen "aktiveringstemperatur" er benyttet i foreliggende sammen-heng til å bety den temperatur ved hvilken halvparten av den molare mengden av en forbindelse omdannes til frie radikaler i løpet av en periode på 10 timer.
Som fagfolk innen teknikken vil forstå, kan det velges en spesiell azopolymerisasjonsinitiator for bruk i polymersammensetningen i foreliggende fremgangsmåte, som har en aktiveringstemperatur lik eller noe lavere enn temperaturen til den underjordiske sonen som skal tettes. Videre, siden azoforbindelsene ikke aktiveres av oksydasjons-reduk-sjonsmekanismer, vil de reduserende metallene som vanligvis forekommer i pumpe-utstyr og rørgods i brønner ikke forårsake for tidlig geldannelse av den polymere sammensetningen.
Eksempler på foretrukne azoforbindelser for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse i høy-temperaturanvendelser er l-[(l-cyano-l-metyletyl)azo]formamid, azodikarbonamid og 2,2'-azobis[2-metyl-N-(2-hydroksyetyl)propionamid]. Den mest foretrukne høytempe-ratur-azopolymerisasjonsinitiatoren er 2,2 '-azobis[2-metyl-N-(2-hydroksyetyl)propion-amid]. Aktiveringstemperaturene for slike initiatorer er henholdsvis 103,9°C, 87,2°C og 86,1°C.
Mengden av azoinitiator som benyttes er en mengde fra 0,005 til 0,15 vekt-% av den polymere sammensetningen.
Eksempler på polymerisasjonsinhibitorene som kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse i polymere sammensetninger som benyttes i høytemperaturanvendelser er fenotiazin og N-nitrosofenylhydroksylamin og dets salter. Inhibitorene fungerer i fravær av oksygen slik at de øker induksjonsperioden og derfor pumpetiden for de polymere sammensetningene. Den mest foretrukne inhibitor av denne typen er ammoniumsaltet av N-nitrosofenylhydroksylamin. Polymerisasjonsinhibitoren som benyttes inkluderes i benyttede polymere sammensetningene i en mengde fra 0,001 til 0,1 vekt-% av sammensetningene.
Ved utførelse av foreliggende fremgangsmåter for tetting eller plugging av en underjordisk sone som har en høy temperatur over 77°C, blir en polymer sammensetning ifølge oppfinnelsen innført i sonen, dvs. en vandig oppløsning av en polymeriserbar monomer, en azopolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som virker i fravær av oksygen på en slik måte at sammensetningens induksjonsperiode forlenges. Deretter gis den polymeriserbare monomeren i sammensetningen anledning til å polymerisere i sonen og derved danne en tettende eller pluggende gel deri.
For ytterligere å illustrere benyttede polymere sammensetninger og foreliggende fremgangsmåte gis følgende eksempler.
EKSEMPEL
Fire polymere testsammensetninger ble hver tilberedt ved oppløsning av 5,4 g kalium-klorid og 0,72 g av en borat-pH-buffer (benyttet for å gjøre monomerhydrolyse ved høye temperaturer langsommere) i 259 ml vann. 41 ml hydroksyetylakrylatmonomer og 0,18 g av tverrbindende N,N'-metylenbisakrylamid-monomer ble deretter tilsatt og opp-løst i hver sammensetning. Sammensetningen ble delt i fire testporsjoner. En høy-temperatur-polymerisasjonsinhibitor omfattet 3 vekt-% ammonium-N-nitrosofenylhydroksylamin oppløst i vann ble deretter tilsatt til tre av de fire testsammensetningene i varierende mengder og 0,072 g av 2,2'-azobis[2-metyl-N-(2-hydroksyetyl)propion-amidj-polymerisasjonsinitiator ble tilsatt til hver sammensetning.
Testsammensetningene ble testet med henblikk på geldannelsestider ved en temperatur på 93,3°C ifølge den generelle prosedyre som er beskrevet i eksempel 1 ved anvendelse av en 300 ml høytrykkglassflaske inneholdende en klinkekule og som hadde et mot-trykk på 344,8 KPa manomertrykk holdt derpå. Resultatene fra disse testene er angitt i nedenstående tabell.
Fra ovenstående tabell fremgår de i oppfinnelsen benyttede polymere sammensetninger har forlengede geldannelsestider ved høy temperatur i fravær av oksygen.
Claims (10)
1.
Fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone som har en temperatur over 77°C (170°F), karakterisert ved at den innbefatter trinnene: innføring i nevnte sone av en vandig oppløsning av en polymeriserbar monomer, en azopolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor som i fravær av oksygen virker til å forlenge oppløsningens induksjonsperiode; og den polymeriserbare monomeren far anledning til å polymerisere i nevnte sone hvorved det dannes en tettende eller pluggende gel deri.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymerisasjonsinhibitoren velges fra gruppen av fenotiazin og N-nitrosofenylhydroksylamin og dets salter og er tilstede i den vandige oppløsningen i en mengde fra 0,001 til 0,1 vekt-% av oppløsningen.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den polymeriserbare monomeren velges fra gruppen av akrylsyre, metakrylsyre, akrylamid, metakrylamid, 2-metakrylamido-2-metylpropansulfonsyre, 2-akrylamido-2-metylpro-pansulfonsyre, N,N-dimetylakrylamid, vinylsulfonsyre, N,N-dimetylaminoetylmetakry-lat, 2-trietylammoniumetylmetakrylatklorid, N,N-dimetylaminopropylmetakrylamid, metakrylamidopropyltrimetylammoniumklorid, N-vinylpyrrolidon, vinylfosfonsyre, metakryloyloksyetyltirmetylammoniumsulfat og blandinger derav.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at den polymeriserbare monomeren er tilstede i den vandige oppløsningen i en mengde fra 5 til 20 vekt-% av oppløsningen.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den polymeriserbare monomeren velges fra gruppen av N-hydroksymetylakrylamid, hydroksyetylakrylat, hydroksyetylmetakrylamid, N-hydroksymetylmetakrylamid og blandinger derav.
6-
Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at den polymeriserbare monomeren er tilstede i den vandige oppløsningen i en mengde i området fra 5 til 20 vekt-% av oppløsningen.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den vandige oppløsningen ytterligere omfatter en tverrbindende multifunksjonell vinyl-monomer valgt fra gruppen av glyceroldimetakrylat og -diakrylat, etoksylert og propoksylert glyceroldimetakrylat og -diakrylat, etoksylert og propoksylert glycerol-trimetakrylat og -triakrylat, etoksylert og propoksylert trimetylolpropantrimetakrylat og -triakrylat, etoksylert og propoksylert pentaerytirtol-di-, -tri- og -tetra-metakrylat og -akrylat, metylen-bis-akrylamid og metakrylamid, polyetylen og propylenglycerol-dimetakrylat og -diakrylat, allylmetakrylat og akrylat og blandinger derav.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at den tverrbindende monomeren er tilstede i den vandige oppløsningen i en mengde fra 0,005 til 0,5 vekt-% av oppløsningen.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at azopolymerisasjonsinitiatoren velges fra gruppen av l-[(l-cyano-l-metyletyl)azo]for-mamid, azodikarbonamid og 2,2'-azobis[2-metyl-N-(2-hydroksyetyl)propionamid].
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at azopolymerisasjonsinitiatoren er tilstede i den vandige oppløsningen i en mengde fra 0,005 til 0,15 vekt-% av oppløsningen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/887,870 US5960877A (en) | 1997-05-07 | 1997-07-03 | Polymeric compositions and methods for use in well applications |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO983071D0 NO983071D0 (no) | 1998-07-02 |
NO983071L NO983071L (no) | 1999-01-04 |
NO314202B1 true NO314202B1 (no) | 2003-02-10 |
Family
ID=25392036
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19983071A NO314202B1 (no) | 1997-07-03 | 1998-07-02 | Fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5960877A (no) |
EP (1) | EP0889197B1 (no) |
CA (1) | CA2242222C (no) |
NO (1) | NO314202B1 (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2002024771A2 (en) * | 2000-09-20 | 2002-03-28 | Sofitech N.V. | Subterranean wellbore and formation sealing compositions |
ITMI20011112A1 (it) * | 2001-05-25 | 2002-11-25 | Eni Spa | Procedimento per ridurre la produzione di acqua nei pozzi petroliferi |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US7104325B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7156172B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7255169B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US8691734B2 (en) | 2008-01-28 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
AU2012216547B2 (en) * | 2008-01-28 | 2015-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and methods of treating high temperature subterranean formations |
US8022015B2 (en) * | 2008-01-28 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
US20090192051A1 (en) * | 2008-01-28 | 2009-07-30 | Bj Services Company | High temperature stabilizer for well treatment fluids and methods of using same |
WO2009097286A1 (en) * | 2008-01-28 | 2009-08-06 | Bj Services Company | Compositions and methods of treating high temperature subterranean formations |
WO2009105554A2 (en) * | 2008-02-19 | 2009-08-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
MX365911B (es) | 2011-04-05 | 2019-06-19 | Montgomery Chemicals Llc | Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo. |
GB2620093A (en) * | 2021-06-17 | 2023-12-27 | Halliburton Energy Services Inc | Method for wellbore sealing |
CN114195937B (zh) * | 2021-12-10 | 2023-06-06 | 中国石油大学(华东) | 天然气水合物双效抑制剂及其制备方法与应用 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3334689A (en) * | 1965-07-09 | 1967-08-08 | Halliburton Co | Method of stabilizing or sealing earth formations |
US3490533A (en) * | 1968-02-28 | 1970-01-20 | Halliburton Co | Method of placement of polymer solutions in primary production and secondary recovery wells |
US5080809A (en) * | 1983-01-28 | 1992-01-14 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US4951921A (en) * | 1983-01-28 | 1990-08-28 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US5186257A (en) * | 1983-01-28 | 1993-02-16 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US4644020A (en) * | 1983-01-28 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers |
FR2639640B1 (fr) * | 1988-11-25 | 1992-07-24 | Rhone Poulenc Chimie | Procede pour retarder la gelification de monomeres insatures, compositions a gelification retardee contenant lesdits monomeres et application desdites compositions au traitement de formations souterraines |
US5048607A (en) * | 1990-08-10 | 1991-09-17 | Mobil Oil Corporation | In-situ emulsion polymerization of ethylene derivatives |
US5358051A (en) * | 1993-10-22 | 1994-10-25 | Halliburton Company | Method of water control with hydroxy unsaturated carbonyls |
US5335726A (en) * | 1993-10-22 | 1994-08-09 | Halliburton Company | Water control |
-
1997
- 1997-07-03 US US08/887,870 patent/US5960877A/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-06-30 CA CA002242222A patent/CA2242222C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-07-02 NO NO19983071A patent/NO314202B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-07-03 EP EP98305318A patent/EP0889197B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO983071L (no) | 1999-01-04 |
US5960877A (en) | 1999-10-05 |
CA2242222A1 (en) | 1999-01-03 |
EP0889197A1 (en) | 1999-01-07 |
NO983071D0 (no) | 1998-07-02 |
CA2242222C (en) | 2004-08-17 |
EP0889197B1 (en) | 2005-06-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO314202B1 (no) | Fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone | |
US6187839B1 (en) | Methods of sealing compositions and methods | |
US5335726A (en) | Water control | |
US5358051A (en) | Method of water control with hydroxy unsaturated carbonyls | |
US5840784A (en) | Polymeric compositions and methods for use in low temperature well applications | |
RU2618239C2 (ru) | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара | |
US10472555B2 (en) | Polymer gel for water control applications | |
US5968879A (en) | Polymeric well completion and remedial compositions and methods | |
DK172018B1 (da) | Fremgangsmåde til forøget olieudvinding | |
US4277580A (en) | Terpolymer of N-vinyl pyrrolidone in alkoxylated form | |
US7896078B2 (en) | Method of using crosslinkable brine containing compositions | |
US8985212B1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
JP2009516111A (ja) | 坑井孔の環状空間内の圧力制御 | |
EP2804921A1 (en) | Process for the enhanced recovery of oil by injection of a polymer solution | |
CN103374342B (zh) | 一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法 | |
NO319897B1 (no) | Fremgangsmate for bronnbehandling | |
US20100093891A1 (en) | Self-Viscosifying and Self-Breaking Gels | |
CN111087536A (zh) | 耐温抗盐粘弹性聚合物凝胶微球和调驱剂及其制备方法和应用 | |
MX2014005011A (es) | Particulas hinchables, retrasadas para la prevencion de migracion de fluido a traves de revestimientos de cemento dañados. | |
US4219429A (en) | Composition and process for stimulating well production | |
US20120285688A1 (en) | Method of well treatment using synthetic polymers | |
US11624021B2 (en) | Method for controlling the permeability of a petroleum well | |
WO2015065384A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
US3198253A (en) | Hydraulic fracturing | |
Eoff et al. | High-density monomer system for formation consolidation/water shutoff applications |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |