NO179296B - Fremgangsmåte og vandig geldannende polymer opplösning for å nedsette permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar - Google Patents
Fremgangsmåte og vandig geldannende polymer opplösning for å nedsette permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO179296B NO179296B NO901442A NO901442A NO179296B NO 179296 B NO179296 B NO 179296B NO 901442 A NO901442 A NO 901442A NO 901442 A NO901442 A NO 901442A NO 179296 B NO179296 B NO 179296B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- ppm
- iii
- ion
- aqueous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 title claims 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 15
- -1 Cr(III) ion Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 13
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003446 ligand Substances 0.000 claims description 7
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 claims 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N chromium(6+) Chemical class [Cr+6] JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000021523 carboxylation Effects 0.000 description 1
- 238000006473 carboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—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
- C09K8/50—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
-
- 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
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en vandig geldannende polymer oppløsning for å nedsette permeabiliteten av en høypermeabilitets-sone i et oljereservoar som har en temperatur fra 50 til 150°C.
De vanlige primære utvinningsmetoder for petroleum, som gjør bruk av dens naturlige tendens til å slippe ut gjennom borehull boret inn i reservoaret, er kjent bare å tillate delvis ekstråksjon av råoljen inneholdt i et oljereservoar. For å øke den ekstraherbare petroleumsmengde er det derfor vanlig å anvende sekundære utvinningsmetoder, hovedsakelig bestående av at man i reservoaret innfører en væske, generelt vann eller en vandig polymeroppløsning, som fører råoljen gjennom porene i bergmassene til produksjonsbrønnen. På grunn av den ikke-homogene tilstand i petroleumsholdige bergmasser som resulterer i soner med forskjellig permeabilitet, vil imidlertid den injiserte væske ha tendens til kanalisering gjennom sonene med større permeabilitet, uten å passere gjennom eller bare delvis passere gjennom sonene med mindre permeabilitet. Denne opptreden begrenser den totale mengde petroleum som kan utvinnes fra reservoaret på grunn av væske-trykket .
For å løse dette problem kan det anvendes en av metodene basert på den i det minste delvise tilstopning av høyperme-abilitets-sonene ved å tilføre en vandig oppløsning av en geldannende polymer inn i reservoaret gjennom én eller flere brønner, slik at det dannes polymergeler in situ. På denne måte er det mulig å avbøye strømmen av væske som deretter føres inn i reservoaret mot sonene med mindre permeabilitet og således utvinne råoljen inneholdt deri.
De geldannende oppløsninger som anvendes for dette formål er vanligvis en vandig oppløsning av en vannoppløselig polymer som for eksempel et polyakrylamid, et delvis hydrolysert polyakrylamid, eller en biopolymer som for eksempel xantan-gummi, som kan fornettes ved innvirkning av et ion av et flerverdig metall, vanligvis Cr(III). Ettersom sonene som skal tilstoppes kan være meget store og/eller befinne seg i en mer eller mindre stor avstand fra injeksjonsbronnen, må imidlertid den geldannende oppløsning ha en forsinket geldannelse for at oppløsningen kan nå høypermeabilitets-sonene i reservoaret og fylle dem fullstendig. En slik operasjon kan kreve en tidsperiode på mellom noen dager og noen måneder.
Problemet med forsinket geldannelse er forsøkt løst på flere måter. Ved en metode beskrevet i for eksempel US patentskrift nr. 3.785.437 blir således en vandig oppløsning inneholdende den fornettbare polymer og et seksverdig kromsalt som i seg selv ikke kan fornette polymeren injisert i reservoaret. Krom blir så redusert til treverdig tilstand med en sakte reduk-sjonstakt ved hjelp av et reduksjonsmiddel (som for eksempel tiourea eller bisulfitt) som enten inneholdt i den geldannende oppløsning eller injisert i reservoaret i form av en vandig oppløsning etter injeksjonen av den geldannende oppløsning, for å indusere geldannelse. Denne Cr(VI)/reduksjons-middelmetode har den fordel at det er mulig å oppnå forsinket geldannelse med en énkomponents geldannende blanding. Den har imidlertid ulempen med giftigheten av seksverdig krom og den derav følgende innvirkning på miljøet. I tilfellet med sekvensmessig injeksjon inkluderer ulempene den ufullstendige blanding av de injiserte oppløsninger, slik at gelen dannes bare ved oppløsningenes grenseflate og geldannelsen er derfor tynn og nedbrytes lett.
US patentskrift nr. 3.762.476 beskriver en geldannende blanding som er brukbar for å korrigere permeabiliteten i et undergrunnsreservoar, omfattende en fornettbar polymer og et fornetningsmiddel i form av et ion av et flerverdig metall kompleksdannet med visse ioner med sekvestrerende og forsinkende egenskaper. I henhold til beskrivelsen i dette patentskrift blir oppløsningen av det kompleksdannede fornetningsmiddel injisert inn i reservoaret etter injeksjon av den polymere vandige oppløsning og de ovennevnte ulemper som følger med sekvensmessig injeksjon blir således ikke overvunnet.
US patentskrift nr. 4.683.949 beskriver geldannende vandige blandinger nyttige ved assisterte utvinningsmetoder for petroleum og som inneholder et vannoppløselig polyakrylamid og et fornetningsmiddel i form av et Cr(III)-kompleks med et karboksylation, mer spesielt et alifatisk monokarboksyl-syreion, særlig et acetation. Bruken av denne blanding unngår problemene som henger sammen med sekvensmessig injeksjon, men den resulterende forsinkelse i fornetningen er bare beskjeden. Følgelig er disse blandinger ikke egnet for å posisjonere gelen dypt inne i reservoaret, noe som ofte ønskes.
Det ble i oppfinnelsens sammenheng funnet at en vandig sur oppløsning inneholdende en fornettbar organisk kopolymer og Cr(III)-ion, men uten ligander for Cr(III)-ionet, ikke i særlig grad er utsatt for geldannelse, eller geldannes i det minste ytterst sakte, under vanlige temperaturbetingelser (20-3 0°C). Det ble også overraskende funnet at når man arbeidet ved høy temperatur, er en slik oppløsning i stand til å danne geler med en god styrke i løpet av en tid egnet for praktisk anvendelse, idet tiden avhenger av pH av den geldannende oppløsning, innenfor et visst pH-område.
På basis av disse funn ble det utviklet en enkel og fordelak-tig metode og en geldannende vandig blanding for å utføre styrt forsinket geldannelse i høytemperatur oljereservoarer, slik at de ovennevnte ulemper ved den tidligere teknikk kunne unngås.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for å nedsette permeabiliteten av en høypermeabilitets-sone i et oljereservoar som har en temperatur fra 50°C til 150°C, omfattende trinnene med: fremstilling av en vandig geldannende polymer oppløsning over bakken, injisering av den vandige geldannende polymere oppløs-ning inn i oljereservoaret gjennom minst ett borehull, idet den vandige geldannende polymere oppløsning tillates å nå nevnte høypermeabilitets-sone, og idet den vandige geldannende polymere oppløsning tillates å geldanne, som er kjennetegnet ved at den vandige geldannende polymere oppløsning inneholder: fra 1000 ppm (deler pr. million på vektbasis) til 50.000 ppm av en delvis hydrolysert polyakrylamid som har en vektmidlere molekylvekt på fra 100.000 til 20.000.000, fra 10 ppm til 5000 ppm av et Cr(III)-ion-basert fornetningsmiddel og ingen Cr(III)-ion-ligand, og en pH-regulerende syre valgt fra saltsyre, salpetersyre
og perklorsyre,
idet vektforholdet av det delvis hydrolyserte polyakrylamid til det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 1:1 til 1000:1, og idet nevnte pH-regulerende syre er tilstede i en slik mengde at geldannelsestiden av nevnte geldannende oppløsning modifiseres ved regulering av pH derav til en verdi fra 1,5 til 5,5.
Videre vedrører den foreliggende oppfinnelse en vandig geldannende polymer oppløsning for nedsettelse av permeabiliteten av en høypermeabilitets-sone i et oljereservoar som har en temperatur fra 50°C til 150°C, som er kjennetegnet ved at den inneholder fra 1000 ppm (deler pr. million på vektbasis) til 50.000 ppm av et delvis hydrolysert polyakrylamid som har en vektmidlere molekylvekt fra 100.000 til 20.000.000,
fra 10 ppm til 5000 ppm av et Cr(III)-ion-basert fornetningsmiddel og ingen Cr(III)-ion-ligand, og en pH-regulerende syre valgt fra saltsyre, salpetersyre
og perklorsyre,
idet vektforholdet av det delvis hydrolyserte polyakrylamid til det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 1:1 til 1000:1, og idet den pH-regulerende syre er tilstede i en slik mengde at geldannelsestiden av den geldannende oppløsning modifiseres ved regulering av pH derav til en verdi fra 1,5 til 5,5.
Fremgangsmåten omfatter således at den vandige geldannende polymere oppløsning fremstilles over bakken under styrte polymere betingelser, den nevnte geldannende oppløsning injiseres i oljereservoaret gjennom minst én brønn, oppløs-ningen føres gjennom reservoaret inntil den når og hovedsakelig fyller den høypermeabilitets-sone som skal behandles, og oppløsningen geldannes in situ med etterfølgende nedsettelse av permeabiliteten av den nevnte høypermeabilitets-sone.
I den foreliggende beskrivelse angir ppm vektdeler pr. million.
Det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel tilveiebringes foretrukket i form av vannoppløselige treverdige kromsalter som kloridet, nitratet eller sulfatet. Konsentrasjonen av fornetningsmidlet i den geldannende oppløsning, uttrykt som metall, varierer mellom 10 og 5000 ppm og foretrukket mellom 25 og 500 ppm. I tillegg opprettholdes vektforholdet mellom vannoppløselig organisk polymer og fornetningsmiddel mellom 1:1 og 1000:1, foretrukket mellom 25:1 og 500:1.
Den geldannende oppløsning i samsvar med oppfinnelsen har pH mellom 1,5 og 5,5, idet pH-regulering gjennomføres ved å tilsette saltsyre, salpetersyre eller perklorsyre som er mineralsyrer uten bindende egenskaper for Cr(III)-ionet.
De ovennevnte oppløsninger geldannes ved høy temperatur med en forsinkelsestid for geldannelsen avhengig av den valgte pH-verdi for en gitt temperatur. Høytemperatur betyr i oppfinnelsens sammenheng en temperatur varierende fra 50 til 150°C. Mange oljereservoarer har temperaturer innenfor dette område. Forsinkelsestiden for geldannelsen er desto større jo lavere initial pH av den geldannende oppløsning, og kan variere fra omtrent ett døgn til noen titalls døgn etter som pH passerer fra den høyere til den lavere verdi i det gitte område. Denne variasjon i geldannelsestiden som en funksjon av pH er ganske jevn, slik at geldannelsestiden av den geldannende vandige oppløsning kan forutbestemmes med god nøyaktighet. Fra et praktisk synspunkt kan det bemerkes at selv i tilfellet av reservoarer ved de høyeste temperaturer muliggjør forsinkelse-ne for geldannelsen som kan oppnås ved den lavere ende av pH-området at den geldannede oppløsning kan injiseres uten fare for å utløse geldannelse i injeksjonsbrønnen før oppløsningen har hatt tid til å gå inn i reservoaret. Reservoaret blir gjennomstrømmet med én eller flere tilførsler av en vandig oppløsning av mineralsyre valgt fra de ovennevnte, før den geldannende vandige oppløsning injiseres. Denne forholdsregel er særlig nyttig i tilfellet av alkaliske reservoarer som ellers kunne få pH til å stige i den injiserte geldannende vandige oppløsning.
Uten å ønske å binde seg til noen spesiell teori antas det at den forsinkende virkning som iakttas ved gjennomføring av oppfinnelsen er basert på kjemien av Cr(III) i den vandige oppløsning. Ved de nedre pH-verdier (pH<3) er monomeren Cr(H20)6<3+> den overveiende species, mens ved pH-verdier på over 3 foregår oligomerisering til Cr(lll). I pH-området fra 5,5-7,0 (avhengig av Cr(III)-konsentrasjonen), begynner kjemisk inert uoppløselig Cr (OH)3 "3H20 å dannes. Det er kjent at utvekslingshastigheten mellom koordinasjonsvann og ligandene (som for eksempel polymerens funksjonelle grupper) avhenger av pH. I tilfellet av den foreliggende oppfinnelse synes det at den sakte geldannelse i det minste ved de lavere pH-verdier således avhenger av denne sakte ligand-utvekslingshastighet.
Oppfinnelsen illustreres ytterligere ved hjelp av følgende forsøkseksempel.
Eksempel
Vandige oppløsninger fremstilles i avionisert vann inneholdende 8000 ppm av et kommersielt polyakrylamid (1 % hydrolyse, vektmidlere molekylvekt 5 000 000 - 6 000 000) og 50 ppm (9,6 x IO-<4>M) Cr(III) tilført i form av Cr(III)-klorid, idet blandingenes pH reguleres til den ønskede verdi ved tilsetning av en passende mengde perklorsyre. Tid i døgn for at disse oppløsninger skal geldanne ved 60°C bestemmes. For sammenligningsformål er gelutviklingen ved 25°C også angitt. Resultatene av disse tester er gitt i den etterfølgende tabell.
Claims (8)
- Resultatene er også vist grafisk i figuren, hvori horison-talaksen representerer pH av den geldannende vandige oppløsn-ing og vertikalaksen geldannelsestiden i døgn. Den grafiske fremstilling viser den progressive økning i geldannelsestiden etter som pH i den geldannende vandige oppløsning minsker når man arbeider ved 60°C. Når man arbeider ved 25°C er der ingen vesentlig geldannelse ved de lavere pH-verdier. Dette fravær eller vesentlig fravær av geldannelse av blandin-gene ved vanlig temperatur er en fordel idet at oppløsningene kan fremstilles og lagres ved vanlig temperatur før injeksjon i brønnen, uten fare for for tidlig geldannelse. PATENTKRAV 1. Fremgangsmåte for å nedsette permeabiliteten av en høypermeabilitets-sone i et oljereservoar som har en temperatur fra 50°C til 150°C, omfattende trinnene med: fremstilling av en vandig geldannende polymer oppløsning over bakken, injisering av den vandige geldannende polymere oppløs-ning inn i oljereservoaret gjennom minst ett borehull, idet den vandige geldannende polymere oppløsning tillates å nå nevnte høypermeabilitets-sone, og idet den vandige geldannende polymere oppløsning tillates å geldanne,karakterisert ved at den vandige geldannende polymere oppløsning inneholder: fra 1000 ppm (deler pr. million på vektbasis) til 50.000 ppm av en delvis hydrolysert polyakrylamid som har en vektmidlere molekylvekt på fra 100.000 til 20.000.000, fra 10 ppm til 5000 ppm av et Cr(III)-ion-basert fornetningsmiddel og ingen Cr(III)-ion-ligand, og en pH-regulerende syre valgt fra saltsyre, salpetersyre og perklorsyre, idet vektforholdet av det delvis hydrolyserte polyakrylamid til det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 1:1 til 1000:1, og idet nevnte pH-regulerende syre er tilstede i en slik mengde at geldannelsestiden av nevnte geldannende oppløsning modifiseres ved regulering av pH derav til en verdi fra 1,5 til 5,5.
- 2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert ved at den vektmidlere molekylvekt av det delvis hydrolyserte polyakrylamid er fra 200.000 til 12.000.000.
- 3. Framgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert ved at konsentrasjonen av det delvis hydrolyserte polyakrylamid er fra 4000 ppm til 30.000 ppm.
- 4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert ved at det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er valgt fra kloridet, nitratet og sulfatet av treverdig krom.
- 5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert ved at konsentrasjonen av det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 2 5 ppm til 500 ppm.
- 6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert ved at vektforholdet av det delvis hydrolyserte polyakrylamid til det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 5:1 til 500:1.
- 7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter trinnet med vasking av nevnte oljereservoar med en vandig sur oppløsning forut for injeksjonen av nevnte vandige geldannende polymere oppløsning deri.
- 8. Vandig geldannende polymer oppløsning for nedsettelse av permeabiliteten av en høypermeabilitets-sone i et oljereservoar som har en temperatur fra 50°C til 150°C, karakterisert ved at den inneholder: fra 1000 ppm (deler pr. million på vektbasis) til 50.000 ppm av et delvis hydrolysert polyakrylamid som har en vektmidlere molekylvekt fra 100.000 til 20.000.000, fra 10 ppm til 5000 ppm av et Cr(III)-ion-basert fornetningsmiddel og ingen Cr(III)-ion-ligand, og en pH-regulerende syre valgt fra saltsyre, salpetersyre og perklorsyre, idet vektforholdet av det delvis hydrolyserte polyakrylamid til det Cr(III)-ion-baserte fornetningsmiddel er fra 1:1 til 1000:1, og idet den pH-regulerende syre er tilstede i en slik mengde at geldannelsestiden av den geldannende oppløsning modifiseres ved regulering av pH derav til en verdi fra 1,5 til 5,5.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT8919968A IT1229226B (it) | 1989-03-31 | 1989-03-31 | Procedimento e composizione per ridurre la permeabilita' di una zona ad alta permeabilita' in un giacimento petrolifero. |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO901442D0 NO901442D0 (no) | 1990-03-29 |
| NO901442L NO901442L (no) | 1990-10-01 |
| NO179296B true NO179296B (no) | 1996-06-03 |
| NO179296C NO179296C (no) | 1996-09-11 |
Family
ID=11162712
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO901442A NO179296C (no) | 1989-03-31 | 1990-03-29 | Fremgangsmåte og vandig geldannende polymer opplösning for å nedsette permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5132029A (no) |
| EP (1) | EP0390280B1 (no) |
| JP (1) | JPH02272190A (no) |
| BR (1) | BR9001657A (no) |
| CA (1) | CA2013468C (no) |
| DK (1) | DK0390280T3 (no) |
| ES (1) | ES2041493T3 (no) |
| IT (1) | IT1229226B (no) |
| MX (1) | MX171742B (no) |
| NO (1) | NO179296C (no) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1264383B1 (it) * | 1993-05-07 | 1996-09-23 | Eniricerche Spa | Fanghi di perforazione acquosi fluidificati con conplessi di zirconio e alluminio |
| US5547025A (en) * | 1995-04-14 | 1996-08-20 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
| US5849674A (en) * | 1996-10-15 | 1998-12-15 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for oil field applications |
| US7732382B2 (en) * | 2006-02-14 | 2010-06-08 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Cross-linking composition and method of use |
| US20070187098A1 (en) * | 2006-02-14 | 2007-08-16 | Putzig Donald E | Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent |
| US20070187102A1 (en) * | 2006-02-14 | 2007-08-16 | Putzig Donald E | Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3615794A (en) * | 1968-05-20 | 1971-10-26 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method |
| US3687200A (en) * | 1970-06-08 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Method for controlling flow of aqueous fluids in subterranean formations |
| US3809160A (en) * | 1970-06-08 | 1974-05-07 | Dow Chemical Co | Improved method for selectively controlling flow of aqueous fluids in subterranean formations |
| US3795276A (en) * | 1971-10-20 | 1974-03-05 | Dow Chemical Co | Composition and the use thereof for reducing the permeability of a formation |
| US4290485A (en) * | 1972-05-08 | 1981-09-22 | The Dow Chemical Company | Reduction of water production from hydrocarbon containing subsurface formations |
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| US4534412A (en) * | 1983-12-09 | 1985-08-13 | Union Oil Company Of California | Continuous permeability reduction in subterranean reservoirs |
| US4657944A (en) * | 1984-02-09 | 1987-04-14 | Phillips Petroleum Company | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
| CA1267747A (en) * | 1984-06-25 | 1990-04-10 | Burton Burns Sandiford | Gel and process for preventing carbon dioxide break through |
| US4606407A (en) * | 1984-11-29 | 1986-08-19 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control |
| US4658898A (en) * | 1985-05-24 | 1987-04-21 | Mobil Oil Corporation | Oil reservoir permeability control using polymeric gels |
| US4723605A (en) * | 1986-12-09 | 1988-02-09 | Marathon Oil Company | Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4785028A (en) * | 1986-12-22 | 1988-11-15 | Mobil Oil Corporation | Gels for profile control in enhanced oil recovery under harsh conditions |
-
1989
- 1989-03-31 IT IT8919968A patent/IT1229226B/it active
-
1990
- 1990-03-27 EP EP90200725A patent/EP0390280B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-03-27 DK DK90200725.1T patent/DK0390280T3/da active
- 1990-03-27 ES ES199090200725T patent/ES2041493T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1990-03-29 NO NO901442A patent/NO179296C/no unknown
- 1990-03-30 BR BR909001657A patent/BR9001657A/pt not_active IP Right Cessation
- 1990-03-30 CA CA002013468A patent/CA2013468C/en not_active Expired - Fee Related
- 1990-03-30 JP JP2081447A patent/JPH02272190A/ja active Pending
- 1990-03-30 MX MX020135A patent/MX171742B/es unknown
-
1991
- 1991-01-17 US US07/642,157 patent/US5132029A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO901442L (no) | 1990-10-01 |
| EP0390280B1 (en) | 1993-05-12 |
| BR9001657A (pt) | 1991-05-14 |
| EP0390280A1 (en) | 1990-10-03 |
| CA2013468A1 (en) | 1990-09-30 |
| DK0390280T3 (da) | 1993-06-28 |
| NO901442D0 (no) | 1990-03-29 |
| JPH02272190A (ja) | 1990-11-06 |
| US5132029A (en) | 1992-07-21 |
| CA2013468C (en) | 1998-08-11 |
| IT1229226B (it) | 1991-07-26 |
| MX171742B (es) | 1993-11-11 |
| ES2041493T3 (es) | 1993-11-16 |
| NO179296C (no) | 1996-09-11 |
| IT8919968A0 (it) | 1989-03-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0390282B1 (en) | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery | |
| US5131469A (en) | Gellable aqueous compositions and its use in enhanced petroleum recovery | |
| US5219476A (en) | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery | |
| US4137182A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
| US4018286A (en) | Controlled well plugging with dilute polymer solutions | |
| US4498539A (en) | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions | |
| US5609208A (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 | |
| US5291949A (en) | Method for inhibiting caustic flood breakthrough | |
| CA1246852A (en) | Aqueous acid gels and use thereof | |
| US9464504B2 (en) | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems | |
| US5244042A (en) | Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean injection | |
| CA1228227A (en) | Gel for retarding water flow | |
| US4974677A (en) | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| US5674817A (en) | Controlling iron in aqueous well fracturing fluids | |
| AU1396900A (en) | Methods and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones | |
| US4133383A (en) | Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells | |
| US4100079A (en) | Polymers for acid thickening | |
| US5211858A (en) | Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean fluid containment | |
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| US5431226A (en) | Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
| NO179296B (no) | Fremgangsmåte og vandig geldannende polymer opplösning for å nedsette permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar | |
| US5226480A (en) | Recovery system containing lanthanide-crosslinked polymers | |
| NO179187B (no) | Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar | |
| US5263540A (en) | Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses |