SA91120197B1 - عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق - Google Patents
عملية استخلاص زيت باستخدام هلام بوليمر معيق Download PDFInfo
- 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
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 37
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 7
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 80
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 54
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 28
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 5
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-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 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 claims description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 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 3
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 claims 6
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims 2
- 229910001410 inorganic ion Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims 2
- 239000001828 Gelatine Substances 0.000 claims 1
- 206010037888 Rash pustular Diseases 0.000 claims 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005246 galvanizing Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 1
- 208000029561 pustule Diseases 0.000 claims 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 abstract description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 7
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 abstract description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 4
- 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 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000282414 Homo sapiens Species 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 241001136792 Alle Species 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 241000257303 Hymenoptera Species 0.000 description 1
- 208000000260 Warts Diseases 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- AVMNFQHJOOYCAP-UHFFFAOYSA-N acetic acid;propanoic acid Chemical compound CC(O)=O.CCC(O)=O AVMNFQHJOOYCAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229940069428 antacid Drugs 0.000 description 1
- 239000003159 antacid agent Substances 0.000 description 1
- 230000001458 anti-acid effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 1
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 1
- -1 lactate propionate propionate acetate Chemical compound 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001404 mediated effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 201000010153 skin papilloma Diseases 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
- 239000000052 vinegar Substances 0.000 description 1
- 235000021419 vinegar Nutrition 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)
- 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)
- 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 speciesYe - حقن محلول الجلتنة gelation solution المذكور داخل التكوين المذكور عن طريق فتحة ١١ البثر المذكورء١" - 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 acidYA‘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 ١YA7 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 الكربوكسيليYAcarboxylic 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 إنمالYY .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 ]
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)
| 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)
| 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 |
-
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/xx 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 |
|---|---|
| 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 |