SA99200784B1 - تطبيقات هلام البوليمر polymerالمستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكربون recovering hydrocarbons - Google Patents
تطبيقات هلام البوليمر polymerالمستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكربون recovering hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- SA99200784B1 SA99200784B1 SA99200784A SA99200784A SA99200784B1 SA 99200784 B1 SA99200784 B1 SA 99200784B1 SA 99200784 A SA99200784 A SA 99200784A SA 99200784 A SA99200784 A SA 99200784A SA 99200784 B1 SA99200784 B1 SA 99200784B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- gel
- group
- liquid
- acid
- mixture
- Prior art date
Links
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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
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)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
الملخص: عملية لتقليل نفاذية أو حركة سائل عبر منطقة معالجة تحتوي علي الكاربونات في أو قرب تركيبة تحتوي علي الهايدروكاربون تحت سطح الأرض يتم الوصول إليها عبر فتحة بئر . تبدأ العملية بتحضير سائل من الهلام علي سطح الأرض التي تحتوي علي بوليمر أكرايل أميد ( acrylamide polymer) ، عامل ثنائي الرابطة المتقاطعة ، وعامل إستقرار ومذيب مائي . يكون عامل الإستقرار هو مضاف حمضي بنطام التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي أو مولد الحامض المتأخر . ويكون العامل ثنائي الرابطة المتقاطعة مركب الكروميومIII) chromium (III) complex )الذي يكون له مجموعة كروميوم واحدة أو أكثر وله مجموعات كاربوكسلات واحدة أو أكثر . يتم حقن سائل الهلام في فتحة البئر بوضعه داخل المنطقة المعالجة والتي يضاف لها الهلام لتكوين مادة تقوم بتقليد نفاذية أو حركة السائل عبر المنطقة المعالجة . يحافظ عامل الإستقرار علي إستقرار سائل الهلام وينتج هلام نتيجة تقليل الأثر المحدد لفلزات الكربونالقلوية alkaline carbonate minerals في العامل ثنائي الرابطة المتقاطعة( الرابطة التساهمية) . crosslinking agent
Description
ٍ تطبيقات هلام البوليمر polymer المستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكربون recovering hydrocarbons الوصف الكامل خلفية الإختر اع يتعلق الإختراع بعملية لإسترداد الهيدروكرونات recovering hydrocarbons من مكونات تحت سطح التربة subterranean formation وبتحديد أكثر بمعالجة منطقة قلوية بالتحكم في النفاذية permeability أو القدرة علي تمرير السوائل بعامل تقليل fluid mobility reducing agent + _وبذلك .يتم تحسين القدرة علي إسترداد الهيدروكربون من المكونات تحت السطح . عملية الإستفادة من هلام البوليمر polymer gels ذو الروابط المتعارضة كعامل مساعد علي تقليل النفاذية في أو بجوار مكونات تحت سطح الأرض تحتوي علي الهيدروكربون بغرض تسهيل إسترداد الهيدروكربون من المكونات تم الكشف عنها منذ زمن بعيد في براءة الإختراع الأمريكية رقم 7790749770 بواسطة Gall (جول) وهي تمثل الدراسات الحالية في هذا المجال . وقد كشف جول عن عملية تحسين في المعالجة ؛ وفي هذه العملية هلام البوليمر ذو الروابط المتعارضة يتم تكوينه في الخارج عن طريق حقن عجينة مائية تحتوي علي بولمير له روابط متعارضة يذوب في الماء يحقن في منطقة معالجة تحت السطح يتبع ذلك حقن بعجينة مائية تحتوي علي عامل روابط عرضية يشتمل علي مجموعة بولي فايلانت الفلزية . قام جول بوضع قائمة من البوليفلينت الفلزية المفيدة تشتمل علي iron, (IN ٠ , iron (IIT) , aluminum (IIT) , Magnesium (II) , chromium (III) , calcium (II)
تطبيقات هلام البوليمر polymer المستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكاربون recovering hydrocarbons الوصف الكامل خلفية الإختراع يتعلق الإختراع بعملية لإسترداد الهيدروكرونات recovering hydrocarbons
من مكونات تحت سطح التربة subterranean formation وبتحديد أكثر بمعالجة منطقة
قلوية بالتحكم في النفاذية permeability أو القدرة علي تمرير السوائل بعامل تقليل هم fluid mobility reducing agent + وبذلك .يتم تحسين القدرة علي إسترداد
الهيدروكربون من المكونات تحت السطح .
عملية الإستفادة من هلام البوليمر polymer gels ذو الروابط المتعارضة
كعامل مساعد علي تقليل النفاذية في أو بجوار مكونات تحت سطح الأرض تحتوي
علي الهيدروكربون بغرض تسهيل إسترداد الهيدروكربون من المكونات تم الكشف عنها dia زمن بعيد في براءة الإختراع الأمريكية رقم 777174977 بواسطة Gall
(جول) وهي تمثل الدراسات الحالية في هذا المجال . وقد كشف جول عن عملية
تحسين في المعالجة ١ وفي هذه العملية هلام البوليمر ذو الروابط المتعارضة يتم
تكوينه في الخارج عن طريق حقن عجينة مائية تحتوي علي بولمير له روابط و١ متعارضة يذوب في eld يحقن في منطقة معالجة تحت السطح يتبع ذلك حقن
بعجينة مائية تحتوي علي عامل روابط عرضية يشتمل علي مجموعة بولي فايلاتت
الفلزية . قام جول بوضع قائمة من البوليفلينت الفلزية المفيدة تشتمل علي ron, (I)
٠ , iron (III) , aluminum (III) , Magnesium (II) , chromium (III) , calcium (II)
'ّ
الحقن المتوالي لمكونات الهلام بصورة منفصلة في شكل عجينة في منطقة المعالجة تعتبر مفيدة لتعليم عمليات المعالجة Jie ما ذكر جول وطالما تلامس السطح مع البوليمر وعامل الروابط المتعارضة والتي يعتقد أنها تسبب تكوين الهلام قبل الأوان من مكوناته وقبل وصوله إلي المنطقة المعالجة . وإذا تكون علي السطح © أو في فتحة Jill فإن عملية وضع الهلام في المنطقة المعالجة كما قام جول بشرحها تكون صعبة إذا لم تكون مستحيلة التحقيق . وبالتالي فإن الحقن المتتابع لمكونات الهلام Taney تفادي تكون الهلام قبل الأوان يكون بتأخير ملامسة المكونات حتى يتم وضعها في المنطقة المعالجة . نجد أن ملامسة البوليمر والعامل متعرض الروابط في الموقع كما هو مطلوب من جول ثبت أنها عملياً غير جاذبة في إسترداد العديد ge ٠ الهيدروكربون بسبب الصعوبة في الحصول علي خلط كافي لمكونات الهلام في الموقع . ومن دون الخلط فإننا نجد تكون ضعيف للهلام وفقا لجول وينتج عن ذلك
هلام ضعيف غير مستقر يكون أداؤه غير فعال كعامل علي منع النفاذية . وإستجابة لنتائج لعمليات الحقن المتتابع كما هو في جول نجد براءة الإختراع الأمريكية رقم 571487449 بواسطة Sydansk وآخرين قد عرفت مكونات YO محددة للهلام و لمقاييس تكوين الهلام في بوليمر ذو روابط متعارضة له فوائد في تأكيد تحسن عملية المعالجة والتي فيها يمكن خلط البوليمر وعامل الروابط المتعارضة علي سطح لتكوين هلام سائل متجانس يتم وضعه علي منطقة المعالجة عن طريقة الحقن كعجينة مرة واحدة . وبذلك فقد تجاوز سيدانسك وآخرين سلبيات عملية جول التي تحتاج إلي حقن متتابع وخلط لمكونات الهلام في الموقع . طريقة ٠ سيدانسك للهلام قد تمت ملاحظتها عند إكتشاف إمكانية خلط كروميوم 117 / عامل مركب الكاربوكسيلات ذو الروابط المتعارضة مع البوليمر ذو الروابط المتعارضة
£ علي السطح لتكوين سائل الهلام و الذى ينتج مستقر بصورة منفردة يمكن ملاحظته بوضوح وبأداء مفيد في الموقع .
علي الرغم من أن العملية التي قدمها سيدانسك وآخرين تعتبر فعاله Liga في معظم تطبيقات المعالجة فان بعض المعالجات ثبتت وجود معضلات في هذا © المجال . مثلا نجد المناطق ذات درجات الحرارة العالية التي توجد فيها تركيزات عالية من كربونات الفلزات في جسم الصخور تعتبر بيئة صعبة للمعالجة . تذوب فلزات الكربونات جزئيا في الماء المتكون في المناطق ذات الحرارة العالية وتفسد الهلام أو سائل الهلام عند ملامسته . تكون فلزات الكربونات أنواع من القلويات في حالة سائلة تهاجم أو تتداخل مع الكرميوم ]1 المتواجد في العامل ذو الروابط ٠ المتعارضة . أنواع القلويات تعمل علي تحويل كروميوم 117 إلي راسب من هيدروكسيد الكروم مما يقلل تواجد كروميوم ]1 للبوليمر متعارض الروابط . وبالتالي فإن إستقرار وفعالية الهلام الناتج كعامل علي تقليل نفاذية أو مرور السوائل» حيث يعمل الهلام علي تحسين إستقرار وفعالية البيئة القلوية وبالتحديد في
المناطق ذات درجة الحرارة العالية في معالجة الكربونات . Gi Vo لذلك فإن الهدف من الإختراع الحالي هو توفير عملية لتطبيق بوليمر هلام متعارض الروابط مستقر GhU تحت السطح التي تكون عالية القلوية . وبتحديد أكبر الهدف من الإختراع الحالي هو تقليل نفاذية أو مرور السوائل عبر منطقة المعالجة القلوية التي يتم تطبيق الهلام عليها ٠ ويعتبر من أهداف الإختراع الحالي تحسين عملية إسترداد الهيدروكربونات من مكان تكوين الهيدروكربون والتي Ye تحتوي علي منطقة معالجة القلوي أو هي منطقة في تواصل للسوائل مع منطقة المعالجة القلوية ٠ وبتحديد أكثر + فإن من أهداف الإختراع الحالي GAY هو
هه تحسين عملية إسترداد الهيدروكربونات من مكونات تحمل هيدروكربونات من مكون عديد الخلايا الهيدروكربونية الذى يحتوي علي منطقة حرارة عالية أو التي تكون في تواصل للسوائل مع المنطقة ذات درجة الحرارة العالية . هذه الأهداف وغيرها تحققت وفقا لوصف الاختراع الحالي والذى نقدم شرحه أدناه . © الوصف العام للإختراع يعتبر الإختراع الحالي عملية لتقليل نفاية منطقة المعالجة في أو بالقرب من مكان تكوين الهيدروكربون تحت سطح الأرض يتم الوصول إليها عبر فتحة بثر . في المقابل فإن الإختراع الحالي هو lee _لتقليل مرور السوائل عبر منطقة المعالجة . تعتبر العملية مناسبة التطبيق في منطقة تظهر درجة معقولة من القلوية . ٠ كما أن العملية يمكن تطبيقها بصورة خاصة في المناطق التي تحتوي علي تركيزات من كربونات الفلزات في جسم منطقة المعالجة Jie مادة جسم هذه المنطقة تكون ٠> حبيبات رملية تحتوي علي تركيزات من الفلزات . وتعتبر العملية أكثر تطبيقا في مناطق معالجة تحتوي علي الكربونات وتظهر درجات حرارة عالية تكون فيها نفاذية عالية نتيجة التشققات . yo تبدأ العملية بتحضير سائل الهلام علي سطح الأرض . وسائل الهلام هو خليط يشتمل على واحد علي الأقل من المكونات التالية : بوليمر إكرايل أميد ؛ عامل روابط متعارضة؛ عامل مساعد علي الاستقرار ¢ ومذيب مائي . و إختياريا يمكن إضافة واحد أو أكثر من عوامل التطوير . ويتم إختيار العامل المساعد علي الإستقرار من مجموعة تتكون من مضافات حمضية ؛ أنظمة تحكم في الأس . الهيدروجيني الحمضي ؛ مولدات أحماض مؤجلة ء ومخاليط من كل ذلك Ye
Jie المضافات الحمضية التي تكون مفيدة في هذا المجال هي الأحماض القوية
: حامض الهيدروكلوريك ؛ حماض الكبريتيك ؛ كما يمكن تفضيل حامض ضعيف Jie حامض الخليك . وأنظمة التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضية التي تعتبر مفيدة في هذا المجال هي زوج الحمض / القلوي مثل زوج حامض الخليك / خلات الصوديوم . مولدات الأحماض المؤجلة التي تعتبر مفيدة في هذا المجال هي الإستر © أو الأنهيدريد Jia إستر تكوين الإيثايل أو أنهيدريد خليك . Jalal ذو الروابط المتعارضة هو خليط كرميوم ]11 الذى يكون فيه واحد أو أكثر من مجموعة كروميوم ]11 وواحد أو أكثر من مجموعات الكاربوكسيلات يتم إختيارها من مجموعة OSE من مونوكاربوكسيلات ؛ بولي كاربوكسيلات والمشتقات عن إستبدال المونوكاربوكسيلات والبولي كاربوكسيلات ومخاليط منها . ٠ يفضل أن يتم إختيار مجموعة الكاربوكسيلات من مجموعة تتكون من الأسيتيت ؛ البروبيونيت ¢ اللاكتيت ؛ الجلايكولات والمالونيت ومخاليط من كل ذلك . يمكن إضافة واحد أو أكثر من عوامل المساعدة علي التطوير في سائل الهلام والتي تحسن من خصائص سائل الهلام والتفاعلات التي تصاحبه أو الهلام الناتج . وتشتمل عوامل التطوير علي عوامل التحكم في الكثافة ؛ عوامل إزالة Vo الحركة الدائرية ¢ عوامل التحكم في نسب التحول إلي هلام والمضافات المساعدة علي الإستقرار . يتم حقن سائل الهلام الناتج عبر فتحة Ally A تكون في إتصال بالسوائل تحت سطح التربة من المكونات التي تحتوي علي الهيدروكربون كما تكون علي إتصال بمنطقة المعالجة . يتم وضع سائل الهلام عبر فتحة ull في منطقة المعالجة Yo ويتم تحوله إلي هلام في الموقع والذي يقوم بدروه بتقليل نفاذية المنطقة المعالجة
لمرور السوائل عبرها أو يقوم بصورة أساسية بتقليل مرور السوائل من خلال هذه المنطقة . مثال تجسيدي آخر لهذا الإختراع هو تجربته في نفس الطريقة التي سبق شرحها في المثال التجسيدي السابق ولكن في هذا المثال يتم تحويل سائل الهلام إلى © هلام علي سطح الأرض لتكوين هلام منساب . يتم حقن الهلام المنساب عبر فتحة البثر ليتم وضعه في منطقة dalled) بتقليل نفاذية المنطقة المعالجة لمرور السوائل Woe أو يوقم بتقليل مرور السوائل من خلال المنطقة المعالجة . سيتم فهم الإختراع أكثر من خلال الوصف المصاحب . Ye يعتبر الإختراع الحالي عملية لتقليل نفاذية أو مرور السوائل عن طريق وضع عامل مساعد علي تقليل النفاذية أو المرور في منطقة معالجة يكون فيها عامل تقليل النفاذية أو المرور هو هلام بوليمر متعارض الروابط . fag العملية بخلط واحد علي الأقل من أي من المركبات التالية لتكوين ساتل متجانس يعرف بسائل الهلام ؛ بوليمر متعارض الروابط ¢ عامل متعارض الروابط ء عامل مساعد Yo علي الإستقرار ؛ واحد أو أكثر من العوامل المحسنة كما يمكن إضافة مذيب مائي إختيارياً . يعرف سائل الهلام هنا علي أنه مادة تتحول إلي هلام بعد وصولها إلي jee النضج من المدة المحددة سلفاً في درجة حرارة معروفة . ويعرف الهلام علي أنه مادة ثلاثية الأبعاد من شبكة من البوليمر متعارض الروابط متكاملة مع سائل مناسبة للشبكة . Y. المنطقة المعالجة هي منطقة تحت سطح الأرض لها نفاذية Lad Ale وتكون في حالة إتصال من سوائل لها منطقة سفلي ذات نفاذية قليلة . المنطقة ذات
A
النفاذية القليلة تكون بين منطقة تكون الهيدروكربون تحت سطح الأرض ومنطقة النفاذية العالية + كما يمكن أن تكون بين منطقة تكون الهيدروكربون أو بالقرب منها. وقد تم تصميم العملية الحالية لتقليل نفاذية أو مرور السوائل عبر منطقة المعالجة . عبارة dalled تقليل النفاذية " كما تستعمل هنا تشتمل علي معالجات © تعمل علي تقليل قدرة السوائل علي المرور عبر منطقة المعالجة كما تشتمل على معالجات تمنع قدرة السوائل على المرور عبر المنطقة بالكامل . عبارة dalled’ تقليل مرور السواتل" كما هي مستعملة في هذا المقام تصاحب معالجات تعمل علي قدرة التمرير وعلي عملية إسترداد الزيت من غاز أو سائل يسير في مكان تكوين الهيدروكربون أو بوضع عامل تقليل مرور السائل في حالة ساتلة بمصاحبة السائل ٠ المتدفق . يمكن إطلاق تقليل قدرة السائل علي التدفق Ya عن تقليل التفاذية أو مرور السائل ؛ وهذه المعالجات تشتمل علي معالجات تحسينية ومعالجات لمنع السوائل ومعالجات تكوين منطقة منع ومعالجات تكوين مخروط ومعالجات إكمال الحدود الكيمائية ومعالجات Jill وإعادة الإكمال ومعالجات تحسين التدفق ومعالجات القفل بالمادة الأسمنتية . Yo ترتبط النفاذية العالية في منطقة المعالجة بوجود واحد أو أكثر من المواد المسامية في المادة الجيولوجية للمنطقة المعالجة ¢ والتي يطلق عليها "المادة" أو أن تكون المادة فيها ثقوب عديدة . المادة المسامية أو ذات الثقوب العديدة تعتبر كافية لتوفير المعالجة لهذه المنطقة إذا كانت نفاذيتها مساوية أو تزيد عن ؟ دارسي » وإذا كانت منطقة المعالجة لها نفاذية أقل من هذا القدر تعتبر ذات نفاذية منخفضة . و ٠ "لمسامية" هي من التركيبة وتعرف بأنها حجم مفتوح خلال المادة في المنطقة المعالجة والتي تكون لها نفاذية عالية Toa بالمقارنة مع مادة المنطقة المحيطة بها .
وتشتمل عبارة " المسامية" هذه الفتحات ذات النفاذية العالية Jie التشققات وشبكة التشققات والملتقيات والإنكسارات والتقشرات والفراغات والكهوف والقنوات وقنوات السوائل ونحو ذلك . ويعرف "الوسط ذو الفتحات الكثيرة " في هذا الإختراع علي أنه المادة التي يكون لها نفاذية عالية Tan بالمقارنة مع المناطق المحيطة بها .
o يتم تطبيق العملية الحالية في معالجة المناطق ذات النفاذية العالية التي تحتوي علي مادة تحتوي مكونات من كربونات الفلزات والتي تكون علي الأقل تذوب في الماء ولو Ba في درجة حرارة المنطقة المعالجة . بحيث تتميز المنطقة المعالجة بأنها قلوية . النفاذية العالية جدا في منطقة المعالجة يمكن أن تكون نتيجة خصائص المادة ذات الفتحات الكثيرة أو إلي التشققات في المادة . والمادة التي يتم
٠ تطبيق العملية Adal عليها تتكون من صخور من الكربونات متصلة Jia الصخر الجيرية أو الدولميت . بالمقابل عندما تتكون المادة من صخور رملية متصلة فإنها يكون لها محتوى من الكربونات ومواد من حبيبات رملية أسمنتية . مثال لأنواع الكربونات الفلزية التي تكون موجودة في المادة الكالسيت ؛ الدولميت ؛ السايدريت Gg دولميت + فيرون كالسيت ؛ أرجونايت ؛ أنكرايت ؛ والماجنسيت ؛ ويكون
Vo للمادة قدرة كاف من فلزات الكربونات لتنتج تركيز من الكربونات في سائل الهلام La لا يقل عن ١5 جزء من المليون ؛ ويفضل أكثر أن تكون في المدى من حوالي ٠ إلي 50660 جزء من المليون ؛ والأكثر تفضيلاً في مدي من 75 إلي ٠٠٠١ جزء من المليون في حالة المحتوي الكافي الذي تم شرحه هنا . وبالمقابل يكون في المادة كربونات فلزات كافية لتنتج أس هيدروجيني في سائل الهلام الذي يفتقر إلي ٠ العامل المساعد علي الإستقرار ويكون في حدود Vie ويفضل أكثر أن يكون في
Yo ١7,5 ؛ والأكثر تفضيلاً في المدى من 8,7 إلي حوالي ١١ AA مدي من حوالي . من المحتويات الكافية من الملاحظ أن الذوبان يزداد عمومآً مع زيادة درجة الحرارة . لذلك فإن العملية الحالية يتم تطبيقها بالتحديد في المناطق ذات درجات الحرارة العالية لأن درجة الحرارة العالية تناسب عملية ذوبان أنواع كربونات الفلزات القلوية في الماء © المستعمل في التكوين وسائل الهلام . وتعرف المنطقة ذات درجة الحرارة العالية درجة YO في هذا الإختراع علي أنها المنطقة التي تكون درجة حرارتها أكبر من . درجة مئوية ١70 ؛ ويفضل أن تكون درجة الحرارة بين 88 و Asia البوليمر ذو الروابط المتعارضة الذي يفيد في الهلام في عملية هذا الإختراع ايكون له قدرة ذوبان في الماء ويحتوي علي الكربوكسيلات وبوليمر إكرايل أميد. ٠ ويعرف بوليمر أكرايل أميد علي أنه البوليمر الذى يحتوي علي واحد أو أكثر من مجموعات الإكرايل أميد . بوليمرات الإكرايل أميد تحتوي علي الهوموبوليمرات ؛ الكوبوليمرات ؛ التيربوليمرات » التترابوليمرات للإكرايل أميد + وتشتمل الإكرايل ؛ البولي إكرايل أميد الذى يضاف له (PA) ad أميد بالتحديد علي البولي إكرايل (AACP) والكوبوليمر للإكرايل أميد والأكريلات (PHPA) Lisa الهيدروجين VO . والكوبوليمرات الأخرى والتيربوليمرات والتترابوليمرات للإكرايل أميد. كما تم تعريفه في هذا الإختراع إضافة هيدروجين من حوالي PA يكون في يفتقر من البداية لتركيز PA إلي حوالي 70.1 لمجموعة الإمايد ¢ ورغم أن ٠ ْ مجموعات الكربوكسيلات بضرورة ملاحظة إلا أنها لها قابلية لإضافة الهيدروجين بصورة ذاتية تحت ظروف محددة وبذلك تستوفي تعريف البوليمر الذي يحتوي على Yo ٠,١ لها إضافة هيدروجين لمجموعة الإمايد فيها أكثر من PHPA الكاربوكسيلات.
١١
7 ولكن أقل من ٠٠١ 4 . و PHPA المفضل له إضافة هيدروجين لمجموعة الإمايد أقل من حوالي 560 7 . متوسط الوزن الجزئي لبوليمر إكرايل أميد المفيد في هذا الإختراع يكون في مدي من حوالي ٠٠.٠٠١ إلي حوالي fore ويفضل أن
يكون في المدى من ١70000 إلي CY هه مركب عامل البوليمر ذو الروابط المتعارضة الذي يعتبر مفيد في هذا الإختراع يكون له القابلية علي الذوبان في الماء ويحتوي علي أيون فلز إنتقالي متفاعل وأيون كاربوكسيلات عضوي . ويعتبر كروميوم IIT هو أيون الفلز الإنتقالي المفضل ويفضل أن يكون أيونات الكاربوكسيلات التي تضم أيون المونوكاربوكسيلات مثل أسيتيت + بوبيونيت وأنيون بولي كاربوكسيلات مثل ٠ | المالونيت + والمشتقات Gadd عن إستبدال de gene الكاربوكسيلات مثل الجلايكولات ؛ واللاكتات . ويتم الحصول علي أنيون الكاربوكسيلات عموماً من الأحماض المقابلة أو الأملاح . مثال لعامل متعارض الروابط هو واحد أو أكثر من مركبات كتايونات كرميوم TIT التي يكون لها واحد أو أكثر من أنيون أسيتيت كما هو موضح في براءة الإختراع الأمريكية رقم 4687449 Ally يشار إليها كمرجع NO في هذه البراءة . نسبة المول في أنيون الكاربوكسيلات إلى كاتيون الفلز الإنتقالي في عامل البوليمر متعارض الروابط يكون في المدى من #,+ : ٠.0 و 4,9 : ٠,١ »٠ ويفضل أن يكون بين ٠.١ : ٠.١ إلي 704 : ٠.١ . يتم إختيار العامل المساعد علي الإستقرار من مجموعة تتكون من مضافات حمضية وأنظمة تحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي ومولدات أحماض مؤجلة ومخاليط من كل ذلك. المضافات ٠ - الحمضية لها تركيبة تنتج OY) الهيدروجيني بصورة ضعيفة وتتجه لمعادلة الأس الهيدروجيني العالي من وسط السائل القلوي . المضافات الحمضية يمكن أن تكون
VY
حامض قوي Jie حامض الهيدروكلوريك أو حامض الكبريتيك ¢ ولكن يفضل الحامض الضعيف Jie حامض الخليك أو حامض البروبيونك . في الجانب الآخر يمكن أن يكون المضاف الحمضي خليط من أي نوعين أو أكثر من الآتي : حامض الهيدروكلوريك ؛ حامض الكبريتيك ؛ حامض الخليك . تضاف كمية كافية من © المضافات الحمضية إلي سائل الهلام للمحافظة علي الأس الهيدروجيني لسائل الهلام وينتج die هلام أقل من حوالي 7.0 ؛ ويفضل أكثر أن تكون في مدي من Tor إلي حوالي cL والأكثر تفضيلاً في المدى من 7,5 إلي TA حتى بعد إطالة الملامسة مع مادة المنطقة المعالجة . كمية المضافات الحمضية المطلوبة لتحقيق ظروف هذا الأس الهيدروجيني pH لتركيز إبتدائي في سائل الهلام هو تركيز في سائل الهلام pe ٠ حوالي إثنين أو أكثر من 50٠0 جزء من المليون علي الأقل ؛ ويفضل أن يكون في مدى من 500 جزء من المليون ويفضل أكثر أن تكون في المدى من حوالي ٠ إلي 77,060 والأكثر Sai أن تكون في المدى من حوالي 7٠00 إلي Yoo والأكثر تفضيلاً أن تكون في المدى pe حوالي 806 إلي Aree جزء من المليون . Vo نظام Sad في الأس الهيدروجيني الحمضي هو تركيبة تعمل علي المحافظة علي إستقرار الأس الهيدروجيني ثابت في ila الهلام والهلام الناتج بعد إدخال سائل الهلام أو الهلام إلي الوسط القلوي . ويفضل أن يكون نظام التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي أن يكون زوج من حامض / قلوي Jie حامض الخليك / خلات الصوديوم ؛ حامض البروبيونيك / بروبيونات الصوديوم أو خليط من ٠ هذه المركبات . تضاف كمية كافية من نظام التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي J سائل الهلام للمحافظة علي الأس الهيدروجيني لسائل الهلام وللهلام الناتج
يرا لتكون أقل من 7 ويفضل أن تكون في المدى من حوالي AY ؛ والأكثر تفضيلاً أن تكون في المدى من ©,7 إلي LA حتى بعد ملامسة طويلة مع المادة dalled في المنطقة . وعموماً يكون مطلوب من كمية نظام التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي تحقيق المدى المطلوب بتركيز مبدئي في Jil الهلام © لحوالي ٠0٠0 جزء من المليون علي الأقل ؛ ويفضل أكثر أن يكون في المدى من ٠ إلي 74,0660 جزء من المليون» والأكثر تفضيلاً أن تكون في المدى من . إلي 0060 جزء من المليون ٠ مولد الحامض المؤهل هو تركيبة تقوم بتوليد الحامض مع الوقت أثناء إتصالها بوسط قلوي . ويعمل الحامض المتولد كمضاف حمضي أو نظام تحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي . ويفضل أن يكون مولد الحامض المؤهل إما إستر أو ٠ أسيتيك أنهيدريد والميثايل أسيتيت والإيثايل بروبايونيت . في المقابل يمكن أن يكون مولد الحامض المؤهل خليط من أي إثنين أو أكثر من الآتي: أسيتات الإيثيل ethyle acetate »+ أنهيدريد أسيتيك acetic anhydride ¢ أنهيدريد السكسينيك succinic anhydride ¢ أسيتات الميثيل methyl acetate + و . ethyl propionate بروبيونات الإيثيل YO يضاف كمية كافية من مولد الحامض المؤهل أم تتم إضافتها لسائل الهلام
Vio للمحافظة علي الأس الهيدروجيني لسائل الهلام والهلام الناتج تحت حوالي 7,# ؛ والأكثر تفضيلاً أن يكون بين LA إلي 7,٠ ويفضل أن يكون في مدى من حتى بعد إطالة مدة الملامسة مع مادة المنطقة المعالجة . غالبا تكون TA وحوالي الحاجة لكمية من مولد الحامض المؤهل لتحافظ علي الأس الهيدروجيني في سائل ٠ الهلام بتركيز إبتدائي لا يقل عن 700 ؛ ويفضل أكثر أن تكون في المدى من
V¢
حوالي 8068 و 77,0560 والأكثر تفضيلاً في مدي من Nees حوالي 4,000 . المذيب المائي لسائل الهلام عبارة عن محلول مائي له القابلية في التحول لتكوين محلول مع البوليمر المختار وعامل الربط المتعارض . وعبارة "المحلول" كما سبق أن بينا إستعمالاتها في هذا الإختراع إضافي لمعني المحلول الحقيقي ؛ فإنها لها © معني عريض يشتمل علي المنتشر أو العالق أو أي خليط متجانس آخر من البوليمر ذو الروابط المتعددة أو عامل البوليمر ذو الروابط المتعددة في المذيب المائي .
ويفضل أن يكون المذيب المائي هو cla طبيعي أو محلول ملحي brine . عوامل التطوير هي مواد لها القدرة علي تطوير خصائص سائل الهلام + أو تفاعلات تكون الهلام أو الهلام الناتج . وبتحديد أكثر فان عوامل التطويل تشتمل ٠ علي عوامل التحكم في الكثافة ؛ عوامل فقدان الحركة الدائرية ؛ عوامل التحكم في معدلات التحول الي هلام أو المضافات التي تساعد علي الإستقرار . عامل التحكم في الكثافة هو أي مادة تخلط بسائل الهلام وتحسن من AES سائل الهلام ؛ ويفضل أن تقوم بذلك دون تحسين تفاعل التحول إلي هلام أو أن تقل من قوة أو تكامل الهلام الناتج . عوامل التحكم في الكثافة التي تعمل علي تقليل كثافة سائل الهلام Vo تشتمل علي المحاليل الخاملة ذات الكثافة المنخفضة Gant مثل السوائل التي يمثل لها بالماء الطبيعي والمواد الصلبة الخاملة ذات الكثافة المنخفضة نسبياً مثل الألياف ويمثل لها بألياف السيليلوز . عوامل التحكم في الكثافة التي تعمل علي زيادة كثافة سائل الهلام تشتمل علي محاليل خاملة ذات كثافة عالية نسبيا مثل المحاليل المائية المشبعة أو الأملاح التي لها كثافة بالوزن عالية ومضافات الأملاح الصلبة والمواد
. barite الرمل أو الباريت (Fie الصلبة الخاملة ذات الكثافة العالية Ye vo
عامل إفقاد الدائرية هو أي مادة صلبة يتم خلطها في سائل الهلام وتقوم بمنع إنسياب سائل الهلام عبر المادة كثيرة التقوب في منطقة المعالجة . ويفضل أن تكون بدون تأثير تغييري في تفاعل سائل الهلام أو أن تقلل من قوة أو تكامل الهلام الناتج. عوامل إفقاد الدائرية معروفة في مجال إنتاج الهيدروكربونات وعمليات © الحفر . ومثال Jol gad إفقاد الدائرية تشتمل علي ألياف السيليلوز walnut hulls ¢ إطارات مطحونة ¢ بلورات ملح ذات أحجام ¢ كربونات الكالسيوم + جزيئات بلاستيكية + Jay ؛ مسحوق السيليكا barite Cyl ؛ مالئات فلزية ونحو ذلك . ومن الملاحظ أن العديد من عوامل إفقاد الدائرية المذكورة la يمكن أن تؤدي وظيفة مزدوجة كعامل يساعد علي التحكم في الكثافة وعامل يؤدي إلي إفقاد الدائرية
٠ معا. عامل التحكم في معدل تكون الهلام هو أي مادة يتم خلطها في سائل الهلام وتقوم بتسريع أو تأخير معدل تفاعل الهلام . ويفضل أن يكون ذلك من دون تغيير في القوة وتكامل الهلام المتكون . وفي بعض الحالات عندما يكون لعامل الروابط المتعارضة له معدل تفاعل سريع يمكن أن يكون مرغوب في تأخير معدل تكون Yo _الهلام . وتعتبر عوامل تأخير تكون_الهلام مفيدة وتشتمل علي أحماض الكاربوكسيليك التي شرحتها براءات الإختراع الأمريكية بالأرقام 5,705,754 و 4 و /دة, ءاره و 0,¥V4,6V0 و 571,.,١7,©_المشار lel في هذا الإختراع كمراجع . مثل أحماض الكربوكسيليك هذه تشتمل علي حامض الخليك “حامض البروبيونيك ؛ حامض اللاكتيك ؛ حامض المالونيك ¢ حامض الجلايكوليك. Xo العوامل التي تؤخر في معدل تكون الهلام الأخرى المفيدة في هذا الإختراع تشتمل علي أملاح الكاربوكسيلات للأحماض السابق ذكرها وتشتمل علي الأمونيوم ؛
البوتاسيوم + أملاح الصوديوم للإستيت + بروبيونيت + لاكتيت ؛ مالونيت ؛ أو الجلايكوليت . في المقابل يمكن تحقيق التأخر في عملية تكون الهلام من دون إستعمال عامل مساعد علي تأخر العملية في سائل الهلام وذلك عن طريق إختيار عامل التخلص من الكاربوكسيليلات متعارض الروابط المناسب بالطريقة المذكورة © في براءة الإختراع الأمريكية رقم 0,471,777 المشار Lgl في هذه البراءة كمرجع . في بعض الحالات الأخرى يمكن أن يكون من المرغوب فيه زيادة معدل تكون الهلام وذلك عندما يكون العامل متعارض الروابط له معدل تفاعل منخفض. يمكن تحقيق السرعة في تكوين الهلام عن طريق إضافة عامل مساعد علي زيادة Vs معدل تكون الهلام مباشرة إلي سائل الهلام مع مركبات سائل الهلام الأخرى أو بخلط عامل زيادة معدل تكون الهلام مع محلول عامل الروابط المتعارضة . عوامل زيادة معدل تكون الهلام مع محلول عامل الروابط المتعارضة . عوامل زيادة معدل تكون الهلام التي تفيد في هذا الإختراع تضم أحماض الفلزات البسيطة وأملاح الكروميك غير العضوية_المشار إليها في براءات الإختراع الأمريكية رقم Vo 77,106,؛_و 77,748,؛_علي_التوالي والمشار Leg كمرجع في هذا الإختراع . الأحماض الفلزية البسيطة تشتمل علي حامض الهيدروكلوريك » حامض النتريك ؛ حامض الكبريتيك ونحو ذلك . وأملاح الكروميك غير العضوية تشتمل علي كروميك تراي كلورايد (ثلاثي الكلور) ؛ كروميك تراي أيودايد (ثلاثي اليود) ؛ كروميك تراي برومايد (ثلاثي البروم ) ؛ كروميك تراي بيروكولوريت ؛ كروميك ٠ تراي نايتريت (ثلاثي النترات) ؛ ونحو ذلك . في المقابل يمكن أن تتم عملية تسريع تكون Dell من دون عامل لتسريع تفاعل تكون الهلام في سائل الهلام ؛ وذلك عن
لا ٠ طريق اختيار العامل متعارض الروابط المناسب و الذي يكون له تفاعل أكثر سرعة و / أو عن طريق زيادة تركيز العامل متعارض الروابط في سائل الهلام و / أو بإختيار الوزن الجزيئي العالي و / أو المنخفض لبوليمر متعارض الروابط الذي يكون له قدرة عالية من التحلل المائي.
0 مضافات الإستقرار هي أي مادة يتم خلطها مع سائل الهلام بالإضافة إلي عوامل الإستقرار التي تساعد علي إستقرار الناتج ضد العوامل العكسية في وسط منطقة المعالجة . مضاف إستقرار الأس الهيدروجيني يساعد علي إستقرار الهلام الناتج ضد الأحماض المتوقع وجودها في الموقع وضد مهاجمة القلويات للهلام . مضافات إستقرار المقويات تساعد علي إستقرار الهلام الناتج ضد الأيونات الصلبة
Ye المتواجدة في المذيب المائي أو منطقة المعالجة ؛ وبالتحديد ++ . تكون مضافات الإستقرار مفيدة في عملية الإختراع الحالي في حدود dag نظر الخبراء في المجال . عملية خلط بوليمر إكرايل أمايد وبوليمر عامل الروابط المتعارضة وعامل المساعدة علي الإستقرار والمذيب المائي يمكن أن تحتوي علي أي عدد من الطرق YO المعروفة التي تشتمل علي الخلط بالمجموعات للمكونات علي السطح للتطبيقات التالية في منطقة المعالجة وبحسب الحاجة عن طريق الفتحة ذات الإتصال السائلي في منطقة المعالجة . بدلا من خلط المكونات علي hall الطائر قرب رأس Al وبعد ذلك حقن dibs الهلام عبر فتحة البئر . البوليمر أو العامل متعارض الروابط أو العامل Yo المساعد علي الإستقرار يمكن أن تكون في الحالة الصلبة أو الحالة السائلة . وإذا كان عامل الروابط المتعارضة هو مركب أسيتات الكروميوم 117 فإن الأشكال ا
YA
CrAc 3 ؛ العامل متعارض الروابط يكون TIT المفضلة منه هي أسيتات الكروميوم به © الصلب أو المحلول المسمى "أسيتيت (OH), الصلب ؛ CrAcH;0 الصلب و
McGreen — Rohco Chemical الكروم 04 7 محلول " المتواجد تجارياً من شركة بولاية أوهايو دنالفيلك 4 or المربع_العام (Yel وعنوانها _ في الرقم . في الولايات المتحدة الأمريكية EEO) © يكون تركيز البوليمر في سائل الهلام علي الأقل ٠٠٠١ جزء من المليون ؛ ويفضل أن يكون ٠٠٠١ جزء من المليون علي الأقل ؛ والأكثر تفضيلاً أن يكون ضمن المدى من You إلي ٠٠٠٠0٠١ جزء من المليون . ويكون تركيز العامل المتعارض الروابط في سائل الهلام هو بصورة عامة بين ٠٠١ و 758,000 جزء ٠ 00 المليون ؛ ويفضل أن يكون حوالي ٠١١ إلى ٠٠٠٠٠١ جزء من المليون ٠ وفي هذه الأحوال يكون تركيز مجموعة الكروميوم TI المقابلة في سائل الهلام بصورة عامة حوالي 77 إلي ©٠٠١ جزء من المليون ويفضل أن يكون من حوالي Yo إلى 08 جزء من المليون . تكون نسبة الوزن الجزئي للبوليمرات النشطة إلي العامل متعارض الروابط النشط في سائل الهلام مفضل أن تكون حوالي40: ١و7 : ١ . Yo ترتيب خلط مكونات Jil الهلام لا يقتصر علي مثال واحد عند تطبيق هذا الإختراع . وتوجد العديد من الخلطات المحتملة التي يمكن إستعمالها بصورة فعالة. وفقا لمثال تجسيدي واحد فان البوليمر تتم إضافته إلي المذيب المائي ويتبع ذلك إضافة متتابعة للعامل المساعد على الإستقرار والعامل ذو الروابط المتعارضة . (Ay مثال آخر يكون الترتيب هو البوليمر؛ العامل ذو الروابط المتعارضة والعامل ٠ المساعد علي الإستقرار كما يتم إختياريا إضفة Jal go محسنة يتم خلطها مع بعضها البعض في حالتها الصلبة حتى الحصول علي خليط صلب متجانس. يضاف الخليط yyy
الصلب المتجانس ليذاب من مذيب مائي ليكون سائل الهلام . هذا المثال التجسيدي يمكن كل مكونات سائل الهلام عدا المذيب المائي من الخلط بصورة أكثر ضبطاً في إنتاجها Tam عن حقول البترول وأن يتم نقلها في كميات يتم شحنها إلي موقع البترول . ونتيجة لذلك ؛ فإن مهمة تجهيز سائل الهلام بواسطة العامل في الحقل © تكون مبسطة Ton حيث أن كميات المكونات الصلبة تم قياسها مسبقا ٠ ويحتاج العامل فقط إلي خلط كمية مناسبة من الخليط الصلب ( من الممكن أن يكون في كميات موضوعة داخل حقائب) من مكونات سائل الهلام وفق الكميات المطلوبة من المذيب المائي . وفي كل الأحوال فقد وجد أن الهلام يكون له قوة إضافية وإستقرار وخواص أداء جيدة عند تطبيقه في درجات حرارة عالية لمكونات الكربون ويمكن
. للشرح الوارد في الإختراع Ey تحضيره من سائل الهلام ٠
ض عملية المعالجة الحالية لها فائدة في تقليل نفاذية أو مرور أي محلول في معالجة متصلة بإسترداد الهيدروكربون . ولكن عملية المعالجة يتم تطبيقها تحديدآً في تحسين المعالجات ومعالجات منع السوائل . تحسن معالجات الأداء Lud خلال عملية التكوين تحت السطح وبالتالي تحسن من أداء التدفق وكفاءة التسرب في
Vo السوائل التي يتم حقنها أو تنتج سوائل هيدروكربونية أو زيت طبيعي يتم إستخلاصه من السوائل في lee التكوين ؛ وبذلك تحسن من الإتصال من خلال التكوين بين السوائل المحقونة أو سوائل إستخلاص البترول وتنتج سوائل هيدروكربونية لتحرك السوائل الهيدروكربونية وتسهل حركتها من مكان AY أثناء عملية التكوين . عمليات التحسين يمكن Lal أن تمنع إنحراف السائل المحقون عن منطقة إنتاج
Ye الهيدروكربون إلي مناطق أخري تسرق عملية التكوين . عمليات قفل السوائل
وبالتحديد عمليات قفل الماء أو الغاز تكون بصورة عامة في أو بالقرب من فتحة
البثر في منطقة الإنتاج لتمنع إنسياب الماء أو الغاز إلي فتحة البئر . معالجات تحسين الأداء ومعالجات قفل السوائل هي بصورة عامة معالجات بأحجام كبيرة من الهلام عندما يتم تطبيقها في مناطق تكون التشققات أو Tam عن © فتحة بئر التكوين. المنطقة البعيدة من فتحة بئر التكوين هي منطقة تمتد Gy بثلاثة أمتار علي أقل أو أكثر من منطقة فتحة J . في تطبيق عملية تحسين الأداء أو JE Ale السوائل .يتم سائل_ Old في Ad dam ليتخلل منطقة تكون الهيدروكربون وعند تلاقي السوائل مع المنطقة المطلوبة . يتم تحريك سائل الهلام من فتحة J) Sl) منطقة المعالجة . يؤثر العامل متعارض الروابط في سائل الهلام ٠ بالعمل كروابط عرضية بين المناطق المناسبة في نفس جزيئات البوليمر أو في جزيئات مختلفة لينشئ التركيبة الشبكية للهلام . عبارات "روابط متعارضة " و "تكوين الجل" و "التحويل إلي جل" تستعمل كمترادفات في هذا الإختراع . الترابط العرضي الجزئي في البوليمر بواسطة عامل الترابط العرضي يمكن أن يتحقق في سائل الهلام قبل أن يصل السائل إلي منطقة المعالجة ولكن لا تتحقق عملية إكتمال الترابط العرضي بالكامل في عملية تكوين الهلام حتى يكون جزء مقدر علي الأقل
من سائل الهلام متواجد في منطقة المعالجة. تتحقق عملية الترابط العرضي تتم بالكامل عندما يكون يتم إستهلاك كل عوامل الترابط العرضي المتفاعلة بالكامل أو عندما يتم إستهلاك كل مواقع الترابط العرضي عند تقدم سائل الهلام في العمر . وقبل إكمال عملية الترابط العرضي ٠ يتدفق سائل الهلام إلي المدى الذي يتحقق معه AE من فتحة A عبر عملية التكوين . وبعد إكتمال عملية الترابط العرضي يتم تحول سائل الهلام بالكامل إلي
AR
هلام يعتبر مقاوم للإنسياب من سائل Shell وفي مرات عديدة لا يتدفق لدرجة أن تكون له قوة كافية لمقاولة ASEH من منطقة المعالجة أثناء عمليات فتحة البئر المتتابعة لإنتاج الهيدروكربون أو عملية JL gis المساعد علي إسترداد الهيدروكربون . © عند إكتمال عملية الترابط العرضي أو إكمال عملية التحول إلي هلام أو عملية بلوغ الهلام كمترادفات فإن كمية كافية من الهلام تتواجد في المكان تقوم بتقليل نفاذية منطقة المعالجة أو تقليل مرور السوائل عبر المنطقة . وبالتالي ؛ فإن الهلام يمكن من عملية إستخلاص الزيوت الطبيعية أو الزيوت السوائل التي يتم leis علي التوالي لتقوم بعملية تكوين إنسياب منضبط في مناطق إنتاج Ve الهيدروكربون بدون معالجة أكثر بالمفاضلة بين منطقة المعالجة . وفي المقابل فإن الهلام يؤخر أو يتخلص من إنتاج الماء والغاز غير المرغوب فيه . ومن الملاحظ أن الهلام الذي يتم تحضيره وفق الإختراع الحالي يحتفظ بإستقراره عند ملامسته بالهيدروكربونات السائلة أثناء عملية التكوين وتكون له قوة تركيبة Alle نسبياً. ويتصف الهلام المستقر بكونه هلام لا يظهر فقدان كبير للشكل بمرور الزمن كما ١ يظهر ذلك في نقصان قوة الهلام أو في إمتصاص الماء ويطلق علي ذلك التحلل أو التفكك الشبكي حتى Laie يتعرض لحرارة عالية . ويعتبر الهلام الحالي Lad مستقر عند ملامسته لأس هيدروجيني عالي أو ماء مالح أو ماء متعسر التكوين . إضافة لذلك فإن الهلام المناسب يتم تحضيره هنا يظهر قدرة ضغط إنتاجي أعلي من ضغط الحقن أو ضغط الإنتاج والتي تصاحب في العادة عملية إنتاج الزيت ٠ وبذلك Dd Sa من ll في dae طوال فترة الإنتاج لمناطق تكون الهيدروكربون . "ضغط الإنتاج" هو الضغط الأقصى الذي يمكن تطبيقه في منطقة yyy
YY
في درجة حرارة معينة علي الهلام قبل فشل تجارب التركيبة الهلامية أو تفككها وبداية إنسيابها. عملية الإختراع التي تم وصفها في هذا الإختراع في أي من أمثلتها التجسيدية وعند تطبيق تركيبة المعالجة في منطقة المعالجة علي شكل سائل للهلام يتحول إلي هلام في المنطقة المعالجة . ويدخل من ضمن تطبيقات هذا الإختراع © لتطبيق أي من الأمثلة التي سبق شرحها والتي يتم فيها تطبيق تركيبة المعالجة علي منطقة المعالجة لتكوين الهلام . ووفقآ لهذه الأمثلة يتحول السائل الهلامي إلي هلام قبل وصوله إلي منطقة المعالجة . ولكن يكون الهلام الناتج من النوع المتدفق ؛ يكون له تدفق كافي ليتم تطبيق الهلام في منطقة المعالجة ولكن يكون له تركيبة . كافية لتقليل نفاذية أو مرور السائل من خلال المنطقة المعالجة عند تطبيقه ٠ وعلي الرغم من أن العملية الحالية لا تعتمد علي أي طريقة معينة ¢ ومن المعتقد أن العامل المساعد علي الإستقرار يحافظ علي استقرار السائل الهلامي والهلام الناتج بعد ذلك في وجود فلزات الكربونات ؛ وذلك بمعادلة أنواع كربونات الفلزات القلوية الذائبة في السائل الهلامي عند ملامسة ثاني أكسيد الكربون المتولد في مادة المنطقة المعالجة والذي يساعد في معالجة القلوية في المنطقة . تركيبة VO تذوب في ماء Load الفلزات الذائبة في ماء التركيب بمصاحبة ثاني أكسيد الكربون في توجهها لتكوين أس هيدروجيني حامضي لإستقرار ضعيف يعمل Lad التركيبة تكون فلزات Ca? (polyvalent) كحاجز مخفف . تشتمل مجموعة البولي فيلنت تجمع كربونات li في ماء التركيبة ليساعد في Lad التركيب والذي يذوب القلويات من فلزات التركيبة المتبقية في ماء التركيبة بطريقة تعرف بقواعد لو ٠١ ٠ (le Chatelier's principile ) شترلير
YY
وفي غياب العامل المساعد علي الإستقرار فإن القلوية الناتجة من أنواع في العامل chromium II كيميائياً ب hag fl كربونات الفلزات الذائبة تتوجه . المتعارض الروابط الموجود في السائل الهلامي كما الحال بالنسبة للهلام الناتج مع أنواع كربونات الفلز القلوية لتكون هيدروكسيد الكروم chromium 111 تتفاعل بربط البوليمر asi chromium II عدم تواجد ade الذي يترسب ويعمل علي © بصورة غير chromium IT ونتيجة لذلك يحتفظ هيدروكسيد الكروميوم ب lua eo نشطة بالنسبة لعملية الربط العرضي ( التساهمي ) للبوليمر والهلام الناتج المتكون من عامل الربط المتعارض يكون غير مستقر. تبين الأمثلة التالية عملية تطبيق وفوائد الإختراع الحالي ؛ ولكن لا يجب . تفسيرها علي أنها تحدد حدود الإختراع ٠ i hay الواردة أدناه تقدم وصفآً لعدد من الإختبارات تم إجراءها ٠-١ الأمثلة من في درجات حرارة مرتفعة لتحديد معدل التحول إلي هلام شبه الكمي ؛ والإستقرار طويل المدى للبوليمر الهلامي الذي تحضر عينات منه وفق هذا الإختراع . كل يتكون على النحو التالي . يتم تحضير 5-١ عينة من الهلام الوارد في الأمثلة VO سائل الهلام منفرداً عن طريق إذابة بوليمر بولي إكرايل إميد في ماء بحر صناعي. يتم إضافة واحد أو أكثر من عوامل الإستقرار والتطوير حسب مناسبته لمحول البوليمر . يتم خلط عامل للروابط المتعارضة في شكل 50 7 بالوزن من محلول لينتج لإنتاج سائل الهلام المرغوب فيه . (كل التركيزات Ji) النشط مع CrAc المشار إليها هنا يتم التعبير عنها علي أساس الوزن 7 من المادة الكيميائية الفعالة Ys . ) ما لم يذكر خلاف ذلك
Y¢ يتم وضع حجم من السائل الناتج داخل زجاج كثيف داخل أنبوب مملوء بكمية من رقائق كربونات الحجر الجيري . وجود رقائق كربونات الحجر الجيري في الحجم يسمح بدراسة بتفاعلات الهلام الداخلية مع كربونات الفلزات بطريقة غنية بالكربونات . وبالتحديد فإن وجود رقائق dallas لما يجري في منطقة AB كربونات الحجر الجيري يسمح بتوضيح الإستقرار طويل المدى ووظيفة الهلام في © ظل ظروف قلوية ناتجة عن إذابة كربونات الفلز جزئياً في ماء التكوين في مناطق . تحتوي علي الهيدروكربون في درجة حرارة عالية يكون للإنبوب نصف قطر داخلي يبلغ 7,4 سم ؛ كما يكون له إرتفاع داخلي سم . تتم إزالة الأكسجين المتحرر من الأنبوب الداخل ويتم إختبار ١١ من حوالي هواء في درجة plea ذلك ثم يتم غلق الأنبوب . يتم وضع الأنبوب المقفل في ٠ حرارة عادية ويتم معايرة عينة بالزمن . وكلما تقدم الزمن بالعينة في درجة حرارة الزمن يتم تقليب الأنبوب وتتم ملاحظة قوة الهلام الناتج ويتم تسجيلها كدالة للزمن . )650( وفقا لجدول لقانون قوم الهلام جدول قانون قوة الهلام : القانون Vo يتكون هلام غير ملاحظ . يظهر أن للهلام نفس اللزوجة (السيولة) التي () . تكون لسائل الهلام ولا يوجد هلام ملاحظ بالعين المجردة (ب) _ الهلام ذو الإنسيابية العالية . يظهر زيادة بسيطة في لزوجة الهلام عن تلك . لزوجة سائل البوليمر المنخفضة الأولى . (ج)_الهلام المتدفق . يتدفق معظم الهلام الملاحظ إلي غطاء الأنبوب عند قلبه Ye
Yo
Sd ge (7 ١5 Jo المتدفق بإعتدال . جزء بسيط (حوالي Sd (3) لا يكون قادر علي الإنسياب إلي غطاء الأنبوب عند قلبه ؛ وعادة توصف خارج الزجاجة يمكن إعادة J "باللسان" الهلامي (أي إذا جذب الهلام . الزجاجة عن طريق قلب الزجاج إلي أعلى ببطء) dada الهلام يتدفق إلي الهلام التدفق بوضوح . هو الذي يتدفق ببطء إلي غطاء الأنبوب و / أو _ )( © . جزء مقدر منه )<0 )7( من الهلام لا تتدفق إلي غطاء الأنبوب عند قلبه هلام عالي التحلل غير متدفق . لا يتدفق الهلام إلي غطاء الأنبوب عند قلبه )و( . ) (يتدفق الهلام إلي منطقة قصيرة في إتجاه غطاء الأنبوب (ز) هلام متوسط التحلل غير متدفق . يتدفق الهلام إلي حوالي نصف الطريق إلى غطاء الأنبوب في الأدنى عند قلبه. Ye هلام ضعيف التحلل غير متدفق . يكون سطح الهلام متفكك بقدر بسيط عند (2) . (ط) _ الهلام الصلب . لا يوجد تحلل سطحي عند قلبه . بالظلال علي خواص قانون قوة الهلام SET" أو " + ' : 6 Jas Yo جرام بالطريقة السابق شرحها ؛ وتوضع داخل ٠١ يتم تحضير عينتين أنبوبين مع © جرام من شبكة رقائق الحجر الجيري . يحتوي سائل الهلام في كل ذو الوزن الجزثي (PA) بالوزن من بوليمر بولي إكرايل إمايد 7 ٠,5 عينة على المنخفض ؛ بحيث يكون تركيز (MW PA) و 7 7 بالوزن من (MW) العالي البوليمر الكلي في سائل الهلام هو £0 7 بالوزن من البوليمر النشط . الوزن ٠
Teves العالي يكون في المدى من 4,0005000 إلي Mw PA الجزئي ل
ويكون الوزن الجزئي ل MW PA المنخفض في المدى من حوالي Oven يكون تحميل الروابط المتعارضة في سائل الهلام هو ١ : ١8 نسبة وزن من البوليمر النشط الكلي Crag J النشط . توضح العينات في درجة حرارة التقدم الزمني حوالي ١١١ درجة مئوية . وتكون النتائج كما هو وارد في الجدول ١ أدناه. © الجدول )١( aa سا I I I لعا هق ا
ال * العينة ؟ تتواجد في Alla وجود هلامين محددين (وفي هذه الحالة الهلام 1 و © بحيث يكون الهلام المذكور أولا هو معظم العينة . يبين الجدول ١ فعالية HAc عامل الإستقرار مقابل القلوي في هلام البوليمر . عينات الهلام ١ و ¥ يرغب فيهما لمعالجة Ji الماء . تمت إضافة 794850 جزء من © _المليون (ppm) من HAC كعامل مساعد علي الإستقرار أضيف إلي العينة ١ وتتم المحافظة علي العينة ١ مستقرة Gola وفعالة لمدة طويلة في ظروف صعبة Fa ٠ ساعة AY) يوم) في درجة حرارة IVT درجة مئوية في وجود كربونات الكالسيوم المولدة للقلوية ٠ وعلي العكس من ذلك لا تحتوي العينة علي العامل المساعد على الإستقرار Hac وبالتالي تظهر إستقرارية ضعيفة وغير مقبولة . يبدأ ٠ الهلام في التحلل الكيميائي الخلفي ليعطي سائل مائي خلال Tee ساعة من العمر في درجة حرارة ١١١ درجة مئوية ؛ ويتحول بالكامل إلي محلول مائي بعد ٠٠٠١ ساعة AY) يوم)_من العمر في درجة حرارة ١١“ درجة مئوية . مثال ١ يتم تحضير عينتين ٠١ جرام بالطريقة السابق تقديمها وتوضعان في أنبوبين ii 9 مع © جرام رقائق من شبكة تحتوي علي 70-٠١ حجر الجيري . السائل الهلامي في العينة ١ يحتوي علي 7٠,5 بالوزن من MWPA العالي و 7,8 7 بالوزن من MWPA المنخفض بحيث يكون تركيز البوليمر في عينة سائل الهلام ١ هي ؛ 7 بالوزن من البوليمر الفعال . السائل الهلامي في العينة 7 مثل السائل OU للعينة ١ يحتوي علي 71,0 بالوزن من MWPA العالي و ZY بالوزن من ٠ 0م1070 المنخفض بحيث يكون تركيز البوليمر في عينة سائل الهلام هي 5,؛ 7 بالوزن من البوليمر الفعال . يكون الوزن الجزئي ل MWPA العالي هو في المدى
YA
من 4.000.060 إلي .1,00000٠ ويكون الوزن الجزئي ل MWPA المخفض حوالي Ova ene . تحميل العامل ذو الروابط المتعارضة للسائل الهلامي يكون ١: VA نسبة بالوزن من البوليمر النشط الكلي إلي Cracs النشط . العامل المساعد علي الاستقرار Hae تركيز يساوي 79970 جزء من المليون يكون في كلا © العينتين . العامل المساعد علي الإستقرار NaF يكون بتركيز 19968 جزء من المليون في كلا العينتين ٠ يضاف NaF ليعكس الأثر السلبي المحتمل لأيونات الكالسيوم في المذيب المائي في السائل الهلادمي . يتقدم العمر بالعينات في درجة حرارة تعادل ١١76 درجة مئوية . وتكون نتائج الإختبار كما هو وارد في الجدول Y أدناه . (Y) الجدول ٠ ae] ل اا ل ل ااا ae
Ya
I EY de مرا ددا ااا ا ل اس ا
I ا ااا كعامل مساعد علي الإستقرار Hac إضافة لذلك فإن الجدول ¥ يوضح فعالية ١ و ١ Al العامل المساعد علي الإستقرار في Hac و يتواجد ٠ لهلام البوليمر لإحداث إستقرار طويل الأجل في العينتين بالنسبة لتوجه إستعمالها في معالجات قفل . الماء التي يتم تطبيقها في مخازن للكربونات ذات درجة حرارة عالية ¥ مثال © جرام بالطريقة السابق تقديمها وتوضع في ٠١ Baaly يتم تحضير عينة حجر الجيري . السائل 70-٠١ أنبوبة مع 1,0 جرام رقائق من شبكة تحتوي علي 77,9 العالي و MWPA الهلامي المكون للهلام يحتوي علي 1,0 7 بالوزن من المنخفض بحيث يكون تركيز البوليمر الكلي في عينة سائل MWPA بالوزن من العالي هو MWPA الهلام هو © 7 بالوزن من البوليمر الفعال . الوزن الجزئي ل Ne اتا
Ye.
MWPA في المدى من 54.0000000 إلي 60506058 00,. ويكون الوزن الجزئي ل المخفض حوالي 0000000 . تحميل العامل ذو الروابط المتعارضة للسائل الهلامي النشط . العامل CrAcs نسبة بالوزن من البوليمر النشط الكلي إلي ١ : YA يكون في تركيز يساوي 997 جزء من المليون يكون Hao المساعد علي الاستقرار مضمن في العينة وتركيز العامل المساعد علي الإستقرار 1107 يكون 19860 جزء © درجة ١١١ من المليون في العينة. يتقدم العمر بالعينات في درجة حرارة تعادل . مثوية . وتكون نتائج الإختبار كما هو وارد في الجدول أدناه (7) الجدول اق اها ا اس تن م
١
له I إضافة لذلك فإن الجدول 7 يوضح فعالية Hac كعامل مساعد علي الإستقرار في هلام البوليمر . يعتبر وجود Hac كعامل يساعد علي استقرار البوليمر في عينة الهلام يوفر مدى طويل من الاستقرار للعينة المراد إستعمالها في معالجة قفل الماء.
(ويكون GSC النهائي ل 7 مقبول في تطبيقات الهلام الحالية ) .
© مثال ء يتم تحضير عينة واحدة ١5 جرام بالطريقة السابق تقديمها وتوضع في أنبوبة مع 1,8 جرام رقائق من شبكة تحتوي علي 70-٠١ حجر الجيري . السائل الهلامي المكون للهلام يحتوي علي ١ 7 بالوزن من MWPA العالي و 77,5 بالوزن من MWPA المنخفض بحيث يكون تركيز البوليمر الكلي في عينة سائل Ye الهلام هو 77,5 بالوزن من البوليمر الفعال . الوزن الجزئي ل MWPA العالي هو في المدى من 0600١6 (dE eve, ven 0,.. ويكون الوزن الجزئي — MWPA المخفض حوالي 00000050 . تحميل العامل ذو الروابط المتعارضة للسائل الهلامي يكون ١ : ١8 نسبة بالوزن من البوليمر النشط الكلي إلي رمم النشط . العامل المساعد علي الاستقرار Hac في تركيز يساوي 79976 جزء من المليون يكون لف vy المساعد علي الإستقرار 1788 يكون 7950 جزء Jalal مضمن في العينة وتركيز درجة ١١١ من المليون في العينة. يتقدم العمر بالعينات في درجة حرارة تعادل . وتكون نتائج الإختبار كما هو وارد في الجدول ؛ أدناه . Asie )4( الجدول ااا I سس ey fw I ry — [7سب كعامل مساعد علي الإستقرار Hac إضافة لذلك فإن الجدول ؛ يوضح فعالية كعامل يساعد علي استقرار البوليمر في عينة Hac في هلام البوليمر . يعتبر وجود الهلام يوفر مدى طويل من الاستقرار للعينة المراد إستعمالها في معالجة قفل الماء . و المراد إستعمالها في مناطق تحتوي علي الكربونات لها درجة حرارة عالية o مثال © جرام بالطريقة السابق تقديمها وتوضع في ٠١ Baal يتم تحضير عينة حجر الجيري . السائل 70-٠١ أنبوبة مع © جرام رقائق من شبكة تحتوي علي 7 7,8 العالي و MWPA الهلامي المكون للهلام يحتوي على 1,0 7 بالوزن من المنخفض بحيث يكون تركيز البوليمر الكلي في عينة سائل MWPA بالوزن من العالي MWPA الهلام هو 5,0 7 بالوزن من البوليمر الفعال . الوزن الجزئي ل Ys ويكون الوزن الجزئي ل Leen هو في المدى من 4,090,068 إلي تحميل العامل ذو الروابط المتعارضة للسائل . 000500٠0 المخفض حوالي MWPA . رمه النشط (J نسبة بالوزن من البوليمر النشط الكلي ١ : YA الهلامي يكون تركيز يساوي 79978 جزء من المليون Hao العامل المساعد علي الاستقرار ١9860 يكون NaF يكون مضمن في العينة وتركيز العامل المساعد علي الإستقرار 8
WWE جزء من المليون في العينة. يتقدم العمر بالعينات في درجة حرارة تعادل . درجة مئوية . وتكون نتائج الإختبار كما هو وارد في الجدول 0 أدناه )5( جدول
ره a ee إضافة لذلك فإن الجدول © يوضح فعالية Hac كعامل مساعد علي الإستقرار في هلام البوليمر . يعتبر وجود Hac كعامل يساعد علي استقرار البوليمر في عينة
Yo درجة YE درجة حرارة ob Abell الاستقرار_ Ge طويل de الهلام يوفر الماء و المراد إستعمالها في مناطق Jad وير اد استعمال العينة في معالجة ٠ مثوية . تحتوي علي الكربونتات لها درجة حرارة عالية ورغم أننا نجد أن الأمثلة المفضلة السابق شرحها وتوضيحها تبين الإختراع إلا أنه من المفهوم أن كل البدائل والتطويرات مثل تلك المقترحة وغيرها يمكن أن ©
Claims (1)
- عناصر الحماية-١ ١ عملية لتقليل نفاذية reducing permeability أو حركة السائل fluid mobility عبرY منطقة معالجة تحتوي علي الكربونات في أو بالقرب من طبقة تحت سطح1 الأرض تحتوي علي تركيبة هايدروكربون ؛ ويتم الدخول إلي التركيبة تحت؛ سطح الأرض عن طريق فتحة بثر ؛ وتشتمل العملية علي :(i) ° تحضير Jiu من الهلام gelation solution علي سطح الأرض1 يشتمل علي :« acrylamide polymer بوليمر إكرايل .i لde gana يتم إختياره من stabilizing agent عامل إستقرار ii A1 تشتمل علي مضافات حمضية acid additives ¢ نظام التحكم Yo في الأس الهيدروجيني buffer systems ير © acidic ¢ ومولد ١ أحماض delayed acid generators jalia وخليط من ذلك ¢ Lid VY مركب كروميوم 111 له مجموعة كروميوم TT واحدة أو أكثر يتم إختيارها من مجموعة تتكون من مونو كاربوكسيلات mono- carboxylate Vi ¢ بولي كاربوكسيلات polycarboxylate ro ومشتقات تم Waid من المونو كاربوكسيلات والبولي 1 كاربوكسيلات وخليط منها ¢ و iv VY مذيب مائي aqueous solvent ¢ vvYA (ب) يتم حقن سائل الهلام المذكور داخل فتحة بئر ليتصل لتكون 1 طبقة تحتية تحتوي علي الهيدروكربون ومنطقة معالجة تحتوي علي Ye الكربونات ¢5 )2( يتم وضع سائل الهلام المذكور في منطقة المعالجة التي تحتوي vy علي الكاربونات 9¢ Yr )3( يتحول سائل الهلام إلي هلام في منطقة المعالجة التي تحتوي علي ve الكربونات لتكون مادة هلام مستقرة تقوم بتقليل نفاذية أو حركة Ye السوائل عبر المنطقة المعالجة .١ "-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها مجموعة الكاربوكسيلات Y تم اختيارها من مجموعة تتكون من الأسيتات acetate ¢ بروبونات propionate « v لاكتات lactate ¢ جلايكوليت glycolate ¢ مالونيت malonate ¢ وخليط منها .١ *-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها منطقة المعالجة التي Y تحتوي علي الكربونات لها درجة حرارة لا تقل عن VO درجة مئوية .١ ؛- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها منطقة المعالجة التي Y تحتوي علي الكربونات متشققة fractured .١ 0 العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها العامل المساعد علي Y الإستقرار هو مضاف حمضي ؛ Gay يكون هذا العامل الحمضي هو حامضم 1 تم إختياره من مجموعة تشتمل علي حامض الهايدروكلوريك hydrochloric acid ٠ $ حامض الكبريتيك sulfuric acid ء حامض الخليك acetic acid و خليط منها . \ 1 الطريقة المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها العامل المساعد علي Y الإستقرار هو نظام التحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي ؛ ولاحقآً يكون هذا v النظام تم إختياره من de gana تتكون من حامض الخليك ؛ أسيتيت الصوديوم ¢ حامض البروبونيك ؛ بروبونات الصوديوم ؛ وخليط منها . ١ "-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها العامل المساعد علي 7 الإستقرار هو مولد أحماض مؤجل ؛ GAY يكون هذا العامل هو من الإستر ؛ y أو أنهيدريد يتم إختياره من مجموعة تتكون من إيثايل أسيتيت ؛ أسيتيك أنهيدريد ؛ سكينيك انهيدريد ؛ ميثايل أسيتيت ؛ إيثايل بروبونيت ؛ وخليط منها . ١ -_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ تكون فيها نسبة مجموعة Y الكاربوكسيلات إلي مجموعات الكروميوم ]11 في خليط الكروميوم TIT المذكور v نسبة بين ٠.١ : ٠.٠١ روم : Ye ١ 4- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها سائل الهلام إضافة لذلك Y يحتوي علي NaF فلوريد الصوديوم كمضاف للإستقرار .Ya ٠ ١ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها تم تحضير سائل Y الهلام بخلط مسبق لبوليمر أكرايل أميد acrylamide polymer وعامل مساعد 1 علي الإستقرار وخليط الكروميوم TIT مع بعضها البعض في الحالة الصلبة لتنتج خليط صلب تتم إذابة هذا الخليط الصلب في المذيب المائي المذكور ° لتعطي سائل الهلام المذكور. ١ )0 العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ يكون فيها Jil الهلام يشتمل. علي عامل مطور Y VY \ عملية لتقليل نفاذية أو حركة السوائل عبر منطقة معالجة تحتوي علي Y الكاربونات في أو قرب مكون يحتوي علي الهايدروكربون تحت سطح : الأرض يتم إدخاله عن طريق فتحة بئر؛ تشتمل العملية علي v ¢ (أ) تحضير هلام علي سطح الأرض من سائل الهلام الذى يضم : ° 1)_بوليمر الأكرايلمايد ¢ (II 1 عامل إستقرار يتم إختياره من مجموعة تتكون من مضافات 7 حمضية وأنظمة التحكم في الأس الهيدروجيني ¢ ومولدات A الأحماض المؤجلة وخليط من كل ذلك . S(T q إختيار خليط الكروميوم ]11 الذى يكون فيه مجموعة واحدة Ye أو أكثر من مجموعة الكروميوم 111 وواحد أو أكثر من ١١ مجموعة الكاربوكسيلات التي يتم إختيارها من مجموعة ١ تتكون من مونو كاربوكسيلات وبولي كاربوكسيلات$e ومشتقات مستبدلة من الموتوكاربوكسيلات والبولي VY كاربوكسيلات وخليط من كل ذلك. ٠ . مذيب سائل (tv Vo (ب) يحقن الهلام المذكور في فتحة البئر لتتواصل السوائل مع الطبقة 8 السفلية التي تحتوي علي الهيدروكربون ومع المنطقة المعالجة التي vy تحتوي علي الكربونات ؛ و YA يتم وضع الهلام المذكور في منطقة المعالجة التي تحتوي علي (©) 4 الكربونات حتي يتم تقليل النفاذية والحركة للسوائل عبر تلك المنطقة 0 . المعالجة المذكورة 71١ مجموعة Lead يكون VY العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم - ١ acetate , الكاربوكسيلات المذكورة تم إختيارها من مجموعة تتكون من Y . ومخاليط منها propionate , lactate, glycolate , malonate v يكون فيها منطقة المعالجة التي ١" العملية المكذورة في عنصر الحماية رقم -\¢ \ . درجة مئوية Vo تحتوي علي الكربونات لها درجة حرارة لا تقل عن Y يكون فيها منطقة المعالجة ١١ المذكورة في عنصر الحماية رقم lad) V0 ١ . التي تحتوي علي الكربونات متشققة Y 1YYY١ ١-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١١ يكون فيها عامل الإستقرار Y المذكور هو مضاف حمضي ويتم إختياره لاحقاً من مجموعة تتكون من v حامض الهيدروكلوريك»حامض الكبريتيك ؛ حامض الخليك ومخاليط منها . -\v ١ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١ Y يكون Lead عنصر الإستقرار Y المذكور هو نظام تحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي يتم إختياره من v مجموعة تتكون _ من حامض الخليك / أسيتات الصوديوم ¢ pada ¢ البروبونيك / بروبونات الصوديوم ومخاليط منها .١ ١-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ١١ يكون فيها عنصر الإستقرار Y المذكور هو مولد حامض مؤجل وعندما يكون إستر أو أنهيدريد يتم إختياره 1 من مجموعة إيثيل أسيتيت ؛ أسيتيك انهيدريد ؛ سكسينيك أنهيدريد ؛ ميثايل أسيتيت ؛ إيثايل روبيونيت ومخاليط منها .١ 4- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ٠١ يكون led نسبة مجموعة Y الكاربوكسيلات إلي مجموعة الكروميوم ]11 في خليط الكروميوم 117 المذكور v تكرن بين ٠١ :روخ ٠١:Aled CY ١ المذكورة في عنصر الحماية رقم ١7 يكون فيها سائل_الهلام Y المذكور يشتمل بالإضافة لذلك علي فلوريد الصوديوم NaF كمضاف مساعد ‘ علي الإستقرار .ال£Y يكون فيها سائل الهلام قد تم ١١ المذكورة في عنصر الحماية رقم ةيلمعلا_-"١ ١ مساعد علي الإستقرار dale acrylamide polymer تحضيره من خلط Y وخليط الكروميوم ]11 بخلطها مع بعض في الحالة الصلبة لتنتج خليط صلب ِ تتم إذابته في المذيب المائي المذكور حتى يكون سائل الهلام المذكور. يكون فيها الحالة الصلبة ١١ "*-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم ! . للسائل الجيلاتيني تحتوي أيضا علي عامل تطوير Y عملية لتقليل أو حركة السوائل عبر منطقة معالجة تحتوي علي الكربونات YY ١ ا في أو بالقرب من مكون يحتوي علي الهيدروكربون تحت سطح الأرض يتم : الوصول إليهما عبر فتحة بئرء تشتمل العملية علي 'ِ وعامل مساعد الإستقرار تم إختياره acrylamide polymer خليط من (0 : من مجموعة تتكون من مضافات حمضية ونظام التحكم في الأس © الهيدروجيني الحمضي ومولدات الأحماض المؤجلة ومخاليط من كل 1 الذى يكون فيه مجموعة واحدة أو أكثر من TIT ذلك وخليط الكروميوم Y الكروميوم 111 ومجموعة واحدة أو أكثر من مجموعة الكاربوكسيلات A يتم إختيارها من مجموعة تتكون من المونوكاربوكسيلات والبولي 1 كاربوكسيلات و المشتقات التي يتم فيها إستبدال المونوكربوكسيلات و ١ البولي كاربوكسيلات و خليط منها ومذيب مائي علي سطح الأرض ْ . لتكوين سائل الجل YYب (ب) يتم حقن Sled dia المذكور في فتحة ll لتتصل السوائل مع Vt مكونات الهايدروكربون تحت السطح ومنطقة المعالجة التي تحتوي علي ب الكربونات ." (ج) يتم وضع سائل الهلام المذكور في منطقة المعالجة التي تحتوي علي VY الكربونات “و A (د)_يتم تحويل سائل الهلام المذكور إلي هلام في منطقة المعالجة التي 1 تحتوي علي الكربونات لتكوين مادة هلام تقوم بتقليل نفاذية أو حركة "5 السوائل عبر منطقة المعالجة .ded YE ١ المذكورة في عنصر Aled رقم YY يكون led مجموعة Y الكاربوكسلات المذكورة ثم اختيارها من مجموعة تتكون من , acetate propionate , lactate, glycolate , malonate v ومخاليط منها .Adal —Yo ١ المكذورة في عنصر الحماية رقم 77 يكون فيها منطقة المعالجة التي ا تحتوي علي الكربونات لها درجة حرارة لا تقل عن VO درجة مئوية .١ ؟-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون فيها منطقة المعالجة Y التي تحتوي علي الكربونات متشققة .YYYY-Yv \ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون فيها العامل المساعد علي Y الإستقرار هو مضاف حمضي ويتم إختياره Gay من مجموعة تتكون من v حامض الهيدروكلوريك»حامض الكبريتيك+حامض الخليك ومخاليط منها .-YA ١ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم Yy يكون فيها عنصر الإستقرار المذكور هو نظام تحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي يتم إختياره من v مجموعة OSE من حامض الخليك / أسيتات الصوديوم )+ حامض البروبونيك / بروبونات الصوديوم ومخاليط منها .١ ؟-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون Lad عنصر الإستقرار المذكور هو مولد حامض مؤجل وعندما يكون إستر أو أنهيدريد يتم إختياره 7 من مجموعة إيثيل أسيتيت + أسيتيك انهيدريد ¢ سكسينيك أنهيدريد ؛ ميثايل أسيتيت ؛ إيثايل بروبيونيت ومخاليط منها .-٠ ١ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم Y يكون فيها نسبة مجموعة Y الكاربوكسيلات إلي مجموعة الكروميوم 117 في خليط الكروميوم TIT المذكور َِ تكون بين ٠.١ : ٠.١ رما : Ce-7١ ١ العملية المذكورة فى عنصر الحماية رقم 97 يكون فيها سائل الهلام Y المذكور يشتمل بالإضافة لذلك علي فلوريد الصوديوم NaF كمضاف مساعد v علي الإستقرار .¢o "*-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم 77 يكون فيها سائل الهلام قد تم ١ مساعد علي الإستقرار Jae y acrylamide polymer تحضيره من خلط Y بخلطها مع بعض في الحالة الصلبة لتنتج خليط صلب TIT وخليط الكروميوم v تتم إذابته في المذيب المائي المذكور حتى يكون سائل الهلام المذكور. عملية لتقليل أو حركة السوائل عبر منطقة معالجة تحتوي علي الكربونات YY \ في أو بالقرب من مكان تكوين الهيدروكربونات تحت سطح الأرض يتم Y : الوصول إليها عبر فتحة بئر ؛ تشتمل العملية علي v وعامل مساعد الإستقرار يتم acrylamide polymer خليط من (I) 1 اختياره من مجموعة تتكون من مضافات حمضية وأنظمة تحكم في ° الأس الهيدروجيني الحمضي ومولدات أحماض مؤجلة ومخاليط منها \ الذى يكون فيه مجموعة واحدة أو أكثر من TIT وخليط الكروميوم 7 ومجموعة واحدة أو أكثر من مجموعة الكاربوكسيلات TIT الكروميوم A يتم إختيارها من مجموعة تتكون من المونوكاربوكسيلات والبولي 9 كاربوكسيلات والمشتقات التي يتم فيها إستبدال المونوكاربوكسيلات و Ye البولي كاربوكسيلات وخليط منها ومذيب مائي على سطح الأرض ١١ . لتكوين سائل الجل ١ . الهلام إلي هلام علي سطح الأرض المذكور Jil ل (ب)_يتم تحويل لتتواصل السوائل مع مكون ull ds في Od ia (ج) \ الهايدروكربون تحت السطح ومنطقة المعالجة التي تحتوي علي yo الكربونات و "1 الاvy (د) يتم وضع الهلام المذكور في منطقة المعالجة التي تحتوي علي م الكربونات لتقليل نفاذ أو مرور السوائل عبر منطقة المعالجة 4\ المذكورة . ١ ؛- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون ic gana Lead Y الكاربوكسلات المذكورة ثم اختيارها من مجموعة تتكون من , acetate propionate , lactate, glycolate , malonate y ومخاليط منها . leell -Yo \ المكذورة في عنصر الحماية رقم YY يكون فيها منطقة المعالجة التي Y تحتوي علي الكربونات لها درجة حرارة لا تقل عن Vo درجة مئوية . ١ +-._ العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم يكون Led منطقة المعالجة Y التي تحتوي علي الكربونات متشققة . ١ 77-_العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون Lead العامل المساعد علي Y الإستقرار هو مضاف حمضي ويتم إختياره Gay يكون حامض يتم إختياره v من مجموعة تتكون من حامض الهيدروكلوريك ؛ pada الكبريتيك ¢ $ حامض الخليك ومخاليط منها . Yo - العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم 79 يكون Lead عنصر الإستقرار Y المذكور هو نظام تحكم في الأس الهيدروجيني الحمضي لاحقا يتم إختيارهفv من مجموعة تتكون من حامض الخليك / أسيتات الصوديوم ¢ حامضالبروبونيك / بروبونات الصوديوم ومخاليط منها .١ 4؟- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم "7 يكون فيها عنصر الإستقرارY المذكور هو مولد حامض مؤجل ولاحقا يكون مولد الحامض المؤجل وهو v إستر أو أنهيدريد يتم إختياره من مجموعة تتكون من إيثيل أسيتيت ؛ ¢ أسيتيك انهيدريد ؛ سكسينيك أنهيدريد ؛ ميثايل أسيتيت ؛ إيثايل بروبيونيت 8 ومخاليط منها .١ 6 العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم Oss ¥ y فيها نسبة مجموعة Y الكاربوكسيلات إلي مجموعة الكروميوم TIT في خليط الكروميوم TIT المذكور v تكون بين ٠.١ :م رما CheAled 6) \ المذكورة في عنصر الحماية رقم 37 يكون فيها سائل_الهلام x المذكور يشتمل بالإضافة لذلك علي فلوريد الصوديوم NaF كمضاف مساعد v علي الإستقرار .١ 7- العملية المذكورة في عنصر الحماية رقم YY يكون Led سائل الهلام قد ثم 7 تحضيره من خلط Jules acrylamide polymer مساعد علي الإستقرار v وخليط الكروميوم ]11 بخلطها مع بعض في الحالة الصلبة لتنتج خليط صلب تتم إذابته في المذيب المائي المذكور حتى يكون سائل الهلام المذكور. الف
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/212,368 US6189615B1 (en) | 1998-12-15 | 1998-12-15 | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA99200784B1 true SA99200784B1 (ar) | 2006-10-02 |
Family
ID=22790717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA99200784A SA99200784B1 (ar) | 1998-12-15 | 1999-11-30 | تطبيقات هلام البوليمر polymerالمستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكربون recovering hydrocarbons |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6189615B1 (ar) |
| CA (1) | CA2283019A1 (ar) |
| SA (1) | SA99200784B1 (ar) |
Families Citing this family (163)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7276466B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
| US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
| US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
| US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
| US6855672B2 (en) * | 2001-11-07 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Copolymers useful for gelling acids |
| US7216711B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
| US7267171B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
| US7343973B2 (en) * | 2002-01-08 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing surfaces of subterranean formations |
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US7079736B2 (en) | 2002-06-28 | 2006-07-18 | The Furukawa Electric Co., Ltd. | Optical fiber for WDM system and manufacturing method thereof |
| US6705400B1 (en) * | 2002-08-28 | 2004-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs |
| US20040211561A1 (en) * | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
| US7114570B2 (en) * | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
| US6978836B2 (en) * | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
| US7114560B2 (en) * | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
| US7413010B2 (en) * | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
| US7013976B2 (en) | 2003-06-25 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations |
| US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7032663B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7044224B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7021379B2 (en) * | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
| US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| US7104325B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor |
| US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
| US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7497278B2 (en) * | 2003-08-14 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation |
| US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
| US7237609B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
| US7156194B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
| US7059406B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
| US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
| US7032667B2 (en) * | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
| US7021377B2 (en) * | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
| US7833944B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7674753B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7345011B2 (en) * | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
| US7063150B2 (en) * | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
| US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
| US20050145385A1 (en) * | 2004-01-05 | 2005-07-07 | Nguyen Philip D. | Methods of well stimulation and completion |
| US7131493B2 (en) * | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
| US7096947B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
| US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| US20050173116A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
| US20050183741A1 (en) * | 2004-02-20 | 2005-08-25 | Surjaatmadja Jim B. | Methods of cleaning and cutting using jetted fluids |
| US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
| US20050194142A1 (en) * | 2004-03-05 | 2005-09-08 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates |
| US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7093664B2 (en) * | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
| US7353879B2 (en) * | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
| US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
| US20050263283A1 (en) * | 2004-05-25 | 2005-12-01 | Nguyen Philip D | Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations |
| US7541318B2 (en) * | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
| US7344345B2 (en) * | 2004-05-27 | 2008-03-18 | Southco, Inc. | Captive shoulder nut having spring tie-down |
| US7299875B2 (en) * | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| US7073581B2 (en) * | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US7547665B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7475728B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US20060046938A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Harris Philip C | Methods and compositions for delinking crosslinked fluids |
| US7299869B2 (en) * | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
| US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
| US7281580B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
| US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
| US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
| US7553800B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
| US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US7281581B2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7273099B2 (en) * | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
| US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
| US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
| US7334635B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
| US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
| US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US20060169448A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US20060172895A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US20070298977A1 (en) * | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US20060172894A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US20060169450A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US7334636B2 (en) * | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
| US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
| US7216705B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
| US7318473B2 (en) * | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
| US7448451B2 (en) | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7608567B2 (en) | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7677315B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US20060276345A1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
| US8273690B2 (en) * | 2005-06-28 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable polymer compositions comprising phenols and associated methods |
| US8158720B2 (en) * | 2005-06-28 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinkable polymer compositions and associated methods |
| US7318474B2 (en) * | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US20070049501A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
| US7713916B2 (en) * | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US7461697B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
| US9284478B2 (en) * | 2006-01-19 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Salt of weak bronsted base and bronsted acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
| US7431088B2 (en) * | 2006-01-20 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlled acidization in a wellbore |
| US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7819192B2 (en) * | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| US7926591B2 (en) * | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US7665517B2 (en) * | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| US7407010B2 (en) * | 2006-03-16 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating particulates |
| US7237610B1 (en) | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US20080257549A1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable Downhole Tools |
| US20070284097A1 (en) * | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
| US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
| US7591318B2 (en) | 2006-07-20 | 2009-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a sealing plug from a well |
| US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7455112B2 (en) * | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
| US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US20080202764A1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
| US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
| US20090197780A1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-06 | Weaver Jimmie D | Ultrafine Grinding of Soft Materials |
| US8327926B2 (en) | 2008-03-26 | 2012-12-11 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Method for removing a consumable downhole tool |
| US8235102B1 (en) | 2008-03-26 | 2012-08-07 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Consumable downhole tool |
| US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| US7833943B2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
| US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
| US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| EP2298848B1 (en) * | 2009-08-28 | 2017-10-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Method for servicing subterranean wells |
| US20110186295A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-08-04 | Kaminsky Robert D | Recovery of Hydrocarbons Using Artificial Topseals |
| US8322421B2 (en) | 2010-03-03 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
| US8522874B2 (en) * | 2010-03-03 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
| US20110214857A1 (en) * | 2010-03-03 | 2011-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions |
| US9464504B2 (en) * | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| RU2467157C1 (ru) * | 2011-05-24 | 2012-11-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Способ обработки карбонатного пласта |
| US9150781B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising quaternary ammonium salt gel-time modifiers and methods for use thereof |
| US9090811B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
| RU2492317C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-09-10 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин |
| US20140090848A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Leiming Li | Compositions and methods for treating a well penetrating a subterranean formation |
| RU2542000C1 (ru) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин (варианты) |
| CN105295885A (zh) * | 2015-11-06 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酸性聚合物加重压裂液及其制备方法 |
| CN105860951A (zh) * | 2016-05-16 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酸性聚合物压裂液及其制备方法 |
| RU2651453C2 (ru) * | 2016-11-14 | 2018-04-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Способ разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения |
| CA3089719C (en) * | 2018-02-06 | 2025-06-10 | Conocophillips Company | 4D SEISMIC TECHNIQUE AS A METHOD FOR CHARACTERIZING A FRACTURE NETWORK AND FLUID DISTRIBUTION IN AN UNCONVENTIONAL RESERVOIR |
| US11447685B2 (en) * | 2019-08-28 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations |
| RU2768864C1 (ru) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3795276A (en) * | 1971-10-20 | 1974-03-05 | Dow Chemical Co | Composition and the use thereof for reducing the permeability of a formation |
| US3749172A (en) * | 1972-02-09 | 1973-07-31 | Phillips Petroleum Co | Methods of using gelled polymers in the treatment of wells |
| US4076628A (en) * | 1973-06-22 | 1978-02-28 | Phillips Petroleum Company | Drilling fluid compositions and methods of preparing same |
| US4246124A (en) * | 1978-07-17 | 1981-01-20 | Phillips Petroleum Company | Gelled compositions and well treating |
| US4532052A (en) * | 1978-09-28 | 1985-07-30 | Halliburton Company | Polymeric well treating method |
| US4825949A (en) | 1985-05-02 | 1989-05-02 | American Cyanamid Company | High temperature profile modification agents and methods for using same |
| US4683949A (en) | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| US4706754A (en) | 1986-03-14 | 1987-11-17 | Marathon Oil Company | Oil recovery process using a delayed polymer gel |
| US4770245A (en) | 1986-10-14 | 1988-09-13 | Marathon Oil Company | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4723605A (en) | 1986-12-09 | 1988-02-09 | Marathon Oil Company | Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4917186A (en) | 1989-02-16 | 1990-04-17 | Phillips Petroleum Company | Altering subterranean formation permeability |
| US5219476A (en) | 1989-03-31 | 1993-06-15 | Eniricerche S.P.A. | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery |
| IT1229219B (it) | 1989-03-31 | 1991-07-26 | Eniricerche S P A Agip S P A | Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio. |
| 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. |
| IT1245382B (it) | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero |
| 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 |
| US5246073A (en) | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5957203A (en) | 1992-08-31 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Ultra-high temperature stable gels |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
-
1998
- 1998-12-15 US US09/212,368 patent/US6189615B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-09-22 CA CA002283019A patent/CA2283019A1/en not_active Abandoned
- 1999-11-30 SA SA99200784A patent/SA99200784B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US6189615B1 (en) | 2001-02-20 |
| CA2283019A1 (en) | 2000-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA99200784B1 (ar) | تطبيقات هلام البوليمر polymerالمستقر في معالجة منطقة قلوية لتحسين إسترداد الهيدروكربون recovering hydrocarbons | |
| CA2801653C (en) | Far field diversion technique for treating subterranean formation | |
| AU2022221461B2 (en) | Delayed gelation of polymers | |
| US7044224B2 (en) | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores | |
| AU774754B2 (en) | Compositions and processes for oil field applications | |
| CN104066812B (zh) | 利用原位氮气生成的致密气增产 | |
| EP2946070B1 (en) | Nanogels for delayed gelation | |
| MX2013000047A (es) | Composiciones de espuma gelificada y metodos. | |
| US4673038A (en) | Gel and process for preventing carbon dioxide break through | |
| BRPI1007996B1 (pt) | Método para tratar formações subterrâneas | |
| NO326847B1 (no) | Fremgangsmate for endring av relativ permeabilitet til en hydrokarbon-baerende formasjon | |
| EP1534927A1 (en) | Process for treating a formation | |
| US20110214859A1 (en) | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods | |
| WO1995018909A1 (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
| US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
| US11820934B2 (en) | Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids | |
| WO2014134541A1 (en) | Gel compostions for hydraulic fracturing applications | |
| WO2021262855A1 (en) | Solid acid precursor additive comprising an anti-caking agent, used in treating subterranean formations | |
| CN116218493B (zh) | 一种可溶液体桥塞、制备方法及水平井分段堵水方法 | |
| US5816323A (en) | Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel | |
| Bokkers et al. | A Delayed In-Situ Generated Acid System to Enhance Carbonate Acidizing | |
| MXPA99009179A (es) | Aplicación de un gel de polimero estabilizado a una region de tratamiento alcalino para mejorada recuperación de hidrocarburos | |
| Sun et al. | Study on the crosslinkers used in gelling agents | |
| MXPA99009180A (es) | Tratamiento para reducción de movilidad de fluido o permeabilidad para una formación que contiene hidrocarburos, utilizando un gel de polimero de peso molecular dual |