NO343818B1 - Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner eller hulrom med mikrogeler - Google Patents
Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner eller hulrom med mikrogeler Download PDFInfo
- Publication number
- NO343818B1 NO343818B1 NO20071377A NO20071377A NO343818B1 NO 343818 B1 NO343818 B1 NO 343818B1 NO 20071377 A NO20071377 A NO 20071377A NO 20071377 A NO20071377 A NO 20071377A NO 343818 B1 NO343818 B1 NO 343818B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- water
- mixture
- sorbitan
- microgels
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 75
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 44
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 30
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 27
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 23
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 22
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 19
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 18
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 16
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 13
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 12
- 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 description 9
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 9
- VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N triallylamine Chemical compound C=CCN(CC=C)CC=C VPYJNCGUESNPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 8
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 claims description 7
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 7
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- LEJBBGNFPAFPKQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-prop-2-enoyloxyethoxy)ethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOCCOC(=O)C=C LEJBBGNFPAFPKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 5
- 229950004959 sorbitan oleate Drugs 0.000 claims description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- JNYAEWCLZODPBN-UHFFFAOYSA-N 2-(1,2-dihydroxyethyl)oxolane-3,4-diol Polymers OCC(O)C1OCC(O)C1O JNYAEWCLZODPBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FGUZFFWTBWJBIL-XWVZOOPGSA-N [(1r)-1-[(2s,3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] 16-methylheptadecanoate Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCCCCCC(=O)O[C@H](CO)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O FGUZFFWTBWJBIL-XWVZOOPGSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- JNYAEWCLZODPBN-CTQIIAAMSA-N sorbitan Polymers OCC(O)C1OCC(O)[C@@H]1O JNYAEWCLZODPBN-CTQIIAAMSA-N 0.000 claims description 4
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- QRWVOJLTHSRPOA-UHFFFAOYSA-N 1,3-bis(prop-2-enyl)urea Chemical compound C=CCNC(=O)NCC=C QRWVOJLTHSRPOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(O)CO QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OWPUOLBODXJOKH-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCC(O)COC(=O)C=C OWPUOLBODXJOKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WHNPOQXWAMXPTA-UHFFFAOYSA-N 3-methylbut-2-enamide Chemical compound CC(C)=CC(N)=O WHNPOQXWAMXPTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 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 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 3
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 3
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 3
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 3
- NGSRGPMIUOKCKY-UHFFFAOYSA-M sodium;2,2-bis(prop-2-enoxy)acetate Chemical compound [Na+].C=CCOC(C(=O)[O-])OCC=C NGSRGPMIUOKCKY-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229940096522 trimethylolpropane triacrylate Drugs 0.000 claims description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N (2r,3r,4r,5s)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol;(z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O CUNWUEBNSZSNRX-RKGWDQTMSA-N 0.000 claims description 2
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical class FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- LWZFANDGMFTDAV-UHFFFAOYSA-N Sorbitan laurate Polymers CCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)C1OCC(O)C1O LWZFANDGMFTDAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N Sorbitan oleate Polymers CCCCCCCC\C=C\CCCCCCCC(=O)OCC(O)C1OCC(O)C1O NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N 0.000 claims description 2
- LWZFANDGMFTDAV-BURFUSLBSA-N [(2r)-2-[(2r,3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] dodecanoate Polymers CCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O LWZFANDGMFTDAV-BURFUSLBSA-N 0.000 claims description 2
- NWGKJDSIEKMTRX-BFWOXRRGSA-N [(2r)-2-[(3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] (z)-octadec-9-enoate Polymers CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)C1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-BFWOXRRGSA-N 0.000 claims description 2
- LWZFANDGMFTDAV-URHIDPGUSA-N [(2r)-2-[(3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] dodecanoate Polymers CCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)C1OC[C@H](O)[C@H]1O LWZFANDGMFTDAV-URHIDPGUSA-N 0.000 claims description 2
- LWZFANDGMFTDAV-WYDSMHRWSA-N [2-[(2r,3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] dodecanoate Polymers CCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O LWZFANDGMFTDAV-WYDSMHRWSA-N 0.000 claims description 2
- LWZFANDGMFTDAV-IOVMHBDKSA-N [2-[(2r,3s,4r)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] dodecanoate Polymers CCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)[C@H]1OC[C@@H](O)[C@@H]1O LWZFANDGMFTDAV-IOVMHBDKSA-N 0.000 claims description 2
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 claims description 2
- 238000010533 azeotropic distillation Methods 0.000 claims description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 2
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 2
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N n-(2-methyl-4-oxopentan-2-yl)prop-2-enamide Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 239000008389 polyethoxylated castor oil Substances 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 2
- 229940057429 sorbitan isostearate Drugs 0.000 claims description 2
- 229960005078 sorbitan sesquioleate Drugs 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 16
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 13
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 12
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 7
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- BANXPJUEBPWEOT-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-Pentadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC(C)C BANXPJUEBPWEOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- LQPLDXQVILYOOL-UHFFFAOYSA-I pentasodium;2-[bis[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl]amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(=O)[O-])CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O LQPLDXQVILYOOL-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 4
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 4
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- 229940043268 2,2,4,4,6,8,8-heptamethylnonane Drugs 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001443588 Cottus gobio Species 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- KUVMKLCGXIYSNH-UHFFFAOYSA-N isopentadecane Natural products CCCCCCCCCCCCC(C)C KUVMKLCGXIYSNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012035 limiting reagent Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- JJFQHXBBKXGQGL-UHFFFAOYSA-N [Na].CC(C)(C)NC(=O)C=C Chemical compound [Na].CC(C)(C)NC(=O)C=C JJFQHXBBKXGQGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N phosphonic acid group Chemical group P(O)(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004296 sodium metabisulphite Substances 0.000 description 1
- 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 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical group OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K17/00—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials
- C09K17/14—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials containing organic compounds only
- C09K17/18—Prepolymers; Macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5753—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
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)
- Soil Sciences (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- General Preparation And Processing Of Foods (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for anvendelse av mikrogeler oppnådd fra vann-i-olje lateks eller fra kryssbundne polymerer i form av pulver, og deres anvendelsesfelt som fortykningsmidler og/eller selektive permeabilitetsreduserende midler i petroleumsindustrien, spesielt innen området av vanninnstrømningsforhindring, profilkontroll, forbedret oljeutvinning ved injeksjon av viskositetsøkere.
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Forskjellige produkter eller metoder eksisterer og anvendes allerede for disse forskjellige anvendelser. Behandlinger som anvender polymerer er kjent spesielt innen feltet vanninnstrømningsforhindring, men de forblir begrenset til relativt lave vannproduserende sone permeabiliteter (i gjennomsnitt under 300 mD) på grunn av størrelsesbegrensningene av disse polymerene.
Vanninnstrømningsforhindringsmetodene basert på polymergeler tilveiebrakt innen petroleumsindustrien er på nåværende tidspunkt ikke svært pålitelige og anvender ofte forurensende produkter basert på kromsalter eller harpikser. Fremgangsmåtene som på nåværende tidspunkt er på markedet anvender oftest tilstoppende geler eller fortynnede geler (lav polymer eller kryssbindingsmiddelkonsentrasjon, kolloidal dispersjon geler), resultatene forblir usikre hovedsakelig på grunn av problemer så som:
- mangel på kontroll av gelatineringskinetikken forbundet med variabiliteten av de fysisk-kjemiske og hydrodynamiske parametere mellom overflaten og formasjonen, som involverer en risiko for at behandlingsineffektivitet (fravær av gelatinering) eller, omvendt, en risiko for brønnskade som ikke kan repareres (gelherding),
- retensjon og adsorpsjon av kryssbindingsmidlet på reservoarberget, - ikke-kontroll av karakteristikkene av den dannede gelen, av dens posisjonering, av dens utberedelse og av dens vann/olje selektivitetsegenskaper.
På den andre siden, har det økende antall modne felter, utviklingen av komplekse brønner (horisontale, undersjøiske, flergrenede brønner) og pålitelighetsproblemene knyttet til nedhullsseparasjonsteknikker ført til at oljefolk er aktivt interessert i selv-selektive vanninnstrømningsforhindringsbehandlinger som kan injiseres direkte (”bullhead” type injeksjon) til reservoarformasjonen, dvs. uten soneisolering ved hjelp av spesifikt utstyr.
Når en produserende brønn behandles ved polymerinjeksjon, er den primære mekanismen basert på en adsorpsjon av polymermolekylene på mineralet som utgjør laget som polymeren skyller over. Etter behandling, når brønnen igjen produserer, gir molekylene nær irreversibelt absorbert på veggen en maksimal mengde motstand til strømmen av vannet som sirkulerer hovedsakelig i nærheten av denne veggen og derfor reduserer dens mobilitet. I nærvær av en hydrokarbonfase (olje eller gass), er kapillærtrykket som utøves av fluidet som utgjør denne fasen tilstrekkelig til å knuse molekylene som er adsorbert på veggene av porebegrensningene og er derfor ikke til hinder for dens mobilitet. Molekylene, deformerbare i sin ”komprimerte” tilstand, har kapasitet til å svelle i nærvær av en vannfase og derfor å redusere dens mobilitet. Denne produkttypen som tilveiebringer en selektiv permeabilitetsreduksjon mellom vann, olje og gass er referert til som ”relativ permeabilitetsmodifiserer”, den involverer derfor en reduksjon i vannpermeabiliteten i dreneringshullene med høyere permeabilitet, og favoriserer derfor:
1) produksjonsforbedring (vann-olje forhold eller gass-olje forhold avtar), 2) mer effektiv skylling av lagene med lavere permeabilitet, generelt de som inneholder olje som fremdeles kan mobiliseres.
3) avledning av vannet til de mindre permeable sonene som derfor blir mindre skylt i dreneringsmetodene som anvender vanninjeksjon (profilkorreksjon i injeksjonsbrønner).
En mikrogel fremstillingsmetode er beskrevet i dokument EP 1.086.976. Den er basert på gelatinering utført under skjærbehandling av en blanding av polymer og av kryssbindingsmiddel. Ifølge fremgangsmåten, injiseres en gelatineringsblanding som omfatter en polymer og et polymer kryssbindingsadditiv til et porøst og permeabelt medium, og en mono-dispers løsning av mikrogeler med vesentlig konstant størrelse utvinnes ved utløpet.
Søkeren har derfor interessert seg for kjemiske grupper som er enkle å føre over i løsning, stabile, dvs. som har en frastøtningskarakter (fravær av vekselvirkninger), og med kontrollert størrelse.
Foreliggende søknad omhandler en fremgangsmåte som anvender mikrogeler av kjemisk type, av kontrollert og stabil størrelse, optimalisert ifølge reservoarkarakteristikkene som søknaden er ønsket for.
Fordelene ved denne oppfinnelsen ligger hovedsakelig i det faktum at: a) størrelsen av mikrogelene er betydelig større (1 til 10 ganger) enn størrelsen av en kommersiell polymer med høy molekylvekt,
b) størrelsen av mikrogelene kan dimensjoneres i henhold til den midlere permeabilitet av laget eller av reservoarsonen som vannet produseres ved i større mengder, generelt soner med en permeabilitet som spenner mellom 0,001 og noen Darcy (1 Darcy = 0,98693 μm<2>).
I foreliggende oppfinnelse, har søkeren søkt mikrogeler som har de følgende egenskaper:
- deformerbare,
- stabile i løsning,
- stabile mot elektrolytter,
- temperaturstabile,
- mekanisk stabile, dvs. når de utsettes for sterke skjærkrefter,
- i stand til irreversibel adsorpsjon.
Kapasiteten mikrogelene ifølge oppfinnelsen har til å møte i det videste område alle disse betingelsene, tillater å tilveiebringe en ny fremgangsmåte, som er mye mer pålitelig enn de som på det nåværende tidspunkt er tilgjengelige på markedet.
Også ifølge oppfinnelsen, er mikrogelene ikke-toksiske, uten skadelige rester, og tillater derfor å tilfredsstille utviklingen av de europeiske reguleringer når det gjelder farlige substanser og utslippsstandarder.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse omhandler derfor en fremgangsmåte for å behandle undergrunnsformasjoner, hvori de følgende trinn utføres:
- fremstilling av en blanding som omfatter mikrogeler ved å blande i et løsemiddel, under røring, en mengde som representerer 0,01 % til 60 % på vektbasis av nevnte blanding av:
en invers lateks bestående av en oljefase, en vandig fase, minst én emulgator av vann-i-olje (W/O) type, minst én emulgator av olje-i-vann (O/W) type, 20 % til 60 %, foretrukket 25 % til 45 %, på vektbasis av en kryssbundet anionisk polyelektrolytt basert på minst én sterk syrefunksjon monomer valgt fra blant: styrensulfonsyre, delvis eller fullstendig omdannet til salt, og 2-metyl 2-[(1-okso 2-propenyl) amino] 1-propansulfonsyre (også referert til som (2-akrylamido 2-metyl propansulfonsyre), delvis eller fullstendig omdannet til salt, kopolymerisert med minst én nøytral monomer valgt fra blant akrylamid, metakrylamid, diacetonakrylamid, dimetylakrylamid, N-isopropyl akrylamid, (2-hydroksyetyl) akrylat, (2,3-dihydroksypropyl) akrylat, (2-hydroksyetyl) metakrylat, (2,3-dihydroksypropyl) metakrylat, et etoksylert derivat med molekylvekt som spenner mellom 400 til 1000, av hver av disse estere eller vinylpyrrolidon, nevnte anioniske polyelektrolytt er kryssbundet med et kryssbindingsmiddel valgt fra blant etylenglykoldimetakrylat, dietylenglykoldiakrylat, natrium diallyloksyacetat, etylenglykoldiakrylat, diallylurea, triallylamin, trimetylol propantriakrylat eller metylen-bis-(akrylamid) eller en organometallisk type forbindelse valgt fra kolonne IV i Mendeleevs periodiske tabell (Ti, Zr, Hf, Th) og anvendt i et molforhold, uttrykt i forhold til monomerene anvendt, på 0,002 % til 0,5 %, eller i form av pulver oppnådd ved azeotropisk destillasjon, forstøvning eller utfelling av nevnte inverse lateks,
- injisere nevnte blanding inn i den porøse og permeable formasjonen.
Løsemidlet er foretrukket mer eller mindre salt vann, men det kan også være en organisk fase så som en olje. Løsemidlet kan selvsagt også være en vandig og organisk blanding.
I definisjonen av polyelektrolytten inneholdt i den inverse lateks som definert over:
- kryssbindingsmidlet er valgt fra blant etylenglykoldimetakrylat, dietylenglykoldiakrylat, natrium diallyloksyacetat, etylenglykoldiakrylat, diallylurea, triallylamin, trimetylol propantriakrylat eller metylen-bis-(akrylamid) eller en organometallisk type forbindelse valgt fra kolonne IV i Mendeleevs periodiske tabell (Ti, Zr, Hf, Th);
- den sterke syrefunksjonen av monomerene er valgt fra sulfonsyrefunksjonen eller fosfonsyrefunksjonen. Nevnte monomerer kan for eksempel være styrensulfonsyre, delvis eller fullstendig omdannet til salt, eller foretrukket 2-metyl 2-[(1-okso 2-propenyl) amino] 1-propansulfonsyre (også referert til som (2-akrylamido 2-metyl propansulfonsyre), delvis eller fullstendig omdannet til salt;
- de nøytrale monomerer er valgt fra blant akrylamid, metakrylamid, diacetonakrylamid, dimetylakrylamid, N-isopropyl akrylamid, (2-hydroksyetyl) akrylat, (2,3-dihydroksypropyl) akrylat, (2-hydroksyetyl) metakrylat, (2,3-dihydroksypropyl) metakrylat, et etoksylert derivat med molekylvekt som spenner mellom 400 til 1000 av hver ene av disse estere eller vinylpyrrolidon;
- for de sterke syrefunksjon monomerene, indikerer uttrykket omdannet til salt mer spesielt alkalimetallsaltene så som natrium- eller kaliumsalter, de nitrogenerte basesalter så som ammoniumsalt eller monoetanolaminsalt (HO-CH2-CH2-NH4<+>);
- emulgatoren av vann-i-olje (W/O) type kan bestå av enten en enkelt surfaktant eller en blanding av surfaktanter, forutsatt at nevnte blanding har en tilstrekkelig lav HLB-verdi til å indusere vann-i-olje emulsjoner. De anvendte emulgatorene av vann-i-olje type kan for eksempel være sorbitanestere, så som sorbitanoleat, så som den markedsført av SEPPIC Company under varemerket MON-TANE™ 80, sorbitan isostearat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANE™ 70, eller sorbitan seskvioleat så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANE™ 83. Det kan også være visse polyetoksylerte sorbitanestere, for eksempel pentaetoksylert sorbitan monooleat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 81, eller pentaetoksylert sorbitan isostearat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 71. Det kan også være dietoksylert oleocetylalkohol så som den markedsført av SEPPIC Company under varemerket SIMULSOL™ OC 72, polyestere med molekylvekt som spenner mellom 1000 og 3000, produkter av kondensasjonen mellom en poly(isobutenyl) ravsyre eller dens syreanhydrid og en polyetylenglykol, så som HYPERMER™ 2296 markedsført av UNIQUEMA Company, eller blokkopolymerer med molekylvekt som spenner mellom 2500 og 3500, så som HYPERMER™ B246 markedsført av UNIQUEMA Company, eller SIMALINE™ IE 200, markedsført av SEPPIC Company;
- det som refereres til som emulgatorer av ”olje-i-vann” type er emulgatorer som har en tilstrekkelig høy HLB-verdi til å tilveiebringe olje-i-vann emulsjoner så som etoksylerte sorbitanestere slik som polyetoksylert sorbitanoleat med 20 mol etylenoksid markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 80, polyetoksylert sorbitan laurat med 20 mol etylenoksid, markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 20, polyetoksylert ricinolje med 40 mol etylenoksid markedsført under varemerket SIMULSOL™ OL50, dekaetoksylert oleodekylalkohol markedsført av SEPPIC Company under varemerket SIM-ULSOL™ OC 710, heptaetoksylert laurylalkohol markedsført under varemerket SIMULSOL™ P7, dekaetoksylert nonylfenol markedsført under varemerket SYN-PERONIC™ NP-10, eller polyetoksylerte sorbitan heksaoleater markedsført av UNIQUEMA Company under varemerkene G-1086 og G-1096;
- oljefasen kan bestå av enten en kommersiell mineralolje som inneholder mettede hydrokarboner så som parafiner, isoparafiner, cykloparafiner, som ved omgivelsestemperatur har en tetthet som spenner mellom 0,7 og 0,9 og en kokepunkttemperatur over omkring 180 ºC så som for eksempel MARCOL™ 52 markedsført av EXXON CHEMICAL, EXXSOL D100 eller ISOPAR M, eller en synteseolje, eller en vegetabilsk olje eller enhver blanding av slike oljer.
DETALJERT BESKRIVELSE
Andre egenskaper og fordeler med foreliggende oppfinnelse vil bli klare fra lesing av beskrivelsen heretter av ikke-begrensende utførelseseksempler.
De kryssbundne polymerer anvendt ifølge oppfinnelsen lages av SEPPIC Company (Frankrike) og de kan komme i formene beskrevet heretter.
Prinsippet for fremstillingen av invers lateks er beskrevet i dokumentene US-6.197.287, EP-1.047.716, US-6.375.959, EP-1.010.708, WO-9.942.521. Det består i fremstilling av en vandig fase som inneholder blant andre ting, monomerer, for eksempel, akrylamid og natrium 2 akrylamido 2 metyl propan sulfonat, minst ett kryssbindingsmiddel og eventuelt forskjellige tekniske additiver så som: kjedebegrensningsmiddel, metallisk gruppe komplekseringsmiddel og en organisk fase som inneholder, blant andre ting, olje og én eller flere emulgatorer. Den vandige fasen tilføres til den organiske fasen under røring, deretter utsettes den for virkningen av sterk røring ved hjelp av en Ultra Turrax eller Silverson type anordning. Den oppnådde emulsjonen blir så utsatt for nitrogenbobling, deretter startes polymerisasjonsreaksjonen i nærvær av et fri-radikal initieringsmiddel. Etter polymerisasjon, tilsettes emulgatoren av olje-i-vann type.
Sammensetningen ifølge søknaden tenkt spesielt for vanninnstrømningsforhindring, profilkontroll, reservoarskylling (kjemisk oversvømming), sandkonsolidering, sandfundamentforsegling, soneoppgivelse, etc. kan omfatte tilsetning av et kryssbindingsmiddel for å tillate at mikrogelene kryssbindes med hverandre.
Det som refereres til som en kryssbunden polymer er en ikke-lineær polymer i tilstanden av tredimensjonalt nettverk, som kan svelle i nærvær av vann og kalles mikrogel.
Kryssbindingsmidlet anvendes generelt i den molare proporsjon uttrykt i forhold til monomerene anvendt på 0,002 % til 0,5 %, foretrukket 0,002 % til 0,25 %. Dette lave kryssbindingsforhold tillater at mikrogelene har egnede viskoelastiske egenskaper og spesielt en høy deformasjonsevne. Denne typen mikrogel refereres til som ”deformerbar” (myk mikrogel) i motsetning til mikrogeler med en høy kryssbindingsgrad nær harde kuler. Disse mikrogelene som har en høy deformasjonskapasitet er potensielt gode RPM (relativ permeabilitetsmodifiserere) midler i den grad de utviser ingen eller liten motstand mot olje.
Når en vurderer deres reologiske karakteristikker, er disse mikrogelene selvsagt ikke egnet for blokkering av mellomrommene mellom faststoffene forbindelsene i undergrunnsformasjoner.
Inverse latekser inneholder mellom 10 % og 90 % vann. Oljefasen i sammensetningen representerer 10 % til 90 %, foretrukket 20 % til 25 % av totalvekten av sammensetningen.
Latekser inneholder generelt 2,5 % til 15 % på vektbasis, foretrukket 4 % til 9 % på vektbasis av emulgatorer som definert over, blant disse er 20 % til 50 % av totalvekten av emulgatorer til stede av vann-i-olje (W/O) type og 80 % til 50 % av totalvekten av emulgatorene er av olje-i-vann (O/W) type.
Mikrogelene eller lateksene kan også inneholde forskjellige additiver så som komplekseringsmidler, overføringsmidler, eller kjedelengdebegrensende midler.
Pulveriserte kryssbundne polymerer kan frigjøres for de tidligere nevnte additiver under utfellingstrinnet.
Foreliggende søknad omhandler hovedsakelig behandling av olje- eller gassproduserende brønner, eller gasslagringsbrønner, eller mer generelt steinformasjoner. Behandling av denne brønntypen utføres over en begrenset avstand rundt brønnen (noen meter), den er tenkt for vanninnstrømningsforhindring, gassvisningsforhindring (gas show prevention). Den kan også omhandle andre lignende felter, så som profilkontroll, forbedret utvinning ved skylling (kjemisk oversvømming) fra injeksjonsbrønner, sandkonsolidering, forseglingsbehandling (gruvebrønn) eller soneoppgivelse.
Vanninnstrømningsforhindringsbehandling kan utføres ved anvendelse av pluggende midler (sementer, harpikser), mekaniske hjelpemidler (pakninger) eller polymerbaserte behandlinger. Setting av en pakning eller en sementplugg krever nøyaktig kunnskap om sonen som vanninnstrømningen forekommer gjennom, det innfører en kompletteringstype som er egnet for selektiv injeksjon, teknikken krever utbedringsoperasjoner og er derfor dyr. ”Bullhead” type polymerinjeksjonsteknikker, dvs. uten soneisolering, er mer attraktive fordi de er mye enklere å implementere og fremfor alt rimeligere.
Én fordel med fremgangsmåten som anvender formuleringene ifølge foreliggende oppfinnelse ligger i det faktum at den kan anvendes i formasjoner uten å måtte isolere eller beskytte de(n) hydrokarbonproduserende sone under formuleringsinjeksjonstrinnet.
Sammensetningen som omfatter mikrogelene er tenkt å injiseres inn i formasjoner hvor vannsonene har merkbart høyere permeabiliteter enn oljesonene, derfor har disse mikrogelene en tendens til å trenge inn i sonene med høyere permeabilitet, dvs. i de fleste tilfeller vannsonene. Det ville faktisk være skadelig å anvende en mikrogelinjeksjon i formasjoner hvor:
- permeabiliteten i oljesonene er høyere enn den i vannsonene,
- trykket i oljesonene er lavere enn i vannsonene og kunne derfor indusere en reduksjon uttrykt i oljeproduksjon, eller til og med føre til brønnavstengning.
Én fordel med fremgangsmåten som implementerer foreliggende oppfinnelse ligger i det faktum at de injiserte mikrogelene, med en størrelse som er betydelig større enn den for polymerene som vanligvis injiseres (alene eller i nærvær av gelatineringsmidler), entrer lav-permeabilitetssonene over en svært kort avstand. Denne egenskapen er på grunn av kombinasjonen av deres store dimensjon (mikronisk størrelse) og den store tykkelsen av det adsorberte lag (monolag) knyttet til deres adsorpsjon.
I tilfellet med 1,5 μm mikrogeler, er vannpermeabilitetsreduksjonen i størrelsesorden 20 i en 200-mD Berea sandsten og den skulle være mye mer i tilfellet med lavere permeabiliteter. Derfor ville penetrasjonsavstandene i en tosjiktsmodell med permeabilitet 200 mD og 1000 mD være i et forhold på 1:100.
En annen fordel med mikrogeler, ligger i det faktum at de injiseres under fortynnede betingelser, og derfor favoriserer selektiv posisjonering i soner med høyere permeabilitet, generelt i soner som vann hovedsakelig produseres gjennom.
Etter behandlingen utført med mikrogelene, når brønnen igjen produserer, kan imidlertid en olje eller gasspermeabilitetsreduksjon forekomme i hydrokarbonsonen. Med én gang det injiserte fluid (mikrogelløsning) reproduseres, blir det imidlertid erstattet av hydrokarbonet. På grunn av kapillærtrykket alene, blir mikrogelene av deformerbar natur deretter komprimert på veggen av porebegrensningene, og tillater derved at hydrokarbonfasen strømmer mot den produserende brønnen uten at dens relative permeabilitet endres.
Når den kryssbundne polymer anvendes i form av invers lateks, kan den anvendes ufortynnet, eller fortynnet i olje, eller foretrukket i vann med et forhold på vektbasis over 0,01 %. Når den kryssbundne polymer anvendes i form av pulver, kan den være fortynnet i vann med et forhold på vektbasis som spenner mellom 0,01 og 60 %.
Det å føre mikrogelene ifølge oppfinnelsen over i løsning er mye raskere enn med konvensjonelle polymerpulvere. Fortynning av den kommersielle løsningen kan oppnås i et vann foretrukket med moderat salinitet, foretrukket mellom 0 % og 2 % TDS (totale oppløste salter), og foretrukket under heller sterk skjærbehandling for å bryte emulsjonen perfekt. Dette vannet kan være produksjonsvann eller en blanding av produksjonsvann og mykere vann (elvevann, kranvann,…), eller enhver annen type vann (elvevann, kranvann, sjøvann, syntetisk vann…) for å møte kravene i forhold til saliniteten for optimalisert løsning.
Mikrogelene kan fordelaktig injiseres i form av invers lateks, enten ren eller fortynnet i en organisk fase (dieselolje, mineralolje). Denne injeksjonsmodusen er spesielt egnet for formasjoner som er sensitive for vanninjeksjon på grunn av en destabilisering av berget eller av en lav permeabilitet som forårsaker spesielt oljeeller gasspermeabilitetstap indusert av en vannmetningsøkning i den skylte sonen. Injeksjon av den inverse lateks i hydrokarbonfase kan gjøres ved konsentrasjoner som spenner mellom 0,1 og 90 %.
De syntetiserte mikrogelene i emulsjon kan deretter isoleres i form av et pulver. De kan deretter føres over i løsning igjen og gjenvinne de samme egen skapene. Mikrogelene i pulverisert form blir også ført over i løsning under heller sterk skjærbehandling ettersom pulveret introduseres i et vann av den samme typen som vannet nevnt når det gjelder emulsjonen, så under mer moderat røring under modningstrinnet.
pH-verdien som foreliggende blanding anvendes ved spenner mellom 4 og 11, foretrukket mellom 5 og 9.
Ifølge brønntypen, kan det være lurt å injisere et første fluid eller forspyling (vann, polymer alene, avledningsfluid,…) før injeksjon av mikrogelløsningen.
Anvendelsesfeltet for foreliggende patentsøknad omhandler reservoarer med temperatur som spenner mellom 20 ºC og 200 ºC, foretrukket mellom 20 ºC og 150 ºC.
Anvendelsesfeltet for foreliggende patentsøknad omhandler reservoarer med salinitet som spenner mellom 0,1 g/l og 350 g/l TDS, foretrukket mellom 0,1 g/l og 100 g/l TDS.
Til slutt er formålet med foreliggende søknad derfor en mikrogelformulering tenkt for petroleumsindustrien og for brønnbehandling som definert over. Brønnene kan være vertikale, horisontale eller av kompleks arkitektur; brønnene kan være av åpne hull eller gruspakningskompletterte hull, perforerte mantlede borehull, perforerte rør, …
Mikrogelene kan fordelaktig være optimalisert ifølge karakteristikkene for formasjonen som skal behandles.
Det forventede resultat når en anvender mikrogelløsninger er å øke forholdet av produksjonen av hydrokarbonfasen (olje eller gass) i forhold til det for den vandige fasen (vann) og derfor å redusere håndteringskostnaden av det produserte vannet. En annen fordel ligger i det faktum at brønnproduksjonshastigheten kan økes fordi den hydrostatiske kolonnen blir lettere, indusert ved reduksjonen av vannfraksjonen i brønnproduksjonen.
I tilfellet av formasjoner som inneholder sand eller mobile fine partikler, favoriserer adsorpsjon av mikrogelene ifølge oppfinnelsen opphold av disse partiklene og bremser derfor eller til og med eliminerer sandinntrengning eller ekvivalente fenomener i dreneringshullene boret i formasjonen.
Jordfundamenter blir fordelaktig stabilisert og forseglet (minst stor permeabilitetsreduksjon) ved injeksjon av den flytende blandingen ifølge oppfinnelsen.
De følgende eksempler illustrerer foreliggende oppfinnelse imidlertid uten å begrense den.
Eksempel 1
Fremstilling av en AMPS-AM kopolymer invers lateks, delvis eller fullstendig omdannet til salt, i form av natriumsalt, kryssbundet med triallylamin (AMPS/AM=5/95)
De følgende tilføres til et begerglass under røring:
- 350 g ”permutert” vann,
- 69,2 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-metyl-2-[(1-okso-2-propenyl)amino]-1-propansulfonsyre salt (AMPS),
- 236,1 g akrylamid (AM),
- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat, og
- 0,36 g triallylamin.
pH-verdien av den vandige fasen beskrevet over justeres til 3,5 og mengden vandig fase kompletteres opp til 680 g ved tilsetning av permutert vann.
Parallelt fremstilles en organisk fase ved suksessiv tilførsel til et begerglass under røring:
- 220 g EXXSOL™ D100,
- 27,5 g MONTANE™ 80 VG (sorbitan oleat markedsført av SEPPIC Company), og
- 0,1 g azo-bis-isobutyronitril.
Den vandige fasen blir progressivt introdusert til den organiske fasen, deretter utsatt for sterk mekanisk røring ved hjelp av en anordning av Ultra-Turrax™ typen markedsført av IKA Company.
Den oppnådde emulsjonen blir så overført til en polymerisasjonsreaktor. Emulsjonen utsettes for vedvarende nitrogenbobling for å fjerne oksygenet og avkjøles til omkring 8-10 ºC.
5 ml av en løsning som inneholder 0,42 % (på vektbasis) kumen hydroperoksid i isoheksadekan blir så tilsatt.
Etter en tilstrekkelig tid for homogenisering av løsningen, blir en vandig natriummetabisulfittløsning (0,2 g i 100 ml vann) deretter introdusert i et forhold på 0,5 ml/minutt. Introduksjonen utføres i omkring 60 minutter.
Under denne introduksjonen, tillates temperaturen å stige i polymerisasjonsreaktoren opp til sluttpolymerisasjonstemperaturen. Reaksjonsmediet blir så opprettholdt i omkring 90 minutter ved denne temperaturen. Det blir så avkjølt til en temperatur på omkring 35 ºC og 35 g heptaetoksylert laurylalkohol (7 OE) blir sakte introdusert.
Den inverse lateks oppnådd slik blir utvunnet etter filtrering.
Eksempel 2
Fremstilling av en AMPS-AM kopolymer invers lateks, delvis eller fullstendig omdannet til salt, i form av natriumgel, kryssbundet med triallylamin (AMPS/AM=15/85)
De følgende tilføres til et begerglass under røring:
- 270 g ”permutert” vann,
- 218,6 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-metyl-2-[(1-okso-2-propenyl)amino]-1-propansulfonsyre salt,
- 181,0 g akrylamid (AM),
- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat, og
- 0,36 g triallylamin.
pH-verdien av den vandige fasen beskrevet over justeres til 3,5 og mengden vandig fase kompletteres opp til 680 g ved tilsetning av permutert vann.
Parallelt fremstilles en organisk fase ved suksessiv tilførsel til et begerglass under røring:
- 220 g EXXSOL™ D100,
- 27,5 g MONTANE™ 80 VG (sorbitan oleat markedsført av SEPPIC Company), og
- 0,1 g azo-bis-isobutyronitril.
Den vandige fasen blir progressivt introdusert til den organiske fasen, deretter utsatt for sterk mekanisk røring ved hjelp av en anordning av Ultra-Turrax™ typen markedsført av IKA Company.
Den oppnådde emulsjonen blir så overført til en polymerisasjonsreaktor. Emulsjonen utsettes for vedvarende nitrogenbobling for å fjerne oksygenet og avkjøles til omkring 8-10 ºC.
5 ml av en løsning som inneholder 0,42 % (på vektbasis) kumen hydroperoksid i isoheksadekan blir så tilsatt.
Etter en tilstrekkelig tid for homogenisering av løsningen, blir en vandig natriummetabisulfittløsning (0,2 g i 100 ml vann) deretter introdusert i et forhold på 0,5 ml/minutt. Introduksjon utføres i omkring 60 minutter.
Under denne introduksjonen, tillates temperaturen å stige i polymerisasjonsreaktoren opp til sluttpolymerisasjonstemperaturen. Reaksjonsmediet blir så opprettholdt i omkring 90 minutter ved denne temperaturen. Det blir så avkjølt til en temperatur på omkring 35 ºC og 35 g heptaetoksylert laurylalkohol (7 OE) blir sakte introdusert.
Den inverse lateks oppnådd slik blir utvunnet etter filtrering.
Eksempel 3
Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AMPS/AM=40/60) kryssbundet med triallylamin
(i) En organisk fase fremstilles ved å introdusere under røring 27,5 g MONTANE™ 80 (sorbitan oleat) i 220 g EXXSOL™ D100, deretter ved tilsetning av 0,1 g azo-bis(isobutyronitril);
(ii) En vandig fase fremstilles ved å blande under røring:
- 50 g vann,
- 127,8 g akrylamid (AM),
- 496,1 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre natriumsalt (AMPS)
- 0,31 g triallylamin
- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat
pH-verdien av den vandige fasen justeres til 5,3 ved tilsetning av den nødvendige mengde 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (omkring 3 g). Totalmengden vandig fase justeres så til 680 g ved tilsetning av vann.
(iii) Den vandige fasen blir så dispergert under røring i oljefasen, deretter blir denne kombinasjonen utsatt for virkningen av sterk skjærbehandling ved hjelp av en turbin av Ultra-Turrax™ eller Silverson™ typen. Den inverse emulsjon oppnådd slik blir så utsatt for nitrogenbobling for å fjerne det oppløste oksygen.
(iv) Etter avkjøling av den inverse emulsjon til omkring 8-10 ºC, initieres polymerisasjonsreaksjonen ved å tilsette et oksyreduserende par: kumen hydroperoksid/natrium metabisulfitt. Temperaturen stiger opp til omkring 80 ºC og polymerisasjonsreaksjonen tillates å fortsette inntil et temperaturtrinn som indikerer slutten av reaksjonen nås.
(v) Reaksjonsmediet opprettholdes så ved denne temperaturen for å eliminere de resterende monomerene.35 g SIMULSOL™ P7 (heptaetoksylert laurylalkohol) tilsettes så ved omkring 35 ºC. Den ønskede inverse lateks samles etter filtrering.
Eksempel 4
Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AM-AA=80/20) delvis omdannet til salt, i form av natriumsalt kryssbundet med metylen bis(akrylamid)
(i) En organisk fase fremstilles ved å introdusere under røring 27,5 g MONTANE™ 80 i 220 g EXXSOL™ D100, deretter ved tilsetning av 0,1 g azobis(isobutyronitril);
(ii) En vandig fase fremstilles ved å introdusere:
- 350 g vann,
- 199,0 g akrylamid (AM),
- 50,0 g akrylsyre (AA),
- 40 g av en 50 % natriumhydroksidløsning,
- 0,027 g metylen-bis-akrylamid,
- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat
pH-verdien av den vandige fasen justeres til 5,2 ved tilsetning av den nødvendige mengde 2-akrylsyre eller soda. Totalmengden vandig fase justeres så til 680 g ved tilsetning av vann.
(iii) Den vandige fasen blir så dispergert under røring i oljefasen, deretter blir denne kombinasjonen utsatt for virkningen av en sterk skjærbehandling ved hjelp av en turbin av Ultra-Turrax™ eller Silverson™ typen. Den inverse emulsjonen oppnådd slik blir så utsatt for nitrogenbobling for å fjerne det oppløste oksygen.
(iv) Etter avkjøling av den inverse emulsjonen til omkring 8-10 ºC, initieres polymerisasjonsreaksjonen ved å tilsette et oksyreduserende par: kumen hydroperoksid/natrium metabisulfitt. Temperaturen stiger opp til omkring 80 ºC og polymerisasjonsreaksjonen tillates å fortsette inntil det nås et temperaturtrinn som indikerer slutten av reaksjonen.
(v) Reaksjonsmediet opprettholdes så ved denne temperaturen for å eliminere de resterende monomerene.35 g SIMULSOL™ P7 (heptaetoksylert laurylalkohol) tilsettes så ved omkring 35 ºC. Den ønskede inverse lateks samles etter filtrering.
Eksempel 5
Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AM-AA=80/20) delvis omdannet til salt, i form av natriumsalt kryssbundet med metylen bis(akrylamid) Prosedyren er den samme som i eksempel 4, men anvender dobbelt så mye metylen-bis(akrylamid) dvs. 0,054 g, og den ønskede inverse lateks oppnås.
Evaluering av egenskapene av mikrogelene fra den inverse lateks fremstilt ifølge eksempel 3.
1: Viskositetsmåling
Mikrogeler med forskjellige konsentrasjoner av den inverse lateks fremstilt ifølge eksempel 3, i et vann som inneholder 2 % NaCl, ble fremstilt.
Den følgende tabellen gir viskositetene oppnådd ved 30 ºC (i mPa.s) ved forskjellige konsentrasjoner C i vannet (lav skjær reometer, skjærhastighet 1 og 100 s<-1>):
2: Tester på silisiumkarbid
Evaluering av ytelsene av mikrogelene i et porøst medium oppnås på medier av silisiumkarbid type i form av relativt monodisperst pulver, markedsført med forskjellige kornstørrelser. Med én gang det er pakket, tillater dette materialet å oppnå en god reproduserbarhet av klumpene uttrykt ved porestruktur og permeabilitet av prøven for en gitt kornstørrelse. Det utgjør derfor en god modell for porøst medium.
Silisiumkarbidpulveret pakkes i en kolonne utstyrt med to endestykker. Dets innledende permeabilitet k bestemmes med vann. Fluidene (vann, mikrogelløsning, elueringsvann, olje,…) injiseres inn i det porøse medium ved konstant strømningshastighet. Trykkfallet bestemmes ved klumpenes grenseflater og registreres gjennom hele injeksjonsprosedyren.
God utbredelse av mikrogelene (kontrollert ved ”in-line” måling av viskositeten) kontrolleres i mediene som har porebegrensende dimensjon som er minst mer enn tre ganger størrelsen av mikrogelene.
Vann- eller oljepermeabilitetsreduksjonene bestemmes ved alternerende injeksjon av disse to fluidene etter injeksjon av mikrogelløsningen. Vannpermeabilitetsreduksjonen tillater, når en kjenner poredimensjonen av det porøse medium, å evaluere tykkelsen av det adsorberte mikrogellaget og derfor å bestemme størrelsen av mikrogelene i deres adsorberte form.
En selektiv permeabilitetsreduksjon observeres med en vannpermeabilitets (Rkw) reduksjon, uten merkbar oljepermeabilitets (Rko) reduksjon (K permeabilitet i Darcy, εH adsorbert lag tykkelse, i mikrometer).
Eksperimentelle betingelser: Temperatur T=30 ºC, vann 2 % NaCl (viskositet 0,85 mPa.s), Marcol 52 olje (viskositet 8,6 mPa.s), mikrogelkonsentrasjon 0,1 %.
3: Tester på Berea sandstein (betingelser lignende de i de tidligere forsøk)
4: Mikrogelstørrelsesbestemmelse ved hjelp av lysdiffusjonsmetoden (statisk og dynamisk diffusjon, også referert til som fotonkorrelasjonsspektroskopi) Den bestemte størrelsen er i størrelsesorden 2 μm (0,1 % mikrogelkonsentrasjon) og bekrefter verdiene oppnådd etter injeksjon i silisiumkarbidklumpene, og fra adsorpsjonsevalueringen.
5: Termisk stabilitet
En test hvori en 150 ºC temperatur opprettholdes under ”pseudo-anaerobe” betingelser i 3 måneder uten viskositetstap viste at, i forhold til ikke-kryssbundne konvensjonelle polymerer, forblir mikrogelene oppnådd fra de inverse latekser ifølge oppfinnelsen mer stabile. Denne egenskapen forklares ved nærværet av kryssbindingspunkter.
Forsøksbetingelser: vann 2% NaCl, mikrogelkonsentrasjon 0,3 %.
6: Mekanisk stabilitet
Mikrogelene er robuste fra et mekanisk synspunkt og de motstår høye skjærbelastninger. Det er faktisk ikke observert noe viskositetstap etter skjærbehandling ved 10.000 rpm (Ultra-Turrax™) i 10 minutter.
Forsøksbetingelser: vann 2% NaCl, omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon mellom 0,04 % og 3 %.
7: Elektrolyttstabilitet
Mikrogelene er nær ufølsomme for saliniteten innen et område fra 20 til 200 g/l TDS, i nærvær eller ikke av bivalente ioner.
Forsøksbetingelser: omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon 0,01 %.
8: pH-verdi stabilitet
Mikrogelene er nær ufølsomme for pH-verdien innen et område mellom 4 og 11.
Forsøksbetingelser: omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon 0,01 %.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner, hvori de følgende trinn utføres:
- fremstilling av en flytende blanding som omfatter mikrogeler ved å blande i et løsemiddel, under røring, en mengde som representerer 0,01 % til 60 % på vektbasis av nevnte blanding av en kryssbundet polymer i form av:
en invers lateks bestående av en oljefase, en vandig fase, minst én emulgator av vann-i-olje (W/O) type, minst én emulgator av olje-i-vann (O/W) type, 20 % til 60 %, foretrukket 25 % til 45 %, på vektbasis av en kryssbundet anionisk polyelektrolytt basert på minst én sterk syrefunksjon monomer valgt fra blant: styrensulfonsyre, delvis eller fullstendig omdannet til salt, og 2-metyl 2-[(1-okso 2-propenyl) amino] 1-propansulfonsyre (også referert til som (2-akrylamido 2-metyl propansulfonsyre), delvis eller fullstendig omdannet til salt, kopolymerisert med minst én nøytral monomer valgt fra blant akrylamid, metakrylamid, diacetonakrylamid, dimetylakrylamid, N-isopropyl akrylamid, (2-hydroksyetyl) akrylat, (2,3-dihydroksypropyl) akrylat, (2-hydroksyetyl) metakrylat, (2,3-dihydroksypropyl) metakrylat, et etoksylert derivat med molekylvekt som spenner mellom 400 til 1000, av hver av disse estere eller vinylpyrrolidon, nevnte anioniske polyelektrolytt er kryssbundet med et kryssbindingsmiddel valgt fra blant etylenglykoldimetakrylat, dietylenglykoldiakrylat, natrium diallyloksyacetat, etylenglykoldiakrylat, diallylurea, triallylamin, trimetylol propantriakrylat eller metylen-bis-(akrylamid) eller en organometallisk type forbindelse valgt fra kolonne IV i Mendeleevs periodiske tabell (Ti, Zr, Hf, Th) og anvendt i et molforhold, uttrykt i forhold til monomerene anvendt, på 0,002 % til 0,5 %, eller i form av pulver oppnådd ved azeotropisk destillasjon, forstøvning eller utfelling av nevnte inverse lateks,
- injisere nevnte blanding inn i den porøse og permeable formasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori nevnte løsemiddel er et vandig fluid, et organisk fluid, eller en blanding derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
hvori uttrykket «omdannet til salt» betegner alkalimetallsaltene så som natriumeller kaliumsalter, de nitrogenerte basesalter så som ammoniumsalt eller monoetanolaminsalt (HO-CH2-CH2-NH4<+>).
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori emulgatoren av vann-i-olje (W/O) type er en enkelt surfaktant eller en blanding av surfaktanter, forutsatt at blandingen har en tilstrekkelig lav HLB-verdi til å indusere vann-i-olje emulsjoner, nevnte emulgator er valgt fra blant de følgende surfaktanter: sorbitanestere, så som sorbitanoleat, sorbitan isostearat, sorbitan seskvioleat, polyetoksylerte sorbitanestere, spesielt pentaetoksylert sorbitan monooleat eller pentaetoksylert sorbitan isostearat, dietoksylert oleocetylalkohol, polyestere med molekylvekt som spenner mellom 1000 og 3000, produkter av kondensasjonen mellom en poly(isobutenyl) ravsyre eller dens syreanhydrid og en polyetylenglykol, blokkopolymerer med molekylvekt som spenner mellom 2500 og 3500.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori emulgatorer av ”olje-i-vann” type er emulgatorer som har en tilstrekkelig høy HLB-verdi til å tilveiebringe olje-i-vann emulsjoner, nevnte emulgator er valgt fra blant: etoksylerte sorbitanestere, spesielt polyetoksylert sorbitanoleat med 20 mol etylenoksid, polyetoksylert sorbitan laurat med 20 mol etylenoksid, polyetoksylert ricinolje med 40 mol etylenoksid, dekaetoksylert oleodekylalkohol, heptaetoksylert laurylalkohol, dekaetoksylert nonylfenol, polyetoksylerte sorbitan heksaoleater og blandinger derav.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori oljefasen består av enten en kommersiell mineralolje som inneholder mettede hydrokarboner så som parafiner, isoparafiner, cykloparafiner, som ved omgivelsestemperatur har en tetthet som spenner mellom 0,7 og 0,9 og en kokepunkttemperatur over omkring 180 ºC, eller en synteseolje, eller en vegetabilsk olje eller enhver blanding av slike oljer.
7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori nevnte blanding injiseres inni en formasjon som omfatter en høy vannpermeabilitetssone for å selektivt redusere vannpermeabiliteten, spesielt i olje-, gassreservoarer eller i gasslagringsfasiliteter.
8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori nevnte blanding injiseres inn i en formasjon som inneholder ukonsolidert sand.
9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,
hvori nevnte blanding injiseres inn i en sandfundamenttype formasjon for å redusere permeabiliteten derav.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0409100A FR2874617B1 (fr) | 2004-08-25 | 2004-08-25 | Methode de traitement de formations ou de cavites souterraines par des microgels |
PCT/FR2005/002124 WO2006024795A2 (fr) | 2004-08-25 | 2005-08-22 | Methode de traitement de formations ou de cavites souterraines par des microgels |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20071377L NO20071377L (no) | 2007-05-23 |
NO343818B1 true NO343818B1 (no) | 2019-06-11 |
Family
ID=34951093
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20071377A NO343818B1 (no) | 2004-08-25 | 2007-03-14 | Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner eller hulrom med mikrogeler |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8263533B2 (no) |
EP (1) | EP1799960B2 (no) |
AR (1) | AR051561A1 (no) |
AT (1) | ATE533827T1 (no) |
CA (1) | CA2577940C (no) |
FR (1) | FR2874617B1 (no) |
NO (1) | NO343818B1 (no) |
WO (1) | WO2006024795A2 (no) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2886300B1 (fr) * | 2005-05-25 | 2007-06-29 | Seppic Sa | Nouveau latex inverse de copolymeres d'amps et de nn-dimethyl acrylamide; utilisation en cosmetique |
US8043999B2 (en) | 2007-07-17 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
US9574128B2 (en) | 2007-07-17 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer delivery in well treatment applications |
US9475974B2 (en) | 2007-07-17 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling the stability of water in water emulsions |
US7703527B2 (en) | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
US7703521B2 (en) | 2008-02-19 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications |
CA2752352C (en) * | 2008-06-03 | 2017-06-27 | Relborgn Pty Ltd; And Triomviri Pty Ltd Trading As The Grobler Partnership | Method and composition for sealing passages |
FR2932183B1 (fr) * | 2008-06-10 | 2013-03-29 | Seppic Sa | Nouveau polyampholyte, et son utilisation dans le traitement des formations rocheuses |
US7950459B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Using a biphasic solution as a recyclable coiled tubing cleanout fluid |
US20100179076A1 (en) * | 2009-01-15 | 2010-07-15 | Sullivan Philip F | Filled Systems From Biphasic Fluids |
US20100184630A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Sullivan Philip F | Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation |
US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
US8685900B2 (en) * | 2009-04-03 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using fluid loss additives comprising micro gels |
WO2010129831A2 (en) | 2009-05-08 | 2010-11-11 | M-I L.L.C. | Gravel pack carrier fluids |
FR2963348B1 (fr) | 2010-07-29 | 2014-05-09 | Soc Dexploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic | Nouveaux polymeres aptes a former des microgels, procedes pour leur preparation et utilisation dans le traitement de cavites souterraines. |
FR2986005B1 (fr) | 2012-01-25 | 2014-06-27 | Rhodia Operations | Agents de controle du filtrat sous forme solide |
SG11201405303TA (en) * | 2012-05-23 | 2014-09-26 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
FR2994977B1 (fr) | 2012-09-03 | 2016-01-22 | Poweltec | Utilisation de polymères thermo épaississants dans l'industrie d'exploitation gazière et pétrolière |
WO2016003460A1 (en) * | 2014-07-02 | 2016-01-07 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant formulations for reduced and delayed adsorption |
US10927290B2 (en) | 2015-09-17 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
GB2561820B (en) | 2017-04-06 | 2022-08-17 | Petroliam Nasional Berhad Petronas | Method of consolidating a subterranean formation by particle agglomeration |
CA3005556A1 (en) | 2017-05-24 | 2018-11-24 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and/or gas inflow |
FR3088071B1 (fr) * | 2018-11-06 | 2020-11-13 | S N F Sa | Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une composition aqueuse polymerique |
CN112855071A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-05-28 | 河南理工大学 | 一种利用微生物矿化循环封堵瓦斯抽采钻孔装置及方法 |
CN114085661B (zh) * | 2021-11-05 | 2022-09-13 | 清华大学 | 一种凝胶颗粒乳状液体系及其提高采收率的方法 |
CN114607361B (zh) * | 2022-03-24 | 2022-11-18 | 安徽理工大学 | 一种同时测定近距离煤层群瓦斯压力的方法 |
WO2024083796A1 (en) | 2022-10-18 | 2024-04-25 | Poweltec | Process for treating subterranean formations |
CN117886993B (zh) * | 2024-03-12 | 2024-05-31 | 四川省威沃敦石油科技股份有限公司成都分公司 | 一种方便油田深部调剖的超分子微球调剖剂及其制备方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2565623A1 (fr) * | 1984-06-07 | 1985-12-13 | Inst Francais Du Petrole | Utilisation de microlatex inverses a teneur elevee en copolymeres hydrosolubles pour l'amelioration de la production d'hydrocarbures |
US4681912A (en) * | 1984-06-07 | 1987-07-21 | Institut Francais Du Petrole | Process for manufacturing inverse microlatices of watersoluble copolymers, the resultant inverse microlatices and their use for improving the production of hydrocarbons |
WO1999036445A1 (fr) * | 1998-01-16 | 1999-07-22 | Societe D'exploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic | Latex epaississant, procede de fabrication et applications en cosmetique |
EP1086976A1 (fr) * | 1999-09-21 | 2001-03-28 | Institut Francais Du Petrole | Méthode de préparation de microgels de taille contrôlée |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3780806A (en) * | 1972-01-31 | 1973-12-25 | Nalco Chemical Co | Inverted mixed latex for water flooding |
US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
US4182417A (en) † | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
US5922410A (en) | 1995-01-18 | 1999-07-13 | Rohm And Haas Company | Wood coating composition |
NO310581B1 (no) | 1999-09-24 | 2001-07-23 | Procom As | Emulgert geleringsmiddel |
US6454003B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
US6513592B2 (en) * | 2001-02-28 | 2003-02-04 | Intevep, S.A. | Method for consolidation of sand formations using nanoparticles |
FR2840909B1 (fr) * | 2002-06-13 | 2005-01-28 | Seppic Sa | Nouveau microlatex inverse auto reversible, son procede de preparation et ses utilisations en cosmetique et dans l'industrie |
-
2004
- 2004-08-25 FR FR0409100A patent/FR2874617B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-08-22 AT AT05798598T patent/ATE533827T1/de active
- 2005-08-22 US US11/574,172 patent/US8263533B2/en active Active
- 2005-08-22 AR ARP050103521A patent/AR051561A1/es unknown
- 2005-08-22 CA CA2577940A patent/CA2577940C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2005-08-22 WO PCT/FR2005/002124 patent/WO2006024795A2/fr active Application Filing
- 2005-08-22 EP EP05798598.8A patent/EP1799960B2/fr not_active Not-in-force
-
2007
- 2007-03-14 NO NO20071377A patent/NO343818B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2565623A1 (fr) * | 1984-06-07 | 1985-12-13 | Inst Francais Du Petrole | Utilisation de microlatex inverses a teneur elevee en copolymeres hydrosolubles pour l'amelioration de la production d'hydrocarbures |
US4681912A (en) * | 1984-06-07 | 1987-07-21 | Institut Francais Du Petrole | Process for manufacturing inverse microlatices of watersoluble copolymers, the resultant inverse microlatices and their use for improving the production of hydrocarbons |
WO1999036445A1 (fr) * | 1998-01-16 | 1999-07-22 | Societe D'exploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic | Latex epaississant, procede de fabrication et applications en cosmetique |
EP1086976A1 (fr) * | 1999-09-21 | 2001-03-28 | Institut Francais Du Petrole | Méthode de préparation de microgels de taille contrôlée |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AR051561A1 (es) | 2007-01-24 |
US20080096774A1 (en) | 2008-04-24 |
EP1799960B1 (fr) | 2011-11-16 |
CA2577940C (fr) | 2013-10-15 |
NO20071377L (no) | 2007-05-23 |
US8263533B2 (en) | 2012-09-11 |
CA2577940A1 (fr) | 2006-03-09 |
ATE533827T1 (de) | 2011-12-15 |
WO2006024795A3 (fr) | 2006-08-31 |
FR2874617A1 (fr) | 2006-03-03 |
FR2874617B1 (fr) | 2006-10-27 |
EP1799960A2 (fr) | 2007-06-27 |
EP1799960B2 (fr) | 2018-11-28 |
WO2006024795A2 (fr) | 2006-03-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO343818B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner eller hulrom med mikrogeler | |
US10889749B2 (en) | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
US8680028B2 (en) | Method for the treatment of rock formations and novel polyampholytes | |
US7947630B2 (en) | Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
US7989401B2 (en) | Block copolymers for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
US20030155122A1 (en) | Method of recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
US11578255B2 (en) | Method for enhanced oil recovery by means of injection of an aqueous polymer composition having monomeric units from an LCST | |
CA3061408A1 (en) | Microparticles and method for modifying the permeability of a reservoir zone | |
WO2019025810A1 (en) | RETICULATED POLYMER MICROPARTICLES FOR USE IN CONFORMITY MONITORING | |
US11149186B2 (en) | Method for enhanced oil recovery by injecting an aqueous polymeric composition containing microgels | |
CN113423801B (zh) | 用于改变地下地层的水渗透性的方法 | |
CN113939574B (zh) | 用于改变地下地层的水渗透性的方法 | |
US11859125B2 (en) | Method for inhibiting water permeation in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir | |
EA046475B1 (ru) | Способ ингибирования проникновения воды в добывающую скважину углеводородного флюида из подземного пласта | |
EA043665B1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи посредством нагнетания водной полимерной композиции | |
EA043668B1 (ru) | Способ получения композиции, содержащей водорастворимый (со)полимер, инкапсулированный в оболочке, и применение такой композиции в добыче нефти и газа со вспомогательными средствами | |
NZ722950A (en) | Injection fluid, composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |