[go: up one dir, main page]

NO326900B1 - Vaeskeblandinger som reversibelt viskositetsoker eller geler under skjaere-effekten - Google Patents

Vaeskeblandinger som reversibelt viskositetsoker eller geler under skjaere-effekten Download PDF

Info

Publication number
NO326900B1
NO326900B1 NO20003905A NO20003905A NO326900B1 NO 326900 B1 NO326900 B1 NO 326900B1 NO 20003905 A NO20003905 A NO 20003905A NO 20003905 A NO20003905 A NO 20003905A NO 326900 B1 NO326900 B1 NO 326900B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fluid
silica
copolymer
viscosity
stated
Prior art date
Application number
NO20003905A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20003905L (no
NO20003905D0 (no
Inventor
Pierre Maroy
Francoise Lafuma
Coralie Simonet
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20003905D0 publication Critical patent/NO20003905D0/no
Publication of NO20003905L publication Critical patent/NO20003905L/no
Publication of NO326900B1 publication Critical patent/NO326900B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • C09K8/24Polymers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/12Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers

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)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Silicon Compounds (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelsen angår borings- og kompletteringsteknikker for hydrokarbon-, geotermiske- og analoge brønner, og angår også stimuleringsteknikker, eller mer generelt reservoarbergteknikker tilsiktet optimal utvinning av fluider inneholdt i disse reservoarene.
I hydrokarbon-brønnindustrien anvendes det et stort antall vannoppløselige polymerer med gelatineringsegenskaper eller viskositetsøkende egenskaper. De polymerene som oftest anvendes, slik som dekstriner, gir oppløsningen ikke-Newtonske egenskaper med lav viskositet ved høye skjærhastigheter og høy viskositet i ro (et reo-fluidiserende fluid). For en rekke anvendelser er den motsatte oppførselen (reo-viskositetsøkning) ønskelig.
Således består én kjent metode for sekundær utvinning av hydrokarboner i injisering av spylende fluid - slik som vann og hvor polymerer er blitt tilsatt for å øke dets viskositet - for å forskyve hydrokarbonene mot produksjonsbrønnen. Et fluid der viskositeten øker reversibelt med skjærkrefter, kan minimalisere viskøse fingerringproblemer og kan gjøre spylefronten uniform ved å forhindre lommer av ikke-spylte hydrokarboner i å dannes.
Reo-viskositetsøkende blandinger kan dannes av forenede kolloidale partikler med polymerer. De vitenskapelige publikasjonene som er listet opp nedenfor angår en forening av et nanosilika (i utfelt form) med en homopolymer av poly(etylenoksid) type med en molekylvekt i området 4000000-5000000 g/mol. • Shear Induced Shear Induced Gelation of Colloidal Dispersions. B. Cabane, K. Wong, P. Lindner, F. Lafuma i Journal of Rheology 41(3), mai/juni 1997 • Rheological Behavior Of Moderatelv Concentrated Silica Suspensjons In The Presence Of Absorbed Polv( Ethylene Oxide-) S. F. Lui, F. Lafuma, R. Audebert i Colloid. Polym. Sei. 272, sidene 196-203, 1994 • General Phase And Rheological Behavior Of Silica/ PEO/ Water Systems S. F. Liu, V. Legrand, M. Gourmand, F. Lafuma, R. Audebert i Colloids and Surfaces 111, sidene 139-145, 1996
Med slike systemer er viskositetsøkning under skjær reversibel, men slike foreninger er ganske skjøre og svært følsomme for ionestyrken av mediet og for nærværet av overflateaktive stoffer, som ødelegger de reo-viskositetsøkende egenskapene. Poly(oksy)etylener med høye molekylvekter er svært dyre, og de fremstilles i bare små mengder, som ikke er gunstig for industriell anvendelse.
I Adsorption Of Polyacrvlamide On Silica Particles And Its Effect On The Rheological Properties Of Suspensjon, Y. Otsubo og K. Umeya observerte gelatineringsfenomener i aerosil-silika/polyakrylamidsystemer (i et glyserol/vannmedium). Gelatinering i det tilfellet var irreversibel over en kritisk skjærhastighet. Når skjærhastigheten ble redusert, holdt viskositeten seg på det nivået nådd ved en høy skjærhastighet og oppførselen ble således reo-fluidiserende.
Det er således et behov for et fluid med reversible reo-viskositetsøkende egenskaper som effektivt kan utnyttes i en industriell skala.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer et vannbasert fluid, hovedsakelig for boring, komplettering, eller enhver annen intervensjon i en brønn slik som en hydrokarbonbrønn, hvori viskositeten kontrolleres av et system som utgjøres av utfelte silikananopartikler (A) forent med en vannoppløselig kopolymer (B) innbefattende én eller flere monomerer (I) som har liten eller ingen affinitet for silikaet og én eller flere komonomerer (II) som adsorberer oppå silikaet.
Uttrykket «silikananopartikler» betyr partikler med diameter mindre enn 70 nanometer, fortrinnsvis mindre enn 40 nanometer og mer foretrukket mindre enn 10 nanometer.
De vannoppløselige kopolymerene ifølge oppfinnelsen må ha en molekylvekt på mer enn 700000 g/mol, fortrinnsvis mer enn 1000000 g/mol og mer foretrukket mer enn 2000000 g/mol. Type (II) komonomerer må være i minoritet og må være godt dispergert i kopolymeren som således innbefatter minst 50 %, og fortrinnsvis minst 70 %, av type (I) komonomerer, med en blokkeringsstatistisk fordeling, dvs. med et stort antall av svært korte sekvenser.
Eksempler på type (I) komonomerer er akrylamid, akrylsyre, metakrylsyre eller enhver annen akrylsyrederivat substituert med en alkylgruppe i [3-posisjonen, AMPS (2-akrylamido-2-metylpropansulfonat), eller sulfonert styren. Akrylamid er foretrukket på grunn av dens moderat pris, villighet til å produsere høye molekylvekter, og dens lave vekselvirkning med silikaoverflaten.
Type (II) komonomerer har funksjoner som er i stand til å adsorbere oppå silikaet og inneholder således én eller flere heteroatomer som er godt utstyrt med tilgjengelige elektronpar. Eksempler er vinylpyrrolidon, vinylimidazol (pH > 6), vinylpyridin, alkylvinyletere, N-vinylacetamid og hydroksyetylmetakrylat og alk<y>lderivater av disse forbindelsene. To (eller flere) type (II) komonomerer med svært forskjellige affiniteter for silikaoverflaten kan være innarbeidet i kopolymeren for slik å variere effektene av løsningens reologi når den løsningen utsettes for skjær.
Foretrukne kopolymerer er av type PAA/PVI (polyakrylamid/polyvinylimidazol) eller PAA/PVP (polyakrylamid/polyvinylpyrrolidon):
hvor y=l-x og x er i området 0,05-0,2.
Konsentrasjonen til kopolymeren i det vannbaserte fluidet ifølge oppfinnelsen er generelt i området 0,5-10 g/l og er vanligvis ikke over 5 %. Det utfelte silikaet er tilsatt i en mengde slik at antall g av kopolymer/m2 silikaoverflate er i området 0,1-2 mg/m , fortrinnsvis i området 0,2-1,5 mg/m . Ved å kjenne det spesifikke overflatearealet av silikaet, f.eks. i m lg, og konsentrasjonen til silikaet i løsningen, f.eks. i g/l, er det mulig å komme frem til overflatearealet av silika pr. enhetsvolum av løsning i m /l og at dette kan relateres til konsentrasjonen av polymer i løsningen.
For en gitt mengde Q av en polymer tilsatt pr. enhetsoverflateareal av silika, bestemmer mengden av polymer, og således av silika graden av viskositetsøkning (som kan resultere i gelatinering) for en gitt skjærhastighet ved en gitt tid, og også den minimale skjærhastigheten - også kjent som den kritiske skjærhastigheten - som er nødvendig for å oppnå denne effekten.
Det skal også understrekes at viskositetsøkningen (eller gelatineringen) av vandige løsninger inneholdende kopolymeren/silikasystemet ifølge oppfinnelsen er reversibelt, dvs. når skjærhastigheten reduseres, reduseres viskositeten. Avhengig av blandingen utviser visse gelatineringsfluider ifølge denne blandingen en hystereseeffekt, dvs. med én gang gelatinering skjer, er en mye lavere skjærhastighet tilstrekkelig for å opprettholde gelatineringseffekten for en bestemt periode. Ytterligere reduksjon av skjærhastigheten fører deretter til flytendegjøring av fluidet.
I en variasjon er et tredje additiv (C), kjent som det konkurrerende midlet, tilsatt den vandige løsningen. Dette additivet (C) må adsorberes oppå silikaoverflaten, enten i en måte som er sterkere enn de adsorberbare ko-monomerene, eller på en måte som er stort sett lik eller noe svakere. I det første tilfellet er målet å redusere den tilgjengelige silikaoverflaten for adsorpsjon av kopolymeren ved å blokkere en del av adsorpsjonssetene på silikaoverflatene og ved å spre ut disse setene. I det andre tilfellet reduserer det konkurrerende midlet intensiteten av adsorpsjon av kopolymeren ved reversibel konkurranse med hensyn på silika-adsorpsjonssetene. Det skal bemerkes at tolkningene av de foreslåtte mekanismene her er bare gitt for illustrasjonshensikt og må ikke anses å begrense oppfinnelsen.
En sammenligning av kraften av adsorpsjonen er gjort ved å sammenligne adsorpsjonsisotermene av kopolymerene og de konkurrerende midlene. Nærværet av et konkurrerende middel er ikke ufravikelig i den foreliggende oppfinnelsen, men kan redusere området av forholdet Q hvor man søker etter reversibel reo-viskositetsøkning/gelatinering. Det betyr også at type (II) ko-monomerer med en sterk vekselvirkning med silikat kan anvendes ved kopolymerkonsentrasjoner hvorved de vil danne permanente geler, eller for å gjøre reo-viskositetsøkende de blandinger som ville være reo-gelatinerende, eller igjen å føre disse fra reo-fluidifiseringssonen til reo-viskosifiseringssonen.
Det kan være fordelaktig å anvende ikke bare én men en blanding av et stort antall av konkurrerende midler med forskjellige affiniteter for silikaoverflaten for å variere effektene på reologien av løsningen under anvendelse av skjær til løsningen. Mengden av konkurrerende middel er generelt mindre enn 50 g/l, og vanligvis er den ikke over 2,5 g/l.
Særlig egnede produkter for bruk som et konkurrerende middel (C) er: Ikke-ioniske overflateaktive stoffer (særlig alkylfenyletylenglykol) og ko-overflateaktive stoffer (f.eks. butanol med fettalkoholer);
Poly(etylenoksid)er (PEO), poly(propylenoksid)er (PPO) og deres kopolymerer. Molekylvekt på over 2000, fortrinnsvis over 3000;
Polyetere, N-substituerte amider (slik som N-metylpyrrolidon, dimetylformamid eller isopropylakrylamid);
Dispergeringsmidler slik som polynaftalensulfonater (PNS) eller polymelaminsulfonater (PMS).
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan også innbefatte andre additiver eller midler for å gi dem andre egenskaper, f.eks. pH-buffere eller et hvilket som helst annet additiv som er nødvendig for å utføre en spesiell behandling. Disse fluidene er nærmere bestemt og fordelaktig anvendt som et spylefluid for utvinning av sekundære hydrokarboner. En ytterligere fordelaktig anvendelse er ved behandling av en matriks ved å injisere oppløsninger fra en produksjonsbrønn i en reservoarbergart, den reo-viskositetsøkende oppførselen muliggjør at viskositet kan oppnås ved skjær som er høyere enn viskositeten av fluidet som skal fortrenges, og som således forhindrer fingerringeffekter som skjer med newtonske fluider, og mere så med reo-fluidifiserende fluider, når det injiserte fluidet er mindre viskøst enn det fortrengte fluidet.
Fluidene ifølge oppfinnelsen kan også anvendes for å posisjonere midlertidige plugger, enten i en porøs bergart eller i et sylindrisk rom med et tilnærmelsesvis sirkulært eller annulært tverrsnitt. I dette tilfellet, dens reversible beskaffenhet gjør det mulig for fluidet til å bli flytende for slik å bli ublokket, uten å føre til noen skade, dvs. uten å redusere den porøse bergartens permeabilitet, hvis skade nødvendiggjør vanskelige og dyre behandlinger til å fjerne den, hvis den faktisk er i stand til å kunne fjernes.
Ett eksempel på anvendelse er således for midlertidig beskyttelse av en reservoarbergart mot den skadelige innvirkningen av et annet fluid som ville skade den, eller midlertidig blokking av en del av sonen i reservoaret ved kanten av en brønn for å lette injisering av et behandlingsfluid i den ikke-blokkede sonen for å unngå skade, f.eks., eller for å reversere fukting av reservoarbergarten (hydrofil fukting/oleofil fukting) i én retning eller den andre, avhengig av den nødvendige effekten på hydrokarbonstrømningen. Denne type intervensjon er uttrykt diversjon. Ved skjær kan fluidet i den åpne brønnen, i røret, utforingen, eller det annulære rommet danne en midlertidig plugg som blant annet kan bevirke avsetning av en bestemt sementplugg på dens overflate. Det er også mulig å midlertidig plugge ekstremt permeable eller svært frakturerte soner (tyvsoner) i et reservoar hvor boreslam eller sement er oppslukt, noe som danner sirkulasjonstap. Disse fluidene kan også bevirke frakturering av reservoarer for å øke produksjonsutførselen av et felt ved å inkludere dem i den innledende delen av fraktureringsfluidet (pre-pad) og/eller i hoveddelen av det fluidet, med den hensikt å proppe veggene av frakturen fra hverandre.
Forskjellige formuleringer av fluid er blitt testet som alle korresponderer med et vannbasert fluid som er lett å anvende.
For disse testene ble anvendt kommersielt tilgjengelige utførte silikasuspensjoner solgt av HOECHST under varemerket KLEBESOL 30R25 og KLEBESOL 30R9. Silikaene ble systematisk vasket i en ultrafiltreringscelle for å forhindre sideeffekter på grunn av hovedsakelig nærværet av overflateaktive stoffer. Produktene hadde de følgende karakteristikkene:
Mengdene av silika gitt under er alle gitt i forhold til vekten av utfelt silika i den endelige vandige løsningen.
Det skal bemerkes at systemer fremstilt med Aerosil-silikaer slik som Aerosil 380 hydrofilisk silika solgt av DEGUSSA CO, med et spesifikt overflateareal på 380 + 30 m2/g og en diameter på 7 nm, ikke utviste noe reo-viskositetsøkende fenomen.
Kopolymerer med de fysiko-kjemiske karakteristikkene gitt i tabellen under ble fremstilt ved anvendelse av en radikal rute. Etter veiing av de forskjellige monomerene i de ønskede blandingsforholdene, ble den ønskede mengden av vann innført i reaktoren under røring. Etter lA time i en nitrogenstrøm, ble en initiator (ABAH, molekylvekt 270,9 g/mol, solgt av HOECHST) innført: jo mindre mengde, jo høyere molekylvekt. Etter 4 timer ved 60 °C med røring og i en nitrogenstrøm, ble kopolymeren utfelt i absolutt etanol og vakuumtørket.
Foreliggende oppfinnelse gjelder dermed et Vannbasert fluid som er kjennetegnet ved at det har en viskositet som er kontrollert av et system som utgjøres av utfelte silikananopartikler som har en diameter på mindre enn 70 nanometer forent med en vannløselig kopolymer med en molekylvekt på over 700000 g/mol dannet av minst 50 % av én eller flere vannløselige kopolymerer (I) som har liten eller ingen affinitet for silika og resten er dannet av én eller flere vannløselige komonomerer (II) som blir adsorbert oppå silikaet.
EKSEMPEL 1
PAA95/PVP5 type kopolymer (Q=0,66 mg/m av polymer pr. m av silikaoverflate) ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 42,5 g/l av 30R25 silika. Ved pH=8,7 økte løsningens viskositet fra 3,8 mPa.s i ro til 21 mPa.s med en minimal kritisk skjærhastighet på 1600 s"<1>.
EKSEMPEL 2
PAA95/PVP15 type kopolymer (Q=0,5 mg/m<2>) ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 42,5 g/l av 30R25 silika. Ved fremstillings pH (8,7) syntes systemet å gelatinere ved starten eller minst til å gelatinere ved den minste skjærhastighet. pH kunne varieres opptil 10,8.
Ved økning av pH sank den innledende viskositeten og gelatineringseffekten i betydelig grad og den kritiske skjærhastigheten flyttet seg til høyere verdier.
EKSEMPEL 3
En PAA90/PVI10 type kopolymer (Q=0,6 mg/m<2>) ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 16 g/l av 30R9 silika. pH ble variert mellom 7,2 og 10,3. For en pH på 9,1 eller mindre gelatinerte løsningen ved den minste skjærhastigheten. En økning i pH ble observert for å regulere dette fenomenet.
EKSEMPEL 4
En PAA95/PVP type kopolymer ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 42,5 g/l av 30R25 silika. pH var 8,2. Forholdet Q ble variert.
EKSEMPEL 5
En PAA95/PVP5 type kopolymer (Q=0,8 mg/m<2>) ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 16 g/l av 30R9 silika. pH var 8,5. Løsningens viskositet var 3,7 mPa.s i ro og systemet gelatinerte ved 2000 s"<1>.
EKSEMPEL 6
En PAA95/PVP5 type kopolymer (Q=0,84 mg/m<2>) ble tilsatt en vandig løsning innbefattende 42,5 g/l av 30R25 silika. Ved 20 °C var løsningens viskositet 10,3 MPa.s i ro og økte til 120 mPa.s med en minimal kritisk skjærhastighet på 300 s"<1>.
EKSEMPEL 7
Et system ble fremstilt innbefattende 16 g/l av 30R9 silika og 3,905 g/l av PAA90/PVI10 type kopolymer (dvs. Q=0,8 mg/m<2>). pH var 8,6. Uten noe konkurrerende middel dannet løsningen en gel i ro og oppførte seg som en hard gel under skjær. Forskjellige mengder av et konkurrerende middel ble tilsatt, i det foreliggende tilfellet et ikke-ladet overflateaktivt stoff, Triton X100 (alkylfenyletylenglykol fra FLUKA, gjennomsnittelig masse 646 g/mol og tetthet d<20>4 = 1,065 g/cm<3>).
Med en tilsetning av 1 % av Triton XI00 var det ikke noe mer viskositetsøkning.
Ved tilsetning av et ikke-ladet overflateaktivt stoff som et konkurrerende middel bevirket dette overføring fra en permanent geltilstand til en reo-viskositetsøkende tilstand. Denne effekten ble optimalisert for Triton-prosenter i området 0,25-0,75.
EKSEMPEL 8
Testen i eksempel 7 ble gjentatt ved anvendelse av et system som utgjøres av en vandig løsning innbefattende 16 g/l av 30R9 silika og 7,8325 g/l av en kopolymer av type PAA80/PVI20 (Q=l,6 mg/m<2>). pH var 8,4. Det konkurrerende midlet var Triton XI00.
Uten noe konkurrerende middel, eller med høyst 0,1 volum% (dvs. 1,06 g/l), var det ingen viskositetsøkning eller geldannelse (systemet var ikke-reo-fortykkende på grunn av for stor affinitet av polymeren for silikaet).
Det kan ses at med 0,75 % tilsetning var det ikke noe mer viskositetsøkning.
EKSEMPEL 9
Løsninger innbefattende 42,5 g/l av 30R25 silika og 3,6 g/l av en PAA95/PVP5 type kopolymer (Q=0,7 mg/m ) ble fremstilt. I dette tilfellet bestod driftsprosedyren i å variere ionestyrken AI på polymerløsningen og tilsetning av silikasuspensjonen for å forhindre aggregering av silikapartiklene i suspensjonen.
EKSEMPEL 10
Et PAA95/PVI5 - 30R25 silikasystem ble fremstilt. Konsentrasjonene av silika og polymer var henholdsvis 42,5 g/l og 1,795 g/l (Q=0,35 mg/m<2>). pH var 8,4.
Tiden som var nødvendig - geltiden - for at viskositetsøkningseffekten skulle fremkomme ble målt.
Etter skjærbelastning ble en hastighet på 10"<1> påført i mer enn en halv time, og siden viskositeten ikke ble redusert viste det at, etter belastning, den viskositetsøkende effekten kunne opprettholdes ved anvendelse av en svært lav hastighet mens man holdt den reversibel.
EKSEMPEL 11
Denne testen ble utført på det samme systemet PAA90/PVI10, 3,8825 g/l og 30R9 silika (16 g/l) [Q=0,8 mg] som for eksempel 7, ved erstatning av det konkurrerende midlet N-metylpyrrolidon NMP,
med renhet på 99,5 % (masse 99 g/mol, tetthet d<20>4 = 1,0279 g/cm<3>).
pH var 8,6 og konduktiviteten var 178 |uS/cm.
NMP hadde den samme innvirkningen på reologisk oppførsel som TRITON XI00: en økning i den kritiske skjærhastigheten og en reduksjon i den viskositetsøkende effekten med en økning i prosenten av konkurrerende middel.
EKSEMPEL 12
Den foregående testen ble gjentatt, ved tilsetning av en polyvinylpyrrolidon (PVP) type polymer, med en molekylvekt på 10000 g/mol solgt av FLUKA (Kl5), som det konkurrerende midlet. pH var 8,8 og konduktiviteten var 186 uS/cm.
PVP oppførte seg som et konkurrerende middel men er mindre foretrukket på grunn av de små variasjonene i den viskositetsøkende effekten og uhomogenitetene på grunn av kopolymer-PVP-blandingen.
EKSEMPEL 13
Et PAA90/PVI10 3,8825 g/l og 30R9 silika (16 g/l) [Q=0,8 mg] system ble igjen anvendt. Det konkurrerende midlet var polyetylenglykol (PEG eller poly(etylenoksid) PEO) med en molekylvekt på 400 g/mol og en tetthet d<2>(\ =1,13 g/cm<3>. pH var 8,3 og konduktiviteten var 230 ^iS/cm.
EKSEMPEL 14
Den foregående testen ble gjentatt, denne gang ved anvendelse av en polyetylenglykol med en høyere vekt (7500 g/mol). pH var 8,3 og konduktiviteten var 230 fiS/cm.
EKSEMPEL 15
Et PAA90/PVI10 3,8825 g/l og 30R9 silika (16 g/l) [Q=0,8 mg] system ble igjen anvendt. Det konkurrerende midlet var en 50:50 etylenglykol/propylenglykol-kopolymer, PEO-PPO, med vekt 4800 g/mol (Bl 1/700, HOECHST). pH var 9,07 og konduktiviteten var 160 (iS/cm.
Dette eksemplet viser at den viskositetsøkende egenskapen går gjennom et maksimum ved tilsetning av det konkurrerende midlet.
EKSEMPEL 16
Et PAA90/PVI10 3,8825 g/l og 30R9 silika (16 g/l) [Q=0,8 mg] system ble igjen anvendt. Forskjellige typer av fettalkoholer solgt av HOECHST med de følgende karakteristikkene ble tilsatt som det konkurrerende midlet.
EKSEMPEL 17
En statisk skjærhastighet spyletest ble utført på PAA90/PVI10 3,8825 g/l og 30R9 silika (16 g/l) [Q=0,8 mg] system: spyling ved 0-10 s"<1> i 2000s og deretter tilbake. Den oppnådde kurven er vist i fig. 1 (med skjærhastigheten y (i s'<1>) som en logaritmisk skala langs abscissen og viskositeten t| (i Pa.s), også som en logaritmisk skala, opp ordinaten. Det kan ses at den reo-viskositetsøkende effekten er perfekt reversibel.
De ovennevnte eksemplene understreker de prinsipielle fordelene med oppfinnelsen: ■ Fullstendig reversibilitet av reo-viskositetsøkning/gelatinering; ■ Muligheten for å fjerne eller aktivere den reo-viskositetsøkende/gelatinerende effekten ved å variere pH. Når pH er over 9,5/10, blir fluidoppførselen rent newtonsk, slik at fluidet kan pumpes. Ved justering av pH in situ ved det ønskede punktet ved å redusere pH til 8,5, er den reo-viskositetsøkende/- gelatinerende funksjonen aktivert. In situ pH-regulering kan utføres ved anvendelse av måter som er vel kjent på området, slik som ved anvendelse av et produkt som spalter med tid og temperatur for å frigjøre H+<->ioner, ved anvendelse av en syre eller en pH-buffer nær opptil 8,5 innkapslet i et skall, som oppløses eller ødelegges ved en gitt temperatur eller som ødelegges ved skjær. ■ God motstand for økning i ionekraften av mediet, forsettlig ved tilsetning av ioner eller tilfeldigvis ved oppløsning av salter i geologiske formasjoner eller ved kontaminering av undergrunnsvann. ■ Eventuell regulering av en basisblanding (samme polymer og samme silika) til det ønskede nivået av reologiske karakteristikker ved tilsetning av et konkurrerende middel. ■ Eventuell reopeksi ved nøye valg av polymerblanding, og dens blandingsforhold og mengden av silika. ■ Mulighet for å beholde en gel ved svært lav skjærhastighet etter å ha dannet den ved en høyere skjærhastighet, over den kritiske skjærhastigheten (minimal skjærhastighet for å produsere viskositetsøkning).
■ Redusert kostnad av polymer med høy molekylvekt.

Claims (10)

1. Vannbasert fluid, karakterisert ved at det har en viskositet som er kontrollert av et system som utgjøres av utfelte silikananopartikler som har en diameter på mindre enn 70 nanometer forent med en vannløselig kopolymer med en molekylvekt på over 700000 g/mol dannet av minst 50 % av én eller flere vannløselige kopolymerer (I) som har liten eller ingen affinitet for silika og resten er dannet av én eller flere vannløselige komonomerer (II) som blir adsorbert oppå silikaet.
2. Fluid som angitt i krav 1, karakterisert ved at den vannløselige kopolymeren har en molekylvekt på over 1000000 g/mol, fortrinnsvis over 2000000 g/mol.
3. Fluid som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at komonomeren (I) er valgt fra de følgende monomerene: akrylamid, akrylsyre, metakrylsyre eller et hvilket som helst annet akrylsyrederivat med en alkylgruppe i P-posisjonen, AMPS (2-akrylamido-2-metylpropansulfonat) og sulfonert styren.
4. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at komonomeren (II) er valgt fra de følgende monomerene: vinylpyrrolidon, vinylimidazol (pH>6), vinylpyridin, alkylvinyletere, N-vinylacetamid, hydroksyetylmetakrylat og alkylderivater av disse forbindelsene.
5. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at kopolymeren er av type (l-x)polyakrylamid/ x polyvinylimidazol, hvor x er i området 0,05-0,2.
6. Fluid som angitt i hvilket som helst av krav 1-4, karakterisert ved at kopolymeren er av type (l-x)polyakrylamid/ x polyvinylpyrrolidon, hvor x er i området 0,05-0,2.
7. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at diameteren av silikapartiklene er mindre enn 10 nanometer.
8. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at konsentrasjonen av kopolymer er i området 0,5-10 g/1-
9. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at antall g av kopolymer/m av silikaoverflate er i området 0,1-2 mg/m , fortrinnsvis i området 0,2-1,5 mg/m .
10. Fluid som angitt i hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den ytterligere omfatter minst ett konkurrerende middel valgt fra: ■ ikke-ioniske overflateaktive stoffer (særlig fettalkoholer); ■ poly(etylenoksid)er (PEO), poly(propylenoksid)er (PPO) og kopolymerer derav, med en molekylvekt over 2000, fortrinnsvis over 3000; ■ polyetere eller N-substituerte amider (slik som N-metylpyrrolidon, dimetylformamid eller isopropylakrylamid); ■ dispergeringsmidler.
NO20003905A 1998-02-02 2000-07-31 Vaeskeblandinger som reversibelt viskositetsoker eller geler under skjaere-effekten NO326900B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9801130A FR2774385B1 (fr) 1998-02-02 1998-02-02 Compositions liquides viscosifiantes ou gelifiantes de facon reversible sous l'effet de cisaillement
PCT/EP1999/000327 WO1999038931A1 (en) 1998-02-02 1999-01-20 Liquid compositions which reversibly viscosify or gel under the effect of shear

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20003905D0 NO20003905D0 (no) 2000-07-31
NO20003905L NO20003905L (no) 2000-10-02
NO326900B1 true NO326900B1 (no) 2009-03-16

Family

ID=9522443

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20003905A NO326900B1 (no) 1998-02-02 2000-07-31 Vaeskeblandinger som reversibelt viskositetsoker eller geler under skjaere-effekten

Country Status (10)

Country Link
US (1) US6586371B1 (no)
EP (1) EP1051452B1 (no)
JP (1) JP2002501968A (no)
AU (1) AU3250199A (no)
CA (1) CA2319045C (no)
DE (1) DE69906255T2 (no)
EA (1) EA002805B1 (no)
FR (1) FR2774385B1 (no)
NO (1) NO326900B1 (no)
WO (1) WO1999038931A1 (no)

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2826015A1 (fr) 2001-06-18 2002-12-20 Schlumberger Services Petrol Solutions aqueuses de polymere qui viscosifient de maniere reversible ou se transforment en gel de maniere reversible, sous l'effet d'un cisaillement
US7183239B2 (en) 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US7205262B2 (en) 2001-12-12 2007-04-17 Weatherford/Lamb, Inc. Friction reducing composition and method
US8273693B2 (en) 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7405188B2 (en) * 2001-12-12 2008-07-29 Wsp Chemicals & Technology, Llc Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same
US7786049B2 (en) * 2003-04-10 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations
EP1591619A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-02 Services Petroliers Schlumberger Enhanced oil recovery method
US7905287B2 (en) 2005-04-19 2011-03-15 Halliburton Energy Services Inc. Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7943555B2 (en) 2005-04-19 2011-05-17 Halliburton Energy Services Inc. Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7833945B2 (en) 2005-07-15 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations
US8455404B2 (en) * 2005-07-15 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations
CA2663726A1 (en) 2006-09-20 2008-03-27 Schlumberger Canada Limited Polymers and nanoparticles formulations with shear-thickening and shear-gelling properties for oilfield applications
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
WO2009154914A2 (en) * 2008-06-18 2009-12-23 Board Of Regents, The University Of Texas System Maintaining shale stability by pore plugging
US8309498B2 (en) * 2009-09-24 2012-11-13 Halliburtn Energy Services, Inc. High temperature fracturing fluids and methods
WO2014020061A1 (en) * 2012-07-31 2014-02-06 Basf Se Method of enhanced oil recovery
CN103897682B (zh) * 2012-12-27 2017-04-19 中国石油化工股份有限公司 三次采油提高采收率用组合物及其制备方法与用途
CN103450867B (zh) * 2013-07-25 2016-01-20 中国科学院上海应用物理研究所 一种解决水锁效应的方法
CN106608972B (zh) * 2015-10-21 2019-05-21 中国石油化工股份有限公司 一种增粘剂共聚缔合物的制备方法
CN106608974B (zh) * 2015-10-21 2019-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液用增粘剂共聚缔合物及其制备方法
CN106608973B (zh) * 2015-10-21 2019-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种制备增粘剂共聚缔合物的方法
CN106609129B (zh) * 2015-10-21 2019-03-19 中国石油化工股份有限公司 一种增粘剂共聚缔合物及其制备方法
CN106608975B (zh) * 2015-10-21 2019-04-12 中国石油化工股份有限公司 一种接枝淀粉增粘剂共聚缔合物及其制备方法
CN106608976B (zh) * 2015-10-21 2019-04-12 中国石油化工股份有限公司 一种含淀粉增粘剂共聚缔合物及其制备方法
CA3045424A1 (en) 2016-11-15 2018-05-24 Massachusetts Institute Of Technology Nanoparticle-based shear-thickening materials
CN108794696A (zh) * 2017-04-27 2018-11-13 中国石油天然气集团公司 一种减阻剂、制备方法及其应用
CA3067368A1 (en) 2017-06-16 2018-12-20 TenEx Technologies, LLC Compositions and methods for treating subterranean formations
US11327000B2 (en) * 2018-05-21 2022-05-10 Saudi Arabian Oil Company Detecting saturation levels of a core sample using magnetic fields
US12228512B2 (en) 2019-07-16 2025-02-18 Saudi Arabian Oil Company Multipurpose microfluidics devices for rapid on-site optical chemical analysis
US11773715B2 (en) 2020-09-03 2023-10-03 Saudi Arabian Oil Company Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore
US11560509B2 (en) 2020-11-18 2023-01-24 Saudi Arabian Oil Company Reversible mechanically triggered nanosilica gels
US11660595B2 (en) 2021-01-04 2023-05-30 Saudi Arabian Oil Company Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling
US11534759B2 (en) 2021-01-22 2022-12-27 Saudi Arabian Oil Company Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling
US12253467B2 (en) 2021-12-13 2025-03-18 Saudi Arabian Oil Company Determining partition coefficients of tracer analytes
US12000278B2 (en) 2021-12-16 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well
CN115321878B (zh) * 2022-08-11 2023-08-11 龙岩学院 一种预拌高强混凝土黏度调节剂及其使用方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3956145A (en) * 1972-12-27 1976-05-11 Texaco Inc. Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir
DE3631764A1 (de) * 1986-09-18 1988-03-24 Henkel Kgaa Verwendung von quellfaehigen, synthetischen schichtsilikaten in waessrigen bohrspuel- und bohrlochbehandlungsmitteln
US5391359A (en) * 1993-01-29 1995-02-21 Phillips Petroleum Company Water dispersible thickeners comprising hydrophilic polymers coated with particulate fatty acids or the salts thereof
US5616541A (en) * 1995-02-10 1997-04-01 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids for well drilling
US5728652A (en) * 1995-02-10 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Brine fluids having improved rheological charactersitics
US5728654A (en) * 1995-08-25 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Stabilized fluids containing soluble zinc
US6103671A (en) * 1997-11-20 2000-08-15 Texas United Chemical Company Llc. Glycol solution drilling system

Also Published As

Publication number Publication date
NO20003905L (no) 2000-10-02
JP2002501968A (ja) 2002-01-22
EP1051452B1 (en) 2003-03-26
FR2774385A1 (fr) 1999-08-06
WO1999038931A1 (en) 1999-08-05
AU3250199A (en) 1999-08-16
DE69906255T2 (de) 2003-12-04
EA002805B1 (ru) 2002-10-31
US6586371B1 (en) 2003-07-01
NO20003905D0 (no) 2000-07-31
DE69906255D1 (de) 2003-04-30
CA2319045C (en) 2008-10-14
CA2319045A1 (en) 1999-08-05
FR2774385B1 (fr) 2000-08-18
EP1051452A1 (en) 2000-11-15
EA200000810A1 (ru) 2001-02-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO326900B1 (no) Vaeskeblandinger som reversibelt viskositetsoker eller geler under skjaere-effekten
CA2255320C (en) Gelling composition for wellbore service fluids
US11466198B2 (en) Crosslinking of swellable polymer with PEI
US11001748B2 (en) Method of preparing and using a drag-reducing additive having a dispersion polymer
EP1059316B1 (de) Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas
EP2287440B1 (en) Compositions and their use for sealing subterranean zones
US8251141B2 (en) Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
EP1365104A1 (en) Treating subtterranean zones
BR112016004880B1 (pt) Composição fluida compreendendo polivinilpirrolidona reticulada para aplicações em campo de petróleo e método para a perfuração em uma zona de produção com dano limitado à formação em uma formação subterrânea
US3530940A (en) Increasing foam stability in earth formations
WO2009047480A1 (en) Wellbore fluid
CN108484827B (zh) 一种在压裂中同时具有减阻及增稠性能且溶解迅速的乳液及其制备方法
CN109321224B (zh) 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法
CN109135711B (zh) 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法
CN109181672B (zh) 单体电荷相同缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法
US12018211B2 (en) Inverting surfactants for inverse emulsions
CN120383926A (zh) 一种耐高温高盐纳米渗吸剂及其制备方法和应用
CN107814874B (zh) 一种纳米级耐温抗盐交联聚合物微球及其制备方法
EP0342500A2 (en) Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
EP3110904B1 (en) Method to reduce the water loss in slurries or solutions used in oil field and gas field operations
US4933378A (en) Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
WO2024201377A1 (en) Method for modifying the permeability of a subterranean formation and related treatment fluid used in said method
US12428588B2 (en) Synergistic viscosifiers for clay-free, water-based drilling fluids
EP3242922A1 (en) Low molecular weight polyacrylates for eor
CN117736708B (en) 220 ℃ Saturated salt resistant environment-friendly water-based drilling fluid and preparation method and application thereof

Legal Events

Date Code Title Description
CREP Change of representative

Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, POSTBOKS 449 SENTRUM, 0104 OSLO,

MM1K Lapsed by not paying the annual fees