[go: up one dir, main page]

SA91120197B1 - عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق - Google Patents

عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق Download PDF

Info

Publication number
SA91120197B1
SA91120197B1 SA91120197A SA91120197A SA91120197B1 SA 91120197 B1 SA91120197 B1 SA 91120197B1 SA 91120197 A SA91120197 A SA 91120197A SA 91120197 A SA91120197 A SA 91120197A SA 91120197 B1 SA91120197 B1 SA 91120197B1
Authority
SA
Saudi Arabia
Prior art keywords
solution
aforementioned
carboxylic acid
polymer
process according
Prior art date
Application number
SA91120197A
Other languages
English (en)
Inventor
رونالد أي سميث
Original Assignee
ماراثون أويل كومباني
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 ماراثون أويل كومباني filed Critical ماراثون أويل كومباني
Publication of SA91120197B1 publication Critical patent/SA91120197B1/ar

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
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions 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)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Abstract

الملخص: طريقة في تقليل نفاذية منطقة ذات نفاذية عالية لتكوين تحت أرضي يحمل هيدروكربون عن طريق إعداد محلول جلتنة مائي aqueous gelation solution عند السطح متضمنا بوليمر ذائب في الماء ، وعامل ترابط عرضي لكربوكسيلات معدن وعاملا معيقأ لحمض كربوكسيلي carboxylic acid. يعيق العامل المعيق جلتنة المحلول gelation of the solution إلى أن يحقن المحلول في الموضع المراد معالجته من المنطقة .

Description

Y
‏عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق‎ ‏الوصف الكامل‎ ‏خلفية الاختراع:‎ ‏يتعلق الاختراع بعملية استخلاص زيت ؛ على الأخص بعملية في تقليل‎ ‏النفاذية عبر منطقة عالية النفاذية نسبياً ترجع إلى تكوين تحت أرض حامل‎ ‏ينتج تماثئل شاقولي‎ . Subterranean hydrocarbon-bearing formation ‏هيدروكربون‎ — ‏ضئيل مسن تراصف شاقولي لمناطق جيولوجية عالية‎ vertical conformance © ‏النفاذية نسبياً مع مناطق منخفضة النفاذية نسبياً ضمن تكوين تحت أرضي؛‎ idle ‏ضئيل من وجود عروق‎ areal conformance ‏وينتج تمائل مساحي‎ ‏؛‎ matrix ‏النفاذية وحالات شاذة عالية التفائية ضمن تكوين حواء (قالب)‎ ‏جداً‎ Ale ‏مثل كسور شاقولية وشبكات كسور شاقولية للقالب نفسه ؛ وهذه لها نفاذية‎ ‏بالنسبة لتكوين القالب.‎ ٠ ‏تبدى الموائع عامة سرياناً جانبياً ضئيلاً وفعاليات كاسحة في تكوينات تحت‎ ‏أرضية؛ لها تمائل شاقولي أو مساحي ضئيل. والتماثل الضئيل يكون مشسكلة ض‎ ‏بخاصمة حيث يوجد عمم التجانس الشاقولي و / أو شبكات كسور أو حيث‎ ‏تحت‎ yh ‏يوجد حلات تركيبية شاذة أخرى هي في اتصال مائع مع فتحة‎ ‏أرضي والذي تحقن من خلاله الموائع أو تنتج.‎ ٠ ‏هناك عدد من المحاولات لعلاج مشسكلات التمائثل؛ فبراءات الاختراع‎ ‏باسم جول‎ 740714: £0VAYAT ‏الأمريكية رقم 476 حل افق‎ ‏مكونات هلامية في‎ Leh ‏أو جول وآخرين تصف عمليات مختلفة تكون‎ (Gall) ‏مناطق عالية النفاذية من تكوينات تحت أرضية ؛ وذلك لاختزال النفاذية فيها ؛‎ ‏يحقن وفقاً لبراءة الاختراع الأمريكية رقم 7674979 بوليمر ؛ مثل بولي أكريل‎ ٠ ‏إن‎ ٠ ‏؛ داخل تكوين ما متبوعاً على التوالي بعامل ترابط عرضي‎ polyacrylamide ‏أميد‎ ‎YA i v ‏المحقونة على التوالي تعد موشوقة في اختراق منطقة معالجة التكوين‎ JU ‏وتتجلتن في مكانها٠ وعلى العموم فقد ثبت أن أنظمة البوليمر / عامل الترابط‎ ‏العرضي الفعالة تقتضي حقناً متوال للمكونات الهلامية ؛ ذلك لأن النظم الهلامية‎ ‏الممزوجة على السطح غالباً ما تستقر قبل أن تخترق منطقة المعالجة بصورة‎ ‏مجدية.‎ © ‏على أية حال ؛ أثبتت المعالجات عملياً ؛ كما كشفت براءة الاختراع‎ ‏الأمريكية رقم 717476 باستخدام أنظمة هلامية حقنت على التوالي ؛ أثبتت عدم‎ ‏نتيجة لذلك ء فإن الهلام‎ ٠ ‏كفاءتها للعجز عن إنجاز مزج وجلتنة كاملين في التكوين‎ ‏لا يتكون إلا على السطح البيني لمكونات الهلام غير الممزوج ؛ وغالباً في مناطق بعيدة‎ ‏عن منطقة المعالجة المنشودة.‎ ٠ ‏هناك ضرورة لعملية جلتنة بحيث يخترق محلول الجلتنة فيها منطقة المعالجة‎ ‏هيروكربون تحت أرضي يخترقها بقدر كبير وقبل هبوط‎ - dala ‏المنشودة لتكوين‎ ‏المدة.‎ ‏وصف عام للاختراع:‎ ‏عملية في تحسين استخلاص زيت من‎ al Jl ‏يوفر الاختراع‎ Vo / ‏تكوين تحت أرضي حامل - هيدروكربون مُتخلل بوساطة بثر إنتاج و‎
Hl ‏تحسن العملية التماثل شاقولياً وأفقياً في التكوين‎ ٠ ‏أو بشر حقن‎ ‏يحسن سرياناً جانبياً وفعاليات كاسحة لموائع محقونة / أو منتجة في‎ ‏التكوين.‎ ‏لقد أنجزت هذه الأهداف وأخرى غيرها بوساطة طريقة جلتنة البوليمر في مكانها‎ Y. ‏مستخدماً في ذلك عاملاً معيقاً للجلثنة.‎ aqueous gelation solution ‏مائي‎ Ala ‏تتألف العملية من إعداد محلول‎ high molecular weight ‏فوق الأرض محتوياً على بوليمر ذي وزن جزيئتي عال‎
YA
¢ قايل للذوبان في ‎water-soluble polymers Lal!‏ ¢ ومن عامل كربوكسيلات معدن ّ| ذي ترابط عرضي ‎metal carboxylate crosslinking agent‏ ؛ ومن عامل حمض كربوكسيلي للإعاقة ‎carboxylic acid delaying agent‏ . يحقن؛ إثر ذلك المطلول داخل منطقة المعالجة المنشودة عن طريق فتحة بثر في اتصال مائع ‎٠‏ ‏© يمنع عامل الإعاقة؛ وبصورة ‎Baga‏ الجلتنة الكاملة للمحلول إلى أن يتم انتشار المحلول داخل منطقة المعالجة؛ وهكذا يستقر محلول الجلتنة. في منطقة المعالجة؛ ‎ya‏ ‏هلامياً ذا طور - مفرد مستمر مشتملاً على البوليمر وعلى عامل الترابط العرضي ؛ الذي يقلل النفاذية فيه بقدر كبير. وبعد معالجة الجلتنة؛ يمكن أن تحقن موائع داخل أو يمكن أن تنتج من مناطق التكوين الحاملة - للهيدروكربون في اتصال مائع مع فتحة ‎٠‏ البثرء فالهلام لا يقدر ؛ في جوهرة على الجريان من منطقة المعالجة ‎٠‏ ويكون - بقدر كبير - مستمراً ومقاوماً للخسف في مكانه. توفر العملية مزاياً متميزة تقفوق المزايا التي تقدمها عمليات الجلتنة المعروفة في هذا المجال ‎٠‏ فباستطاعة الممارس الفني للاختراع الراهمن أن يُعد محلول ‎dnl)‏ على السطح تحت ظروف في مُكنته ‎٠‏ علاوة على ذلك ‎٠‏ تتأخر الجلتتة الكاملة للمحلول إلى حد كبير في مكان منطقة المعالجة تحت الأرضية المنشودة ‎٠‏ فالهلام الناتج يغدو ذا قوة كافية وثبات ليقابل متطلبات منطقة المعالجة. الوصف التفغصيلىي: يُعدّ ؛ طبقاً للاختراع الراهن ؛ محلول الجلتتة المائي بخلط بوليمر ‎YS‏ مترابط عرضياً ؛ وكربوكسيلات معدن ؛ على أنها عامل ترابط عرضي ‎Alay‏ ‏؛ على أنها عامل إعاقة ؛ يُعد على السطح في مذيب مائي ‎٠‏ يمكن أن يكون البوليمر ؛ أي بوليمر حيوي ذو وزن جزيئي ‎dle‏ وذو إمكانية ترابط عرضي أو أن يكون بوليمر مشيد تشييداً من البوليمرات المشيدة المفيدة ؛ مثل بوليمرات ‎YA‏ o ‏كأن تكون البوليمرات متضمنة مجموعة‎ cacrylamide polymers ‏الأكريل أميد‎ ‏أكريل أميد واحدة أو أكثر من ذلك بولي أكريل أميد أو بولي أكريل أميد‎ ‏فالوزن‎ + partially hydrolyzed polyacrylamide ‏بالتحليل (بالحلمهية)‎ Lo a ‏مفكك‎ ‏تدرف‎ gh en ‏الجزيئي الوسطي للبوليمر المستخدم هنا يتراوح ما بين‎ و7٠٠٠٠١ ‏والأجدى أكثر مابين‎ ٠0,000,000 ‏و‎ ٠٠٠8٠٠ ‏والأفضل ما بين‎ ٠ ‏ويمكن أن يكون تركيزالبوليمر في محلول الجلتنة نحو ١٠٠٠جزء في‎ ٠ 5 ‏المليون(مم) إلى أعلى من معدل ذوبانية البوليمر في المذيب أو إلى حدود لزوجة‎ ‏المحلول.‎ ‏أما كربوكسيلات المعدن المهيأة عامل ترابط عرضي ؛ فمشتقة من مركب‎ ‏ففي المحلول ؛ يتألف عامل الترابط العرضي من‎ lle ‏كربوكسيلات أو من مزيج‎ ٠ ‏جسيمات كربوكسلات ذات سالبيه كهربية ؛ يمكن أن تشمل جسيماً واحداً أو أكثر من‎ ‏الجسيمات التي تذوب في الماء مما يأتي:‎ clactate ‏لاكتات‎ «propionate ‏بروبيونات‎ acetate COLA ¢ formate ‏نملات‎ ‎٠اهنم ‏ءومخاليط‎ lower substituted derivatives ‏مشتقات استبدال منخفضة منها‎ ‏وبالإضافة إلى جسيمات الكربوكسلات السالبة كهريياً ؛ فإن المطلول‎ ١
Ca¥", Mg, Ba ‏يتألف كلك من جسيمات معدنية موجبة كهريياً ؛ منها:‎ ٠ ‏الخ‎ APY RE TiY, Zn, 87, or, ‏تتراوح نسبة الوزن المفيدة ما بين البوليمر إلى عامل الترابط العرضي ما‎ .١ : ٠٠ ‏إلى‎ ١:١ ‏بين‎ ‏أما عامل الإعاقة فهو حمض كربوكسيلي ؛ بل والأفضل حمض كربوكسيلي‎ ١ ‏وحمض‎ formic acid ‏قاعدي أحادي ذي وزن جزيئي منخفض مثل حمض النمل‎ ‏أو‎ lactic acid ‏وحمض اللبن‎ propionic acid ‏وحمض بروبيونك‎ acetic acid ‏الخل‎ ‏يضاف عامل الإعاقة لكل من البوليمر أو عامل الارتباط‎ ٠ ‏مخاليط منها‎
YA
: العرضي قبل أن تمزج ‎٠‏ والأفضل أن يمزج عامل الإعاقة مع عامل الارتباط العرضي ؛ يليه إضافة البوليمر لكي يكوّن على السطح ‎DL‏ للحقن ‎tas‏ ‏جلتنة ضخم ‎٠‏ وبدلاً من ذلك ويكون غير مفضل كثيراً - من الممكن مزج البوليمر وعامل الارتباط العرضي ؛ وعامل الإعاقة في ‎of‏ واحد ؛ عند ؛ أو قريباً ‎٠‏ من رأس البثر ؛ مزجاً في خطوط أثناء الحقن ‎٠‏ ‏يصلح أن يكون المذيب المائي لمحلول الجلتنة ماءً ‎Lie‏ أو ماء مالح؛ ‎dy‏ ‏تركيز الأجسام الصلب المذابة أعلى من حد ذوبائية الأجسام الصلبة في الماء ؛ كذلك يمكن أن يضاف إلى محلول الجلتتة حشوات خاملة ؛ كأن تكون مادة صسخرية طبيعية ناعمة أو مسحوقة أو حبيبات زجاجية وذلك لثقوية بنية الشبك الهلامي. ‎Ve‏ تمكن العملية الراهنة الممارس من تحديد مسبق لسرعة الجلتتة لهلام ما بالنسبة لتطبيق معلوم على أنه تابع (دالة) العامل تركيز الإعاقة.,وتعرف سرعة الجلتنة على أنها درجة تكوين الهلام تابعاً (دالة) للوقت أو ؛ للمرادف ؛ وسرعة الترابط العرضي في محلول الجلتتة هذا ؛ ويمكن تحديد درجة الترابط العرضي بعبارات: لزوجة الهلام و / أو المرونة ؛ كما في تعيين التخزين ‎١5‏ أو المفقود ؛ تعرف هذه العبارات في: ‎Middleman, S., The Flow of High Polymers , Interscience Publishers, N.
Y.‏ عام 1154م ص 18 - ‎Ne‏ ‏ويمكن عامل الإعاقة الممارس ((الخبير )) وبصورة مفيدة ؛ من إيجاد محلول جلتنة له سرعة ‎dls‏ ليست خطية ‎٠‏ أما سرعة البداية فهي بطيئة ‎Lo‏ فيه ‎٠‏ الكفاية في إعاقة جلتنة المحلول إلى الحد الذي يهيئ فيه عند السطح؛ ويحقن داخل فتحة ‎Al‏ ؛ ويزاح داخل منطقة المعالجة المنشودة ‎٠‏ وهكذا تتسارع ‎Anda‏ المحلول في أي مكان من منطقة المعالجة المنشودة ؛ محققة ‎Ala‏ ‏المحلول جلتنة تامة سريعة نسبياً ؛ أما العملية الراهتنة فهي تطبق بخاصة في ‎VA‏
حالات تكون صعبة جداً في تهيئة بوليمر كربوكسيلات معدن محلول ‎Als‏ ‏لها سرعة جلتتة مفضل في ظروف التكوين ‎٠‏ مثال ذلك أي درجبات حرارة تكوين عالية ؛ كأنه تكون أكثر من 8م في عمق منطقة المعالجة ؛ تسبب جلتنة مبكرة للبوليمر/ كربوكسيلات معدن محلول جلتنة في فتحة ‎a‏ وبالتالي ‎٠‏ يحصل انسداد غير مرغوب لمسامات التكوين أو لوجه فتحة البشر٠‏ و بإدماج كمية مقدرة من عامل إعاقة في محلول الجلتنة ؛ يمكن أن تعاق الجلتنة إلى درجة كافية ؛ الأمر الذي ‎(Sa‏ المحلول من أن يوضع في منطقة معالجة
عالية درجة الحرارة والهلام يتحرك٠‏ أما تركيز عامل الإعاقة الممزوج في محلول الجلتنة فهو بصورة عامة في ‎٠‏ حدود ما بين ‎١.05 da‏ إلى حوالي ‎7٠١‏ من الوزن ؛ والأفضل حوالي ‎0.١‏ إلى حوالي ‎75,٠‏ من الوزن وأفضل الأفضل نحو ‎١,5‏ إلى 77.0 من الوزن متوقفاً على تركيز مكونات الهلام ؛ وعلى درجة حرارة التفاعل وعلى وقت الجلتنة ض المنشودة ؛ أما تركيز عامل الإعاقة في محلول الجلتنة فيضبط ضمن المعدل المعلوم ؛ كأن يحصل تفاعل الجلتنة ببطء شديد جداً لمدة زمنية أولية طويلة ‎٠‏ نسبياً ؛ لا يحصل أثناء ذلك إلا جلتتة قليلة جداً ‎٠‏ وعند نهاية المدة الأولية يبارع تفاعل الجلتنة إلى حد كبير ؛ مسبباً جلتتة ‎ALIS‏ وليحصل بعدها سريعاً جداً ‎٠‏ ‏وعلى العموم يمكن إعاقة الجلتنة حوالي " ساعة أو أكثر من الوقست الذي يتكون فيه محلول الجلتتة ويمكن الحقن باستخدام العملية ‎٠ Adal‏ وحتى في ظروف غير مواتيه ألبته في وقتها ‎٠‏ يمكن تأخير الجلتنة من ساعة إلى ‎١١‏ ساعة ‎٠‏ أو أكثر على الأقل ‎٠‏ والأفضل أن يكون من ‎١‏ إلى ‎VY‏ ساعة على الأقل وذلك بوساطة
صياغة الهلام بحرص. ‎Ka‏ ميكانيكياً الجلتنة الراهنة الممارس تصميم محلول جلتنة يمكن حقنه داخل تكوين عند سرعة حقن مرغوبة بمقاومة قليلة لعملية الحقن المسببة ‎VA‏
A
‏بالجلتتة المبكرة ؛ وبعد فقد صممت العملية لكي يتجلتن المحلول بسرعة‎ ‏فائقة بعد أن يوضع الكل في منطقة المعالجة المنشسودة ؛ إذ أن هذا يخفض‎ الإنتاج المفقود من النفط الحبيس لآبار الحقن / أو آبار الإنتاج. تصلح العملية في تماثل معالجة التكوينات في معظم الظطروف © وبخاصة في ‎A alles‏ مناطق ضمن التكوين للمناطق التي على اتصال مائع مع بثر حقن أو إنتاج ‎٠‏ وتصلحخ العملية في معالجبة الحالات الشاذة كالعروق ذات النفاذية العالية نسيياً ؛ وفي معالجبة الكسورات أو الشبكات المتكسرة في توصيل مباشر عن طريق الحالة الشاذة مع بثر الحقن أو الإنتاج ‎٠‏ كذلك تصلح العملية في معالجة ‎Goliad‏ ‎٠‏ في القالب عالية النفائذية مختارة؛ توضح النماذج الآتية التطبيق ‎Leal‏ وإستعمالٍ الاختراع الراهن ؛ لكنها لا تعتبر على أنها محدودة المجال. نموذج ‎:)١(‏ ‏يهيأ مسلسل من محاليل الجلتنة وذلك بمزج حمض الخل الثلجي مع ‎IX‏ ‎٠5‏ وزناً من محلول مائي لبولي أكريل أميد غير محلمهة ‎unhydrolyzed‏ ؛ وزنه الجزيئي ‎١١٠٠١٠٠٠١‏ . يخلط هذا المزيج مع 750 وزناً من محلول خلات الكروم ‎Lage‏ إلى محلول ‎ils‏ ذي النسبة الوزنية ‎١ : ٠0‏ بولي أكريل أميد إلى خلات الكروم؛ ويجلتن المحلول عند درجة حرارة ١م‏ وضغط 0 ‎YOu‏ كيلو ‎July‏ ٠تهدد‏ سرعة الجلتنة بقياس مقدار التخزين (ج) ‎٠‏ للمحلول بوساطة مقياس اللزوجة ‎dade‏ زيادة قيم ج على زيادة درجبة تكوين الهسلام ‎٠‏ يجرى مسلسل من التجارب باستخدام محلول ‎Ala‏ ‏مختلف التراكيز لعامل الإعاقة وحمض الخل. ‎YA‏ q ‏؛ موضحة سرعة الجلتنة على أنها تابع (دالة)‎ - ١ ‏لقد جدولت النتائج في الجداول‎ ‏لتركيز حمض الخل.‎ tA - ١ ‏والوحدات متناسقة فى الجداول‎ :)١( ‏جدول‎ © ‏تركيز حمض الخل‎ , ‏محلول الجلتنة‎ ) ‏(النسبة المثوية الوزئية الوقت(دقيقة) | (داين / سم‎ ‏ا اك سيم م‎
Vou v. AY ‏صفر‎ ‎YYe. 1. ‏لال‎ 9.
Yau YY. }
Youu Vo.
YY. YA ¥Y.. YY.
Yo. Yeo ‏بيك‎ YV.
FY. vi.
FEY. ry. 71906 71١ ‏ف بم‎ 7٠ Teo 798 ٠
YA
١
HY) ‏جدول‎ ‏اسم السام بخ ملم‎ ‏(داين / سم")‎ pH ‏محلول الجلتنة‎ | Jal ‏تركيز حمض‎ (دقيقة) ‎Yo. Ya ٠,١‏ ‎Ave 1.‏ ‎YY q.‏ ‎Veo 7 ٍ‏ ‎١ Vou‏ ‎YY YA.‏ ٠ل ‎VAs‏ ‎Ye.‏ بجا ‎٠‏ دمحا ‎7.٠ Yeo‏ ب ‎٠٠‏ ‎Yio. Yi.‏ فط م كال 16 7174 ‎YYo. 1Y‏
YA
١١ :)*( ‏جدول‎ ‏الوقت(دقيقة)‎ | pH ‏تركيز حمض الخل محلول الجلتنة‎ (= / ‏(داين‎
Vou ve £,Y
You 1. 9 i.
You ١١ نضا 4 ou. 7
Ten Yi zx EA.
Ass Tas 90a AK
Youu VA.
Wa Ag 1 ٠
YA
١ ‏جدول (؛):‎ ‏ال مد ج‎ go . “Ca
Yao Ye ‏كن‎ 1, ‏ميل‎ Ta
Yio i.
Yo. ١١ :
YY. YA.
Yoo Yio
Yo. Yl. 6 EA ١ of.
YA. ov.
YOu Tee ِ ‏يما‎ YY.
YA ٠
YA
ا نموذج ‎HY)‏ ‏يجري مسلسل من التجارب باستخدام محلول جلتنة تراكيز حمض الخل فيه مختلفة؛ تهياً المحالييل بمزج حمض الخل الثلجي مع 750 من محلول خلات الكروم ‎٠‏ يضاف المزيج الناتج إلى 77 محلول بولي أكريل أميد له الخواص ذاتها كما في النموذج الأول ؛ وبذا تصبح النسبة الوزنية لمحلول الجلتتة الناتج ‎١ : ٠١‏ بولي أكريل أميد إلى خلات الكروم ‎٠‏ ‏يتجلتن المحلول عند درجة حرارة ١٠م‏ وضغط 2,500 كيلو باسكال. ‎hi‏ الجداول 0 - ‎A‏ سرعة الجلتنة على أساس أنها تابع ‎(A)‏ ‏لتركيز حمض الخل. ‎fo) doer ٠‏ ‎c‏ ‎vo. 1. Yo‏ ‎Ye. ١١‏ ‎Yiu‏ ما ‎Yoo. 1.‏ ‎‘Yo.
EA‏ ‎YAo.
Tao‏ ‎٠ YY.‏ ‎٠ 1.‏ ملل ملالا ‎YA‏
" :)١( ‏جدول‎ ‎2 ‏ض‎ 22878 : . . 0
Oe LX
You ١١
Yoo ٠
Tea 1.
Avs EA ٠١ Ten ١٠ YY. ٠ 84
Yeu. ٠
YA
١١ (VY) Jean ‏(داين / سم')‎ ‏صفر‎ Te “Vo ‏صفر‎ ٠
Yoo 56
Yo. tA
Yo. Teo
Tea YY.
Ave 4%. ٠ 1٠
YA
‎(A ) desea‏ تركيز حمض الخل الوقت(دقيقة) (داين ‎(of‏ ‎Vy‏ .1 صفر ف صفر ‎Yoo Tee‏ ‎Yeo YY.‏ ‎ta 4.‏ ‎Te Veo‏ يدل النموذجان على أن وجود حمض الخل في محلول الجلتنة يعيق حلول الجلتتة على أنها تابع (دالة) لزيادة تركيز حمض الخل ‎٠‏ فإذا أنجزت العملية وفقاً لظروف © جدول ‎A‏ ؛ ‎ali‏ لا تحدث جلتتة ذات معنى خلال الساعات الثمان الأولى بعد تكون محلول الجلتنة + وهذا يسمح للممارس وقتاً كافياً لحقن المحلول داخل منطقة المعالجة المنشودة. وفيما وصفت وبينت النماذج المميزة ؛ فإنه يفهم أن كل الخيارات والتعديلات من مثل التي اقترحت وغيرها - يمكن عملها كذلك ؛ وتتبع في إطار الاختراع. ‎VA‏

Claims (1)

  1. VY ‏عناصر الحماية‎ ‎-١ ١‏ عملية في اختزال نفاذية منطقة عالية النفاذية في تكوين حامل - هيدروكربون ‎hydrocarbon-bearing formation Y‏ تحت سطح الأرض متخلل بوساطة فتحة بئر في 1و اتصال مائع مع منطقة مذكورة ‎Came‏ تشتمل العملية:
    ‏¢ - إعداد محلول جلتنة مائي ‎aqueous gelation solution‏ على السطح يتكون من ° بوليمر مترابط عرضياً ‎crosslinkable polymer‏ ومن حمض كربوكسيلي ‎carboxylic acid 1‏ ؛ ومذيب مائي ؛ ومعقد ‎complex‏ قادر على ترابط عرضي ‎ad UY‏ المذكور ؛ ومن متكون جسيمات من كروم ثلاثي الشحنة الموجبة ‎electropositive chromium 111 species A‏ على الأقسل ومن متكون جسيمات خلات 4 أحادية الشحنة السالبة ‎«electronegative acetate species‏
    ‎Ye‏ - حقن محلول الجلتنة ‎gelation solution‏ المذكور داخل التكوين المذكور عن طريق فتحة ‎١١‏ البثر المذكورء
    ‎١"‏ - إزاحة محلول الجلتنة ‎gelation solution‏ المذكور داخل المنطقة العالية النفاذية ‎yy‏ المذكورة؛
    ‏4ه 0 - تحول المحلول المذكور إلى هلام ‎gelling‏ قوي في المنطقة المذكورة لاختزال نفاذية المنطقة المذكورة اختزالا كبيراً.
    ‎١‏ ؟- عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١‏ حيث أن بوليمر الترابط المذكور بوليمر أكريل أميد ‎acrylamide polymer ¥‏ .
    ‎١‏ *- عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١‏ حيث أن الحمض الكربوكسيلي ‎carboxylic acid 7‏ المذكور اختير من المجموعة المكونة من حمض النمل ‎formic acid‏
    ‎YA
    ‘A lactic ‏وحمض اللبن‎ ¢ propionic acid ‏وحمض بروبيونك‎ acetic acid ‏وحمض الخل‎ tv ‏ومزائج منها.‎ acid £ ‏من جراء‎ gelation solution ‏حيث يهياً محلول الجلثنة‎ ١ ‏؛- عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ ١ ‏مزج البوليمر المذكور والحمض الكربوكسيلي في محلول ؛ ومن ثم إضافة المعقد‎ ‏المذكور إليهم.‎ complex 3 ‏حيث أن الحمض الكربوكسيلي يوجد في محلول الجلتنة‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -* ١ ‏المنكور بتركيز كاف ليعيق جلتئة البوليمر المذكور بالمعقد المذكور بحيث يبقى‎ 0 ‏المحلول المذكور مائعاً بما فيه الكفاية لكي يزاح إلى داخل المنطقة العالية النفاذية‎ 3 ‏المذنكورة.‎ ¢ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية 0 حيث أن التحول إلى هلام تتأخر نحو‎ -1 ١ ‏ساعة على الأقل ؛ بدءاً من الوقت الذي هيئ فيه المحلول المذكور.‎ 0 ‏فيها تكون درجة حرارة المنطقة العالية النفاذية‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -7 ١ . a YA ‏أعلى من نحو‎ Y carboxylic acid ‏حيث أن الحمض الكربوكسيلي‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ ~A ١ ‏وزناً متوقفً‎ ٠١ ‏إلى حوالي‎ ٠.00 ‏المذكور يضاف إلى المحلول المذكور بتركيز‎ Y ‏على وزن محلول الجلثئة المذكور.‎ ‏لمحلول الجلتنة‎ pH ‏حيث تبلغ قيمة الأس الهيدروجيني‎ A ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -+ ١ co ‏المذكور ما بين ؟ إلى حوالي‎ gelation solution Y ‏حيث أن منطقة النفاذية العالية المنفكورة هي كسر‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -٠١ ١ ‏في التكوين المذكور.‎ fracture Y ‏حيث تكون منطقة النفاذية العالية المذكورة هي‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -١١ ١
    YA
    7 حالة 3 ‎anomallysdl‏ في التكوين المذنكور.
    - ‏عملية لخفض النفاذية لمنطقة ذات نفاذية عالية في تكوين حامل‎ -١“ ١ ‏تحت سطح الأرض اخترق بوساطة‎ hydrocarbon- bearing formations 8.5 yi 7 ‏فتحة بثر في اتصال مائع مع المنطقة المذكورة تشتمل العملية:-‎ v
    £ إعداد محلول جلتنة ماني ‎aqueous gelation solution‏ عند السطح متكوناً ‎Ld °‏ من بوليمر مترابط ‎crosslinkable polymer Lage‏ « ومن 1 حمض ‎carboxylic acid ws gS‏ ؛ ومن مذيب ‎complexairay ¢ (la‏ ‎v‏ قابل للترابط عرضياً للبوليمر المذكور ويتكون على الأقل من ‎A‏ جسيمات كروم ‎(III)‏ موجبة الشضحتة ‎electropositive chromium III species‏ ‎٠ q‏ ومن جسيمات خلات ذات شحنة سالبة واحدة ‎electronegative acetate‏ ‎Ye‏ 5 على الأقل ؛ ومن جسيم ذي نوع واحد على الأقل يختار من ‎١1‏ المجموعة المكونة من جسيمات أوكسجين سالبة الشحنة ¢ وجسيمات ‎١‏ هيدروكسيد سابة الشحنة ؛ وأيونات غير عضوية أحادية التكافؤ "ص ‎monovalent‏ ¢ ومن أيونات غيرعضوية ثنائية التكافؤ1د»له2:7 ‎١‏ ومن ‎Ve‏ جزيئات ماء ,ومخاليطها ‎(lagen‏ ‎Yo‏ حقن محلول الجلتتة ‎gelation solution‏ المذكور داخل التكوين المذكور "1 عن طريق فتحة البئر المذكورء ‎As all Jel aad al) ١‏ المذكور داخل منطقة النفاذية العالية ‎١‏ المنذكورة؛ ‎gellingd ila 14‏ فعلية للمحلول المذكور في منطقة النفاذية العالية لاختزال 2 النفاذية بالنسبة للمنطقة المذكورة.
    YA
    :0 ‎-١“ ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١١‏ حيث أن البوليمر القابل للترابط عرضياً المنكور يكون ‎sa Vg‏ أكزيل أميد ‎acryl amide‏ ‎polymer ¥‏ ٍٍُ ‎-١4 ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١١‏ حيث أن الحمض الكربوكسيلي ‎carboxylic acid‏ ‎Y‏ المنكور يختار من المجموعة المؤلفة من حمض النمل ‎formic acid‏ وحمض و ‎acetic acid J—all‏ وحمض بروبيونك ‎propionic acid‏ وحمض اللبن ‎lactic‏ ‏¢ 420 ؛ ومن مخاليط منها. ‎-١#١ ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎VY‏ حيث أن محلول الجلتتة المذكور يهياً ‎Y‏ بمزج البوليمر المذكور مع الحمض الكربوكسيلي ‎carboxylic acid‏ في محلول ومن ثم إضافة المعقد المذكور إليه. ‎١‏ 16- عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١١‏ حيث أن الحمض الكربوكسيلي ‎carboxylic acid 7‏ في محلول الجلتنة المذكور بتركيز كاف لكي يؤخر ‎Ally v‏ البوليمر المذكور بوساطة المعقد المذكور ؛ كأن يبقى المحلول المكور مائعاً بما فيه الكفاية لكي يزاح داخل منطقة النفاذية ° العالية. ‎-١7 ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎1١١‏ حيث تؤخر الجلتنة المذنكورة 0 لساعة واحدة على الأقل بدءاً من الوقت الذي هيئ فيه المطلول 1 المدكور. ‎SYA ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎VY‏ حيث أن درجة حرارة منطقة النفانية ‎١‏ العالية المذكورة تكون أعظم من حوالي 8 م. ‎-١4 ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١١‏ فيها يضاف الحمض الكربوكسيلي
    YA
    ‎carboxylic acid‏ المذكور إلى المحلول المذكور بتركيز حوالي ‎٠.٠5‏ إلى ‎v‏ نحو ‎7٠١‏ وزناً؛ على اعتبار وزن البوليمر المذكور. ‎-7١ ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١4‏ حيث تبلغ قيمة الأس الهيدروجيني ‎pH Y‏ لمحلول الجلتتة المذكور من حوالي ؟ إلى حوالي © ‎-7١ ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎١١‏ حيث أن منطقة النفاذية العالية إنما هي ‎fracture —uS‏ في التكوين المذكور. ‎١‏ ؟؟- عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎VY‏ حيث أن منطقة النفاذية العالية إنما ‎Y‏ هي ‎Alla‏ شاذة ‎anomlly‏ في التكوين المذكور. ‎-vY ١‏ عملية طبقاً لعغصر الحماية ‎١١‏ حيث أن محلول الجلفنة ‎gelation‏ ‏ل ‎Les solution‏ بمزج البوليمر ‎«Sia‏ والمعقد المذكور؛ والحمسض ‎v‏ الكربوكسيلي المذكور في محلول ‎ol‏ واحد. ‎ile YE ١‏ طبقاً لعنصر الحماية ‎١‏ حيث أن محلول الجلئتة ‎gelation solution‏ ‎Y‏ يهياً لدى مزج البوليمر المذكور والمعقد المذكور والحمض ‎Y‏ الكربوكسيلي المذكور في محلول بأن واحد. ‎Yo ١‏ عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎VY‏ حيث أن محلول الجلقتة ‎gelation‏ ‎solution Y‏ يهياً لدى مزج البوليمر المذكور والمعقد المذكور في محلول ومن ثم إضافة الحمض الكربوكسيلي إليها. ‎-7١ ١‏ عملية طبقاً لعغصر الحماية ‎١‏ حيث أن محلول الجلتنة ‎gelation‏ ‎Ly solution Y‏ لدى مزج البوليمر المذكور والمعقد المذكور في محلول ومن ثم إضافة الحمض الكربوكسيلي المذكور إليها . ‎١‏ 77- عملية طبقاً لعنصر الحماية ‎VY‏ حيث أن الحمض الكربوكسيلي إنما
    ل
    YY .acetic acid ‏هو حمض الخل‎ 7 ‏حيث أن الحمض الكربوكسيلي إنما‎ ١ ‏عملية طبقاً لعنصر الحماية‎ -78 ١ «acetic acid ‏هو حمض الخل‎ Y YA ]
SA91120197A 1986-03-14 1991-10-15 عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق SA91120197B1 (ar)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/840,122 US4706754A (en) 1986-03-14 1986-03-14 Oil recovery process using a delayed polymer gel

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SA91120197B1 true SA91120197B1 (ar) 2003-02-22

Family

ID=25281508

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SA91120197A SA91120197B1 (ar) 1986-03-14 1991-10-15 عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4706754A (ar)
CN (1) CN1005730B (ar)
BR (1) BR8700140A (ar)
CA (1) CA1265436A (ar)
GB (1) GB2187773B (ar)
NL (1) NL188959C (ar)
NO (1) NO177019C (ar)
SA (1) SA91120197B1 (ar)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
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.
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.
US4957166A (en) * 1989-07-14 1990-09-18 Marath Oil Company Lost circulation treatment for oil field drilling operations
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
WO1992008038A1 (fr) * 1990-10-29 1992-05-14 Institut Français 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
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.
FR2668490B1 (fr) * 1990-10-29 1994-04-29 Elf Aquitaine Gel se scleroglucane applique a l'industrie petroliere.
US5069281A (en) * 1990-11-05 1991-12-03 Marathon Oil Company Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels
US5156214A (en) * 1990-12-17 1992-10-20 Mobil Oil Corporation Method for imparting selectivity to polymeric gel systems
US5277830A (en) * 1990-12-17 1994-01-11 Mobil Oil Corporation pH tolerant heteropolysaccharide gels for use in profile control
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
NO303146B1 (no) * 1991-11-26 1998-06-02 Eniricerche Spa Vandig geldannende blanding og anvendelse derav
US5478802A (en) * 1992-12-29 1995-12-26 Phillips Petroleum Company Gelling compositions useful for oil field applications
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
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
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
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
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
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
CA2897795C (en) 2013-01-18 2020-03-24 Huili Guan Nanogels for delayed gelation
AU2015350513B2 (en) 2014-11-19 2019-08-15 Conocophillips Company Delayed gelation of polymers
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
EP3902890A1 (en) 2019-01-11 2021-11-03 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions for mitigating water production

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US3981363A (en) * 1975-11-06 1976-09-21 Phillips Petroleum Company Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability
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
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
AU565273B2 (en) * 1983-08-23 1987-09-10 Halliburton Company Polymer cross linking composition
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
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

Also Published As

Publication number Publication date
NL188959C (nl) 1992-11-16
CN87101793A (zh) 1987-09-23
GB8701280D0 (en) 1987-02-25
GB2187773B (en) 1989-11-22
GB2187773A (en) 1987-09-16
NO177019B (no) 1995-03-27
NL188959B (nl) 1992-06-16
NO177019C (no) 1995-07-05
BR8700140A (pt) 1987-12-22
NO871057D0 (no) 1987-03-13
CA1265436A (en) 1990-02-06
US4706754A (en) 1987-11-17
NL8700446A (nl) 1987-10-01
NO871057L (no) 1987-09-15
CN1005730B (zh) 1989-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
SA91120197B1 (ar) عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق
US4624795A (en) Aqueous acid gels and use thereof
US4961466A (en) Method for effecting controlled break in polysaccharide gels
AU753441B2 (en) Methods and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones
US5067565A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US5069281A (en) Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels
US4040484A (en) Gel formation by polymer crosslinking
US4635727A (en) Method of fracturing a subterranean formation
US5122549A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US4982793A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US3926258A (en) Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time
SA90110194B1 (ar) بلوليمرات أكرايل أميد ذات ترابط عرضي متأخر في الموضع تستعمل لاستخلاص البترول في التكوينات عالية الحرارة acrylamide
US4498539A (en) Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions
US5975206A (en) Acid gels for fracturing subterranean formations
EP0594364A1 (en) Delayed release borate crosslinking agent
NL8720428A (nl) Werkwijze voor het met beheerste snelheid geleren van polymeren voor toepassing op het gebied van de oliewinning.
CA1271127A (en) Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications
US4042529A (en) Composition and method for enhancing dispersibility of water soluble polymers
US4834182A (en) Polymers for oil reservoir permeability control
WO1995018910A3 (en) Ph dependent process for retarding the gelation rate of a polymer gel utilized to reduce permeability in or near a subterranean hydrocarbon-bearing formation
GB2399362A (en) Crosslinking delaying agents for acid fracturing fluids
US5133408A (en) Rate controllable gel for conformance improvement treatment in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
EP0738824A1 (en) Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
US5048609A (en) Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel
US20060205607A1 (en) Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker-breaker