NL8700446A - Werkwijze voor het winnen van olie met behulp van een vertraagd gelerende polymeeroplossing. - Google Patents
Werkwijze voor het winnen van olie met behulp van een vertraagd gelerende polymeeroplossing. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8700446A NL8700446A NL8700446A NL8700446A NL8700446A NL 8700446 A NL8700446 A NL 8700446A NL 8700446 A NL8700446 A NL 8700446A NL 8700446 A NL8700446 A NL 8700446A NL 8700446 A NL8700446 A NL 8700446A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- solution
- gelling
- polymer
- highly permeable
- cross
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 24
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 title claims description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 18
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 13
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 9
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 4
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 54
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 22
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 19
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 19
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 18
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- -1 carboxylate compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000004459 forage Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 1
- 150000002762 monocarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000000052 vinegar Substances 0.000 description 1
- 235000021419 vinegar Nutrition 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
* 2>^ N034274 . 1
Werkwijze voor het winnen van olie met behulp van een vertraagd gele-rende pölymeeroplossing_. _
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het winnen 5 van olie en meer in het bijzonder op een werkwijze voor het verlagen van de doorlaatbaarheid in een betrekkelijk sterk doorlatend gebied van een ondergrondse koolwaterstoffenhoudende formatie.
Een slechte verticale gelijkmatigheid van de opbouw van de aardkorst is het gevolg van het op elkaar liggen van gebieden met een be-10 trekkelijk grote doorlaatbaarheid en gebieden met een betrekkelijk kleine doorlaatbaarheid binnen een geologische formatie. Een slechte horizontale gelijkmatigheid is het gevolg van de aanwezigheid van sterk doorlatende strepen en onregelmatigheden binnen de formatie, zoals verticale breuken en netwerken, die in vergelijking met de formatie sterk 15 doorlatend zijn. Gassen en vloeistoffen vertonen in het algemeen een ongunstig stroomprofiel en een laag extractierendement in onderaardse formaties met een geringe verticale of horizontale gelijkmatigheid.
Slechte gelijkmatigheid is vooral een probleem waar verticale overgan-gen en/of breuksystemen of andere onregelmatigheden in de opbouw een 20 stromingsverbindïng hebben met een onderaardse boorput waar doorheen vloeistoffen of gassen worden geïnjecteerd of gewonnen.
Verscheidene pogingen zijn gedaan om gelijkmatigheidsproblemen op te lossen. In de Amerikaanse octrooi schriften 3.762.476, 3.981.363, 4.018.286 en 4.039.029 worden werkwijzen beschreven waarbij ter verla-25 ging van de doorlaatbaarheid van sterk doorlatende gebieden in onderaardse formaties gel samenstellingen in die formaties worden gevormd.
Volgens het. Amerikaanse octrooi schrift 3.762.476 wordt een polymeer zoals polyacrylamide in een formatie gespoten gevolgd door een verkno-pingsmiddel. Verondersteld wordt dat de achtereenvolgens geïnjecteer-30 de vloeistoffen in het bewuste gebied van de formatie doordringen en ter plaatse geleren.
Volgens de algemene opvatting moeten voor de goede werking van po-lymeer/verknopingsmideelsystemen de gel componenten daarvan na elkaar worden geïnjecteerd omdat gel systemen die aan het oppervlak worden 35 gemengd vast worden voordat zij daadwerkelijk in het te behandelen gebied kunnen doordringen. In de praktijk echter blijken behandelingen zoals bekend uit het Amerikaanse octrooischrift 3.762.476 waarbij trapsgewijs geïnjecteerde gel systemen worden gebruikt onbevredigend, doordat een volledige menging en gelering in de formatie niet kan wor-40 den bereikt. Bijgevolg worden er slechts op het grensvlak tussen de on- 8700446 V.
2 > ψ ·* gemengde gel componenten en dikwijls op grote afstand van het beoogde behandelingsgebied gelen gevormd. Er is behoefte aan een gel vormingsproces waarbij de geleringsoplossing in belangrijke mate het gewenste behandel ingsgebied van een onderaardse, koolwaterstoffenhoudende foroia-5 tie binnendringt alvorens vast te worden.
De uitvinding biedt een werkwijze voor een verbeterde oliewinning uit een onderaardse, koolwaterstoffenhoudende formatie waarin een pro-duktie- en/of injectieput doordringt. Met de werkwijze wordt de verticale en horizontale gelijkmatigheid in de formatie verbeterd en worden 10 dientengevolge de stroomprofielen en extract!erendementen van geïnjecteerde en/of gewonnen vloeistoffen en/of gassen in de formatie verbeterd. Deze resultaten en andere worden verkregen door middel van een polymeer-geleringsproces in situ waarbij van een de gelering vertragend middel gebruik wordt gemaakt.
15 De werkwijze omvat het bovengronds bereiden van een waterige gele-ringsoplossing die een in water oplosbaar polymeer met groot molecuul-gewicht, een metaal carboxylaat als verknopingsmiddel en een carbonzuur als vertragingsmiddel bevat. De oplossing wordt in het gewenste behandel ingsgebied geïnjecteerd via een boorput die daarmee in stromings-20 verbinding staat. Het vertragingsmiddel remt met voordeel de volledige gelering van de oplossing tot de oplossing in het behandelingsgebied is aangekomen. Eenmaal in het behandelingsgebied aangekomen gel eert de oplossing tot een continue éen-fase-gelsamenstelling welke het polymeer omvat en het verknopingsmiddel dat de doordringbaarheid aanzienlijk 25 verlaagt.
Na de geleringsbehandeling kunnen vloeistoffen en gassen in de koolwaterstofhoudende gebieden van de formatie die in stromingsverbin-ding. met de boorput staan worden geïnjecteerd of daaruit worden gewonnen. Het gel kan vrijwel niet uit het behandelingsgebied wegstromen 30 en is vrijwel permanent en bestand tegen afbraak ter plaatse.
De werkwijze biedt duidelijke voordelen ten opzichte van bekende geleringswerkwijzen. Men kan nu de geleringsoplossing volledig onder beheerste omstandigheden aan de oppervlakte bereiden en toch de volledige gelering van de oplossing vertragen totdat deze zich in het beoog-35 de onderaardse behandelingsgebied bevindt. Het uiteindelijke gel heeft voldoende sterkte en stabiliteit om aan de voor het behandelingsgebied gestelde eisen te voldoen.
Volgens de uitvinding wordt de waterige geleringsoplossing aan de oppervlakte bereid door mengen van een verknoopbaar polymeer, een metaal-40 carboxylaat als verknopingsmiddel en een geleringsvertragingsmiddel met 8700446 έ ΐ 3 een waterig oplosmiddel. Het polymeer kan vrijwel elk verknoopbaar bio-polymeer of synthetisch polymeer met groot molecuul gewicht zijn. Bruikbare synthetische polymeren zijn ondermeer acrylamidepolymeren, d.w.z. polymeren met een of meer acrylamidegroepen zoals polyacrylamide of ge-5: deeltel ijk gehydrolyseerd polyacrylamide. Het gemiddelde molecuulge-wicht van het hierbij gebruikte polymeer ligt in het gebied van ongeveer 10.000 tot 50.000.000, bij voorkeur van ongeveer 100.000 tot ongeveer 20.000.000 en met de meeste voorkeur tussen 200.000 en 12.000.000.
De polymeerconcentratie in de geleringsoplossing kan liggen tussen 0,1¾ 10 en de oplosbaarheidgrens van het polymeer in het oplosmiddel of de grens die wordt gesteld door de reologische kenmerken van de oplossing.
Het metaalcarboxylaat als verknopingsraiddel is afgeleid van een of meer carboxylaatverbindingen. In oplossing bevat het verknopingsmiddel 15. negatief geladen carboxylaatdeeltjes zoals een of meer van de volgende in water oplosbare soorten: formiaat, acetaat, propionaat, lactaat, met kleine groepen gesubstitueerde derivaten daarvan en mengsels daarvan.
Daarnaast bevat de oplossing positief geladen metaal deeltjes zoals Ca2+, Mg2+, Ba2+, Al3+, Fe3+, Ti4+, Zn2+, 20 Sn4+, Cr3+ enz. De gewichtsverhouding tussen polymeer en verknopingsmiddel ligt met voordeel tussen 1:1 en 500:1.
Het vertragingsmiddel is een carbonzuur en bij voorkeur een klein monocarbonzuur zoals mierezuur, azijnzuur, propionzuur, melkzuur of een mengsel daarvan. Het voordeel wordt het vertragingsmiddel hetzij aan 25 het polymeer hetzij aan het verknopingsmiddel toegevoegd voordat deze worden gemengd. Bij voorkeur wordt het vertragingsmiddel gemengd met het verknopingsmiddel en wordt hieraan vervolgens het polymeer toege-voegd zodat aan de oppervlakte een lading geleringsoplossing wordt gevormd die geschikt is voor injectie. In de plaats daarvan, hoewel met 30 minder voorkeur, kunnen het polymeer, het verknopingsmiddel en het vertragingsmiddel in of bij de putmond tegelijk tijdens injectie worden gemengd door middel van mengvoorzieningen in de leiding.
Het waterige oplosmiddel van de geleringsoplossing kan zoet water zijn of een pekel met een totale concentratie aan opgeloste vaste stof-35 fen oplopend tot de oplosbaarheidgrens van de vaste stoffen in water.
Inerte vulstoffen zoals gemalen of van nature fijne steen of glaskorrels kunnen ook aan de geleringsoplossing worden toegevoegd ter versterking van de gel structuur.
Met de werkwijze volgens de uitvinding kan de geleringssnelheid 40 voor een bepaalde toepassing worden gekozen door variatie van de con- δ7δ 0 44 g t 4 φ ί centratie vertragingsmiddel. De geleringssnelheld Is gedefinieerd als de mate van gel vorming als functie van de tijd of, wat in feite hetzelfde is, de snelheid van verknoping in de geleringsoplossing. De mate van verknoping kan worden uitgedrukt in termen van gel viscositeit en/of 5 gel elasticiteit, zoals opslag- en verliesmoduli. Deze termen worden gedefinieerd in Middleman, S., The Flow of High Polymers, Interscience Publishers, New. York, 1968, biz. 68-70.
Met het vertragingsmiddel kan met voordeel een geleringsoplossing met een niet-liniaire geleringssnelheid tot stand worden gebracht. De 10 beginsnelheid is voldoende laag, zodat gelering van de oplossing grotendeels wordt uitgesteld totdat de oplossing aan de oppervlakte is bereid, in de boorput is geïnjecteerd en naar het gewenste behande-1ingsgebied is verplaatst. Wanneer de oplossing zich eenmaal in het gewenste behandelingsgebied bevindt neemt de geleringssnelheid van de op-15 lossing toe zodat betrekkelijk snel een vrijwel volledige gelering van de oplossing wordt bereikt.
De werkwijze volgens de uitvinding is vooral van nut wanneer het bereiden van een geleringsoplossing van polymeer en metaalcarboxylaat met een gunstige geleringssnelheid onder de in de formatie heersende 20 omstandigheden bijzonder moeilijk is. Zo kunnen hoge temperaturen in de formatie, dat wil zeggen belangrijk hoger dan 38eC op de diepte waarop de behandeling plaats moet vinden, er toe leiden dat een geleringsoplossing van polymeer en metaal carboxylaat voortijdig in de boorput ge-leert en vervolgens gedeelten van de formatie of het putmondvlak ver-25 stopt. Door het opnemen van een vooraf bepaalde hoeveelheid vertragingsmiddel in de geleringsoplossing kan men de gelering in voldoende mate vertragen waardoor de oplossing in een behandelingsgebied met hoge temperatuur kan worden gebracht terwijl het gel nog bewegelijk is.
De concentratie vertragingsmiddel in de geleringsoplossing ligt in 30 het algemeen in het gebied van 0,05 tot 10 gew.%, bij voorkeur van 0,1 tot 5,0 gew.% en met de meeste voorkeur van 0,5 tot 2,0 gew.%, afhankelijk van de concentratie van de gel bestanddelen, reactietemperatuur en de gewenste geleringsduur.
De concentratie vertragingsmiddel in de geleringsoplossing wordt 35 binnen het aangegeven gebied zodanig gekozen dat de geleringsreactie gedurende een betrekkelijke lange aanloopperiode uiterst langzaam verloopt en er dan dus nauwelijks gelering optreedt. Aan het eind van de aanlooptijd gaat de snelheid van de geleringsreactie aanzienlijk omhoog waardoor snel daarna vrijwel volledige gelering plaatsvindt. De gele-40 ring kan in het algemeen voor een groot deel worden vertraagd tot 24 8700446 5 uur of langer vanaf het tijdstip dat de geleringsoplossing volgens de onderhavige werkwijze is samengesteld en geïnjecteerd. Door zorgvuldige samenstelling van het gel kan de gelering, zelfs onder.uiterst ongunstige omstandigheden ter plaatse, ten minste 1 tot 12 uur worden 5 vertraagd en bij voorkeur ten minste 6 tot 12 uur.
Volgens de uitvinding kan een aan de eisen aangepaste geleringsop-lossing worden samengesteld, die met een gewenste snelheid in een formatie kan worden ingespoten waarbij weinig injectieweerstand als gevolg van voortijdige gelering wordt ondervonden. Het proces is zo ingericht 10 dat de oplossing zeer spoedig nadat deze in het gewenste behandelings-gebied is aangekomen geleert. Hierdoor wordt produktieverlies van injectie- en/of produktieputten minimaal.
De werkwijze is toepasbaar bij de behandeling van ongelijkmatigheid van formaties onder de meest voorkomende omstandigheden en is spe-15 cifiek voor het behandelen van gebieden binnen de formatie die in stro-mingsverbinding staan met een injectie- of produktieput. De werkwijze is toepasbaar voor de behandeling van onregelmatigheden zoals strepen met betrekkelijk hoge doorlaatbaarheid, breuken of breukstelsels die via de onregelmatigheid rechtstreeks in verbinding staan met een injec-20 tie- of produktieput en is verder bruikbaar voor de behandeling van bepaalde zones met hoge doorlaatbaarheid van de formatie.
De volgende voorbeelden dienen als toelichting op de uitvoering en bruikbaarheid van de uitvinding en niet ter beperking daarvan.
VOORBEELD I
25 Er wordt een reeks geleringsoplossingen bereid waarbij eerst ijs-azijn wordt gemengd met een waterige oplossing van 2% niet gehydroly-seerd polyacrylamide met een molecuulgewicht van 11.000.000. Dit mengsel wordt gecombineerd met een 50X-ige chroomacetaatoplossing met als resultaat een geleringsoplossing met een gewichtsverhouding tussen po-30 lyacrylamide en chroomacetaat van 20:1. De oplossing wordt gegeleerd bij een temperatuur van 50°C en onder een druk van 3.500 kPa. De gele-ringsnelheid wordt bepaald door meting van de opslagmodulus 6' van de oplossing met een reometer. Toenemende waarden voor G' betekenen een toenemende mate van gel vorming.
35 Er wordt een reeks proeven uitgevoerd met verschillende concentraties van het vertragingsmiddel azijnzuur in de geleringsoplossing. De resultaten zijn vermeid in de tabellen A-D waarbij de geleringssnelheid is vermeld als functie van de azijnzuurconcentratie. De eenheden zijn in alle tabellen dezelfde.
8700446
Tabel A
6
5 Concentratie azijnzuur (gew.% van ge- pH
hele geleringsoplos- gelerings- Tijd G' sing)_ oplossing (min) (dyne/cro2) 0 8,3 30 1500 10 60 2250 90 2700 120 2900 150 3000 180 3120 15 210 3200 240 3250 270 3280 300 3300 330 3320 20 360 3350 480 3380 600 3400 1200 3400 25
Tabel B
pH
30 Concentratie gelerings- azijnzuur oplossing Tijd G1 0,1 5,0 30 250 60 800 90 1200 35 120 1400 150 1550 180 1700 S 7 Π 0 A A $
Tabel B (vervolg) 7
5 PH
Concentratie gelerings- azijnzuur oplossing Tijd —G_ 210 1800 240 1900 10 270 1950 300 2050 330 2100 360 2150 480 2300 15 600 2350 1200 2250
20 Tabel C
pH
Concentratie gelerings-
azijnzuur oplossing Tijd _JL
25 0,5 4,2 30 100 60 200 90 240 120 300 180 400 2Q 240 500 360 600 480 700 600 800 720 900 35 780 1000 840 1300 1200 1300 8700443 > 8
Tabel D
pH
5 Concentratie gelerings- azijnzuur oplossing Tijd G_^ 1,0 3,9 30 100 60 200 90 240 10 120 250 180 270 240 300 360 350 480 400 15 540 420 570 780 600 1500 720 1800 1200 1800 20
VOORBEELD II
Er wordt een reeks proeven uitgevoerd met geleringoplossingen met verschillende concentraties azijnzuur. De oplossingen worden bereid door mengen van ijsazijn met een 50%-ige chroomacetaatoplossing. Dit 25 mengsel wordt toegevoegd aan een 2%-ige polyacrylamide-oplossing met dezelfde eigenschappen als in voorbeeld I. Het resultaat is een gele-ringsoplossing met een gewichtsverhouding tussen polyacrylamide en chroomacetaat van 10:1. De oplossing wordt bij 60eC en onder 3.500 kPa gegeleerd. In de tabellen E-H is de geleringsnelheid als functie van de 30 azijnzuurconcentratie vermeld.
Tabel E
Concentratie 35 azijnzuur Tijd _ 0,25 60 300 120 750 240 1200 360 1550 870 S 44 ff
Tabel E (vervolg) g
Concentratie 5 azijnzuur L.
0,25 480 1750 600 1850 720 2000 960 2100 10 1200 2200
TabeT F
15 Concentratie azijnzuur Tijd —ÜL.
0,5 60 50 120 150 240 300 20 360 600 480 ’ 800 600 1050 720 1200 960 1350 25 1200 1500
Tabel G
3Q Concentratie azijnzuur Tijd G_ 0,75 60 0 240 0 360 100 35 480 250 600 350 720 600 960 800 1200 1000 8700446
Tabel H
r 10
O
Concentratie 5 azijnzuur Tijd G_^ 1,0 60 0 480 0 600 100 720 200 10 960 400 1200 600
Uit de voorbeelden blijkt dat de aanwezigheid van azijnzuur In de geleringsoplossing het begin van de gelering, afhankelijk van de azijn-15 zuurconcentratie, aanzienlijk vertraagt. Wanneer de werkwijze wordt uitgevoerd volgens de omstandigheden van tabel H, treedt er gedurende de eerste uren na de samenstelling van de geleringsoplossing geen noemenswaardige gelering op. Dit geeft voldoende tijd om de oplossing in het gewenste behandelingsgebied te injecteren.
870 0 44 6
Claims (14)
1. Werkwijze voor het aanzienlijk verlagen van de doorlaatbaarheid van een sterk doorlatend gebied in een kool waterstoffenhoudende forma- 5.· tie beneden een aardoppervlak waarin een met het gebied in stromings-verbinding staande boorput doordringt, met het kenmerk dat men: aan de oppervlakte een waterige geleringsoplossing bereidt die een verknoopbaar polymeer, een metaalcarboxylaat als verknopings-middel en een carbonzuur omvat; 10 de geleringsoplossing via de boorput in de formatie injecteert; de geleringsoplossing naar het sterk doorlatende gebied verplaatst; en de oplossing in het gebied in belangrijke mate laat geleren zodat de doorlaatbaarheid van het gebied aanzienlijk wordt verlaagd.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, met het kenmerk dat het ver- knoopbare polymeer een acrylamidepolymeer is.
3. Werkwijze volgens conclusie 1 of 2 met het kenmerk dat het metaal carboxyl aat als verknopingsmiddel een electronegatief carboxylaat, zijnde formiaat, acetaat, propionaat, lactaat, een met kleine groepen 20 gesubstitueerd derivaat daarvan of een mengsel daarvan omvat.
4. Werkwijze vólgens een der conclusies 1-3 met het kenmerk dat het metaal carboxylaat als verknopingsmiddel een electropositief metaal zijnde Ca2+, Mg2+, Ba2*, Al3+, Fe3+, Ti4+, Zn2+, Sn4+ of Cr3+ of een mengsel daarvan omvat.
5. Werkwijze volgens een der conclusies 1-4 met het kenmerk dat het carbonzuur mierezuur, azijnzuur, propionzuur, melkzuur of een mengsel daarvan is.
6. Werkwijze volgens een der conclusies 1-5 met het kenmerk dat men de geleringsoplossing bereidt door het metaal carboxylaat en het 30 carbonzuur in oplossing te mengen en vervolgens daaraan het verknoopba-re polymeer toe te voegen.
7. Werkwijze volgens een der conclusies 1-6 met het kenmerk dat het gel eren van de oplossing grotendeels wordt vertraagd totdat de oplossing naar het sterk doorlatende gebied is verplaatst.
8. Werkwijze volgens conclusie 7, met het kenmerk dat het geleren grotendeels tenminste 1 uur vanaf het tijdstip van bereiding van de oplossing wordt vertraagd.
9. Werkwijze volgens den der conclusies 1-8 met het kenmerk dat de temperatuur van het sterk doorlatende gebied hoger is dan ongeveer 40 38°C. 870 0 44 S >✓
10. Werkwijze volgens een der conclusies 1-9 met het kenmerk dat de hoeveelheid carbonzuur 0,05 - 10 gew.% van de hoeveelheid polymeer bedraagt.
11. Werkwijze volgens een der conclusies 1-10 met het kenmerk dat 5 dè pH van de geleringsoplossing ongeveer 2 tot ongeveer 5 is.
12. Werkwijze volgens e'en der conclusies 1-11 met het kenmerk dat het sterk doorlatende gebied een breuk in de formatie is.
13. Werkwijze volgens e'en der conclusies 1-12 met het kenmerk dat het sterk doorlatende gebied een onregelmatigheid in de formatie is.
14. Werkwijze volgens e'en der conclusies 1-13 met het kenmerk dat het carbonzuur een voldoende concentratie heeft om de verknoping van het polymeer door het verknopingsmiddel aanzienlijk te vertragen zodat de oplossing voldoende vloeibaar blijft om naar het sterk doorlatende gebied te kunnen worden verplaatst. 8 /0 0 44 8
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US84012286 | 1986-03-14 | ||
| US06/840,122 US4706754A (en) | 1986-03-14 | 1986-03-14 | Oil recovery process using a delayed polymer gel |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8700446A true NL8700446A (nl) | 1987-10-01 |
| NL188959B NL188959B (nl) | 1992-06-16 |
| NL188959C NL188959C (nl) | 1992-11-16 |
Family
ID=25281508
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NLAANVRAGE8700446,A NL188959C (nl) | 1986-03-14 | 1987-02-23 | Werkwijze voor het verbeteren van oliewinning. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4706754A (nl) |
| CN (1) | CN1005730B (nl) |
| BR (1) | BR8700140A (nl) |
| CA (1) | CA1265436A (nl) |
| GB (1) | GB2187773B (nl) |
| NL (1) | NL188959C (nl) |
| NO (1) | NO177019C (nl) |
| SA (1) | SA91120197B1 (nl) |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4834180A (en) * | 1986-10-09 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Amino resins crosslinked polymer gels for permeability profile control |
| US4856586A (en) * | 1988-06-02 | 1989-08-15 | Mobil Oil Corporation | Method for imparting selectivity to otherwise nonselective polymer profile control gels |
| IT1229217B (it) * | 1989-03-31 | 1991-07-26 | Eniricerche S P A Agip S P A | Composizione acquosa gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio. |
| US5219476A (en) * | 1989-03-31 | 1993-06-15 | Eniricerche S.P.A. | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery |
| IT1229219B (it) * | 1989-03-31 | 1991-07-26 | Eniricerche S P A Agip S P A | Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio. |
| US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| US4957166A (en) * | 1989-07-14 | 1990-09-18 | Marath Oil Company | Lost circulation treatment for oil field drilling operations |
| FR2668490B1 (fr) * | 1990-10-29 | 1994-04-29 | Elf Aquitaine | Gel se scleroglucane applique a l'industrie petroliere. |
| FR2680827B1 (fr) * | 1991-08-28 | 1999-01-29 | Inst Francais Du Petrole | Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz. |
| EP0506934B1 (fr) * | 1990-10-29 | 1995-01-18 | Institut Francais Du Petrole | Utilisation des compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz |
| US5069281A (en) * | 1990-11-05 | 1991-12-03 | Marathon Oil Company | Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels |
| US5277830A (en) * | 1990-12-17 | 1994-01-11 | Mobil Oil Corporation | pH tolerant heteropolysaccharide gels for use in profile control |
| US5156214A (en) * | 1990-12-17 | 1992-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for imparting selectivity to polymeric gel systems |
| US5213446A (en) * | 1991-01-31 | 1993-05-25 | Union Oil Company Of California | Drilling mud disposal technique |
| US5103909A (en) * | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
| IT1245383B (it) * | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato |
| ES2087437T3 (es) * | 1991-11-26 | 1996-07-16 | Eniricerche Spa | Composicion gelificable acuosa que contiene un agente antisineresis. |
| US5478802A (en) * | 1992-12-29 | 1995-12-26 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US5415229A (en) * | 1994-01-03 | 1995-05-16 | Marathon Oil Company | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent |
| US5421411A (en) * | 1994-01-03 | 1995-06-06 | Marathon Oil Company | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate |
| US5431226A (en) * | 1994-01-03 | 1995-07-11 | Marathan Oil Company | Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent |
| US5423380A (en) * | 1994-02-22 | 1995-06-13 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
| US5476145A (en) * | 1994-05-10 | 1995-12-19 | Marathon Oil Company | Selective placement of a permeability-reducing material in a subterranean interval to inhibit vertical flow through the interval |
| US5547025A (en) * | 1995-04-14 | 1996-08-20 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
| US5816323A (en) * | 1996-09-24 | 1998-10-06 | Marathon Oil Company | Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel |
| US5849674A (en) * | 1996-10-15 | 1998-12-15 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for oil field applications |
| US6432331B1 (en) | 1997-04-01 | 2002-08-13 | Marathon Oil Company | Tank bottom restoration process |
| US5842519A (en) * | 1997-05-21 | 1998-12-01 | Marathon Oil Company | Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern |
| US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
| US6025304A (en) * | 1998-12-15 | 2000-02-15 | Marathon Oil Company | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel |
| US6189615B1 (en) | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| US6133204A (en) * | 1999-02-09 | 2000-10-17 | Atlantic Richfield Company | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments |
| RU2144136C1 (ru) * | 1999-07-09 | 2000-01-10 | Закрытое акционерное общество "Новые технологии по повышению нефтеотдачи" | Способ изоляции водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| US6630429B1 (en) | 1999-12-29 | 2003-10-07 | Keet Stene Cremeans | Lost circulation material and method of use |
| RU2186939C2 (ru) * | 2000-07-24 | 2002-08-10 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине |
| BRPI0508227A (pt) * | 2004-02-27 | 2007-07-17 | Univ Pittsburgh | géis poliméricos interligados e uso de tais géis poliméricos na recuperação de hidrocarboneto |
| CN1313560C (zh) * | 2004-09-22 | 2007-05-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地下聚合制备高吸水性树脂的方法 |
| CN1313561C (zh) * | 2004-09-22 | 2007-05-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地下聚合制备无机填料型吸水树脂的制备工艺 |
| US8360151B2 (en) * | 2009-11-20 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells |
| NO347464B1 (no) | 2010-08-11 | 2023-11-13 | Univ Kansas | Forsinkede gelatineringsmidler |
| CN102453473B (zh) * | 2010-10-22 | 2014-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种堵水调剖用有机凝胶堵剂及其制备方法与应用 |
| RU2471062C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2471061C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| US9796909B2 (en) | 2013-01-18 | 2017-10-24 | Conocophillips Company | Nanogels for delayed gelation |
| CA2968354A1 (en) | 2014-11-19 | 2016-05-26 | Huili Guan | Delayed gelation of polymers with a polyethylenimine crosslinker |
| CN106916578A (zh) * | 2015-12-24 | 2017-07-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高温弱凝胶型调剖剂及其制备方法 |
| CN106634905A (zh) * | 2016-09-12 | 2017-05-10 | 西北大学 | 一种低温耐盐型交联聚合物弱凝胶调驱剂的制备方法 |
| CA3126157A1 (en) | 2019-01-11 | 2020-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for mitigating water production |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3306870A (en) * | 1964-06-01 | 1967-02-28 | Dow Chemical Co | Fluid gelable composition of acrylamide polymers and aqueous solutions of inorganic hydroxides and salts |
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| US3926258A (en) * | 1972-12-27 | 1975-12-16 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time |
| US4039029A (en) * | 1975-11-06 | 1977-08-02 | Phillips Petroleum Company | Retreatment of wells to reduce water production |
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| US3981363A (en) * | 1975-11-06 | 1976-09-21 | Phillips Petroleum Company | Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability |
| US4147211A (en) * | 1976-07-15 | 1979-04-03 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery process utilizing a plurality of wells |
| US4343363A (en) * | 1981-01-02 | 1982-08-10 | Marathon Oil Company | Process for cleaning a subterranean injection surface and for selectively reducing the permeability of a subterranean formation |
| US4460751A (en) * | 1983-08-23 | 1984-07-17 | Halliburton Company | Crosslinking composition and method of preparation |
| US4524829A (en) * | 1983-08-23 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Method of altering the permeability of a subterranean formation |
| AU565273B2 (en) * | 1983-08-23 | 1987-09-10 | Halliburton Company | Polymer cross linking composition |
| US4606772A (en) * | 1984-05-04 | 1986-08-19 | Halliburton Company | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation |
| US4552217A (en) * | 1984-07-09 | 1985-11-12 | Phillips Petroleum Company | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process |
| US4644073A (en) * | 1985-03-11 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Permeability contrast correction employing a sulfate-free propionate-sequestered chromium (III) solution |
-
1986
- 1986-03-14 US US06/840,122 patent/US4706754A/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-12-22 CA CA000525944A patent/CA1265436A/en not_active Expired
-
1987
- 1987-01-15 BR BR8700140A patent/BR8700140A/pt unknown
- 1987-01-21 GB GB8701280A patent/GB2187773B/en not_active Expired
- 1987-02-23 NL NLAANVRAGE8700446,A patent/NL188959C/nl not_active IP Right Cessation
- 1987-03-10 CN CN87101793.8A patent/CN1005730B/zh not_active Expired
- 1987-03-13 NO NO871057A patent/NO177019C/no unknown
-
1991
- 1991-10-15 SA SA91120197A patent/SA91120197B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2187773A (en) | 1987-09-16 |
| US4706754A (en) | 1987-11-17 |
| GB8701280D0 (en) | 1987-02-25 |
| NO871057D0 (no) | 1987-03-13 |
| CA1265436A (en) | 1990-02-06 |
| NO871057L (no) | 1987-09-15 |
| CN1005730B (zh) | 1989-11-08 |
| NO177019B (no) | 1995-03-27 |
| CN87101793A (zh) | 1987-09-23 |
| SA91120197B1 (ar) | 2003-02-22 |
| NO177019C (no) | 1995-07-05 |
| NL188959B (nl) | 1992-06-16 |
| NL188959C (nl) | 1992-11-16 |
| GB2187773B (en) | 1989-11-22 |
| BR8700140A (pt) | 1987-12-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NL8700446A (nl) | Werkwijze voor het winnen van olie met behulp van een vertraagd gelerende polymeeroplossing. | |
| US4498539A (en) | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions | |
| US3762476A (en) | Subterranean formation permeability correction | |
| US5226479A (en) | Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker | |
| CA2086599C (en) | Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels | |
| NL8821099A (nl) | Vertraagde verknoping in situ van acrylpolymeren voor toepassing voor het winnen van olie in formaties, waar hoge temperaturen heersen. | |
| US5415229A (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
| Simjou et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
| NL8720428A (nl) | Werkwijze voor het met beheerste snelheid geleren van polymeren voor toepassing op het gebied van de oliewinning. | |
| US4193453A (en) | Method for consolidating sand or water control in subterranean formations | |
| GB2137262A (en) | Fracturing fluids containing buoyant inorganic diverting agent in using hydraulic fracturing of sub-terranean formations | |
| US4679625A (en) | Oil recovery process using a viscosity adjusted gelation system | |
| NL9120020A (nl) | Selectieve verplaatsing van een materiaal voor het verlagen van de permeabiliteit teneinde vloeistof-communicatie tussen een ruimte in de buurt van een boorputgat en een daaronder liggende water bevattende grondlaag te voorkomen. | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| US6649572B2 (en) | Polymer expansion for oil and gas recovery | |
| AU2018215222A1 (en) | Nanosilica dispersion lost circulation material (LCM) | |
| US20110214857A1 (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| EP1611313B1 (en) | Restricting fluid passage and novel materials therefor | |
| US3336977A (en) | Secondary recovery | |
| WO1995018908A1 (en) | Process for reducing premeability in a high-temperature subterranean hydrocaron-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
| US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
| AU651426B2 (en) | Methods of preparing and using substantially debris-free gelled aqueous well treating fluids | |
| US5710109A (en) | Method for acidizing formation having high permeability water zones | |
| US2859820A (en) | Method of reducing water production in oil wells | |
| EP0434544B1 (fr) | Procédé et composition pour la réduction sélective de la perméabilité à l'eau dans les réservoirs d'hydrocarbures chauds et sales |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A1B | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 19960901 |