JPH02272191A - ゲル化可能な水性組成物 - Google Patents

ゲル化可能な水性組成物

Info

Publication number
JPH02272191A
JPH02272191A JP2081448A JP8144890A JPH02272191A JP H02272191 A JPH02272191 A JP H02272191A JP 2081448 A JP2081448 A JP 2081448A JP 8144890 A JP8144890 A JP 8144890A JP H02272191 A JPH02272191 A JP H02272191A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
composition
gelatable
aqueous composition
aqueous
water
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2081448A
Other languages
English (en)
Inventor
Thomas P Lockhart
トーマス・ポール・ロックハート
Giovanni Burrafato
ジョバンニ・ブルラファート
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Agip SpA
Eni Tecnologie SpA
Original Assignee
Agip SpA
Eniricerche SpA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Agip SpA, Eniricerche SpA filed Critical Agip SpA
Publication of JPH02272191A publication Critical patent/JPH02272191A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents

Landscapes

  • 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)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。

Description

【発明の詳細な説明】 率の低下に特に適する遅延′時間を調節できるゲル化可
能な水性組成物に係る。さらに、本発明は、該ゲル化可
能な組成物を使用する油層における透過率の低下法にも
係る。
原油の一次回収法は、油層の自然エネルギー又は機械的
手段を利用して井戸から原油を産出させるものである。
しかしながら、これらの方法は、油層に含有される原油
の一部分のみを採取できるものであることが知られてい
る。採取される原油の量を増大させるため、通常、流体
(一般に水又は水性重合体溶液,岩盤の孔を通って原油
を産出井戸まで運ぶ)を油層に注入する二次回収法が利
用される。しかしながら、多くの油層は異なる透過率を
有する各種タイプの岩盤でなるため、注入した流体は透
過率のより大きい区域を通過する傾向かあり、透過率の
小さい区域はフラッンユ処理を全く受けないか又はわず
かに受けるのみである。
このような挙動により、油層から回収される原油の総重
量が制限される。
この問題を解消するためには、高透過性区域の少なくと
も一部の閉塞に基つく原油増進回収技術の1つを利用で
きる。これは、1以上の井戸を介して油層内にゲル化可
能な水性重合体溶液を供給し、その場で重合体のゲルを
形成させるものである。このようにして、その後に/1
11層に注入される流体の低透過性区域への流れを分散
させ、これにより該区域に含有される原油を回収する。
この目的に使用されるゲル化可能な溶液は、通常、多価
金属(通常Cr(HD又はAQ(H))の作用により架
橋可能なポリアクリルアミド、一部加水分解ポリアクリ
ルアミト等の如き水溶性重合体、又はキサンタンガムの
如き天然高分子物質の水溶液である。さらに、閉塞され
るべき区域が非常に広範囲及び/又は注入井戸から多少
離れていることがあり得るため、ゲル化溶液は、油層の
高透過性区域に到達し、該区域を完全に充満できるよう
な遅延ゲル化性でなければならない。
遅延ゲル化の問題は各種の方法で解決が図られている。
たとえば米国特許第3,785,437号に記載された
公知の方法では、架橋可能な重合体及びそれ自体では重
合体を架橋できない6価クロム塩を含有する水溶液を油
層に注入している。ついで、該ゲル化可能な溶液中に含
有される又はゲル化可能な溶液の注入に続いて水溶液の
形で油層に注入される還元剤(たとえばチオ尿素又は亜
硫酸水素塩)によって、クロムをゆっくりとした速度で
3価状態に還元し、油層内での注入溶液との混合により
ゲル化させる。このCr(Vl)/還元剤法(−成分系
ゲル化可能組成物によってゲル化を実施できるとの利点
を有する)は、しかしながら、6価クロムが有毒性であ
り、これにより環境に対する影響が大きいとの欠点を有
する。
連続注入の場合、注入された溶液の混合か不完全であり
、これらの界面でのみゲルが形成されるため、ゲルは薄
く、容易に劣化するとの欠点がある。
米国特許第3.762,476号には、地下の油層内の
透過率を矯正するために利用されるゲル化可能な組成物
が開示されており、該組成物は架橋可能な重合体、及び
金属イオン封鎖性及び遅延性を有するある種陽イオンと
錯化した多価金属イオンの形の架橋剤を含有してなる。
この特許の記載によれば、錯化架橋剤の溶液は、重合体
水溶液の注入後に油層に注入されており、」二連の連続
注入法に固有の欠点は解消されない。
米国特許第4,683,949号には、原油増進回収法
で使用されるゲル化可能な水性組成物が開示されており
、該組成物は水溶性ポリアクリルアミド、及びカルボキ
シレートイオン、さらに詳しくは脂肪族モノカルボン酸
イオン、特にアセテートイオンとのCr(III)錯体
形の架橋剤を含有する。この組成物の使用では、連続注
入に関連する問題を回避できるが、架橋における遅延性
はわずかである。
このため、油層の深い区域にゲルを位置させること(実
際には、しばしば要求される)に関しては、これらの組
成物も適当ではない。
発明者らは、ゲル化pH範囲内のpH値に応じた速度で
ゲル化する架橋可能な有機重合体及びCr(m)イオン
架橋剤を含有してなる水溶液を開発した。
しかしながら、このゲル化可能な溶液を油層に注入する
際には、加水分解、油層内の水との混合及び/又は接触
する岩盤の化学性によるpHの変化を受け、その結果、
早熟なゲル化を生ずる。このため、ゲル化速度の予測、
従って油層内におけるゲルの正確な配置に不確実な要因
を導入するものである。
このため、広い範囲内でかつ処理すべき油層の特性に左
右されない又は実質的に左右されないゲル化時間を有す
るゲル化可能な水溶液を利用できることが望まれている
このような要求は、架橋可能な重合体及び架橋剤に加え
て特殊な緩衝剤を含有する本発明のゲル化可能な組成物
によって達成されるとの知見を得た。
かかる知見によれば、本発明の1態様は、油層内の高透
過性区域の透過率を低減させうるゲル化可能な水性組成
物において、(a)多価金属イオン架橋剤の作用によっ
て架橋可能な水溶性有機重合体、(b)Cr(III 
)イオン架橋剤、(c)pKa約05ないし約8を有す
る有機塩基及びカルボキシリック又はスルホニツク芳香
族何機酸の中から選ばれる架橋剤に対する結合性を有し
ない又は実質的に有しない緩衝剤を含有する水溶液であ
って、前記成分(a)が1 、000ないし50,00
0ppmの量で存在し、前記成分(b)が10ないし5
 、000ppmの量で存在し、成分(a)(b)の重
量比が11ないし1,000:1であり、前記成分(c
)が0.005Mないし0.5Mの濃度で存在し、pH
が約2ないし約7の範囲内であることを特徴とするゲル
化可能な水性組成物を提供することにある。
なお、本明細書においてppmは重量基準で示す百方分
率である。
本発明の目的に使用できる水溶性の重合体は、カルボン
酸基を含有しかつ架橋剤の存在下、架橋pH領域(pH
約2ないし7)内でゲル化しうる高分子量の水溶性天然
高分子物質及び合成重合体である。
天然高分子物質には、多糖類及び変性多糖類が含まれる
。天然高分子物質の例としては、キサンタンガム、ガー
ゴム、カルボキシメチルセルロース、ヒドロキシエチル
セルロース、ヒドロキシプロピルセルロース及び化工デ
ンプンがある。該目的に使用できる合成重合体には、ポ
リアクリルアミド、一部加水分解ポリアクリルアミドの
如きアクリルアミド重合体及び1以上の共重合可能な単
量体とのアクリルアミド共重合体が含まれる。これら重
合体及び共重合体の重量平均分子量は、一般に100.
000ないし20,000,000であり、組成物にお
ける濃度は1,000ないし50,000ppmである
好適な具体例では、重量平均分子量200,000ない
し12,000,000を有するポリアクリルアミド重
合体又はこれらの一部加水分解生成物を4,000ない
し30,000ppmの濃度で使用する。
本発明の目的に使用できる架橋剤はCr(III)イオ
ンであり、従って、塩化物、硝酸塩又は硫酸塩の如き該
金属の水溶性無機塩を使用する。組成物中における架橋
剤の濃度(金属として)は10ないし5、OOOppm
、好ましくは25ないし500ppmである。
水溶性の有機重合体架橋剤の重量比は11ないし100
0: 1 、好ましくは51ないし500:1にま(1
[持される。
本発明の目的に有用な緩衝剤は、pKa約05ないし約
8を有しかつ架橋剤に対する配位性を有しない又は実質
的に有しない有機塩基又はカルボキンリック又はスルホ
ニツク芳香族酸である。このような有機塩基の例として
は、アニリン、2−ブロモアニリン、3−ブロモアニリ
ン、4−クロロアニリン、4−ニトロアニリン、ジフェ
ニルアミン、プロパン−1,2−ジアミンの如き脂肪族
又は芳香族有機アミンがある。有機塩基の他の例は、ト
リアジン、2−アミノチアゾール、ピペラジン、イミダ
ゾール、ベンズイミダゾール、キノリン、イソキノリン
、ピペリジン、ピリジン、2.4−ルチジン、3−クロ
ロピリジン又は0−トルイジンの如き環内に少なくとも
王の窒素異原子を含有する複素環有機化合物である。カ
ルボキシリック又はスルホニツク芳香族酸の例としては
、安息香酸、2二1・口安息香酸、2−クロロ安息香酸
及びベンゼンスルホン酸がある。
好適には、本発明による組成物では、緩衝剤の濃度を0
.005Mないし05M1好ましくは0.0075Mな
いしO,1Mに維持する。
さらに、本発明の組成物は、該組成物のゲル化が生じう
る範囲内(一般に約2ないし約7であり、所望のゲル時
間に応じてpH値を選択する)のpHを有する。必要又
は望まれる場合には、組成物のpH値を、塩酸又は過塩
素酸の如き無機酸又は水酸化ナトリウムの如き無機塩基
を添加することによって調節する。7以上のpH値では
、架橋に関しては不活性なコロイド状水酸化クロムが沈
殿するため、かかるpH値で操作することはできない。
本発明に従い緩衝剤を使用することにより、ゲル化可能
な溶液のpHを長時間一定に維持すること、又は処理す
べき油層の性質によって誘発されるpHの変動を少なく
ともかなりスローダウンさせることが可能となり、いず
れの場合にもゲル化時間を良好にコントロールできる。
一般に、水性ゲル又はゲル化可能な溶液が自然に低い所
望pH値を有するものに変化する傾向がある環境下では
、長時間に亘って好適pH値を維持することは重要であ
る。このようなpHの変動は、たとえば高温条件下(こ
の場合、重合体の加水分解の如き化学的変化が望ましく
ないpHの変化を生ずる)で起こる。他の場合として、
望ましくないpHの変化は、ゲルと他の水溶液又は化学
剤との接触によっても起こる。望ましくないpHの変動
の結果、ゲルの長期間安定性が低下し、ゲル化速度が変
化する。後者の問題は、たとえばプロフィールの変更を
目的として油層内の特定位置にゲル化可能な組成物を適
切に配置させようとする場合に、かなりの不確実性を導
入することになる。他の場合には、ゲル化可能な溶液が
金属装置と接触する際の腐食の低減を目的として、又は
ヒトの皮膚又は目に触れた際にも有害とはならないゲル
化可能な溶液及び最終のゲルを生成することを目的とし
てpHを選択できる。
他の態様によれば、本発明は、ゲル化可能な水溶液を油
層に注入し、ゲル化前に、油層の被処理区域に実質的に
侵入させるゲル化法を提供する。
この方法は、コントロールされた条件下、外部で上述の
ゲル化可能な組成物を調製し、調製した組成物を少なく
とも1の井戸を介して油層内に注入し、油層内において
組成物を移動させて、処理すべき高透過性区域に該組成
物を到達せしめると共に、該区域を実質的に充満させ、
及び該組成物をその場でゲル化させて、該高透過性区域
の透過率を低下させることを特徴とする。
ゲル化可能な水性組成物は、室温条件下で操作して、単
に構成成分を混合することによって調製される。成分の
添加順序は特に重要ではないが、好適な具体例では、次
のように調製を行っている。
すなわち、水溶性有機重合体及び緩衝剤の水溶液をまず
調製し、無機酸又は無機塩基でpHを調節する。別に架
橋剤の水溶液を調製する。ついで、これらの2種類の溶
液を混合する。
本発明の組成物を使用できる他の応用分野としては、ラ
イニング、発泡及び金属用の腐食フィルムの調製に関す
る分野がある。
後述の実施例から明らかなように、本発明による緩衝剤
を使用することにより、広い範囲から選ばれるpH値を
関数として調節可能な時間でゲル化を遅延できる。この
ゲル化時間は、処理すべき油層の性質に影響されず又は
極めてわずかに影響されるのみである。さらに、ゲル化
は室温又は室温よりも高い温度で起こり、安定で緻密な
ゲルを生成する。従って、油層内で遭遇する各種の条件
に適したゲル化可能な水溶液を調製できる。
次に、本発明を限定することな〈実施例について述べる
実施例1 市販のポリアクリルアミド(1%加水分解、重量平均分
子量5,000,000−6.000.000)8,0
00ppm。
Cr(m)塩化物又は硝酸塩として供給されるCr(T
II)50ppm、緩衝剤及び所望の値にpHを調整す
るに必要な量の過塩素酸を含有する蒸留水溶液を調製し
た。これら溶液に関し、温度25°C及び60°Cで完
全にゲル化するに要する時間(日)を測定した。得られ
た結果を次表に示す。
pH 3,27 6,06 6,25 6,43 (*) 緩衝剤    ケ′ル化時間(日) 濃度 −」[に一一−」と −剣℃ −り工 3−CQ−ピリジ゛ン    0.06     (*
)      323−■−ピリジ゛ン    0.0
3     (*)      183−a2−ビリジ
′ン    0.03     (−)      1
9o−)ルイシ゛7       0.03     
11     1ビリジ゛ン          0.
03      1      124−ルチシ゛ン 
     0.015    1      1ピリジ
′ン         0.06    0.5   
  0.524−ルチシ゛ン      0.015 
    1      1イミタ゛ソ′−ル     
  0.03    0.5     0.524−ル
チシ゛ン      0.015    1     
 2イミタ′ソ゛−ル       0.03    
 (−)       0.5イミタ゛ソ゛−ル   
    0.03      3      3234
日後でもゲル化しない。
テストせず。
組成物のpHをミクロ電極によって定期的にチエツクし
たが、46日間で02単位以下のpHの変化が観察され
た。
実施例2 カルボキシリック及びスルホニツク芳香族有機酸形の緩
衝剤を濃度0.0075M(ただし、ベンゼンスルホン
酸の場合の濃度は001Mである)で含有するゲル化可
能な組成物を調製し、実施例1と同じ操作を行った。テ
ストの結果を次表に示す。
緩衝剤     溶液 ゲル化時間(日)J独影 25
°C60°C 2,04(**)   17 2.57   (*)   22 3.05   (*)   17 3.76  56  8 4.09  19  2 4.31  11  2 4.67  11  2 ベンゼンスルホン酸 2−ニトロ安息香酸 2−ニトロ安息香酸 2−ニトロ安息香酸 2−クロロ安息香酸 2−クロロ安息香酸 2−クロロ安息香酸 (*):81日後でもゲル化しない。
(**): 44日後でもゲル化しない。
60°Cで実施した実施例1及び2の結果を図面にグラ
フとして示した。グラフにおいて、横軸はゲル化可能な
溶液のpHを示し、縦軸はゲル化時間(日)を示す。
実施例3 前記実施例1のポリアミド8,000ppm、 Cr(
III)50ppm及び緩衝剤を含有するコントロール
したp+(のゲル化可能な水溶液を調製した。これら溶
液を60°Cでゲル化させた。テストの詳細を次表に示
す。
緩衝剤    溶液のpHゲル化時間(日)60℃ ベンズイミダゾール  57     〈1キノリン 
       55     〈12−アミノチアゾー
ル  5,5     < 1ピペラジン      
 5.5’    <1安息香酸       55 
    1実施例4 実施例1の操作法に従い、コントロールしたpHのゲル
化可能な水溶液を調製した。
これら溶液を90°Cでゲル化させた。テストの結果を
次表に示す。
緩衝剤 0.1M 3−CQ−ピリジン 3−■−ピリジン 3−CQ−ピリジン 3−印−ピリジン 安息香酸 安息香酸 ピリジン 溶液のpHゲル化時間 一世」[− 2,515,5 実施例5(比較) 前記実施例1のポリアクリルアミド8,0OOp凹、C
r(In )50ppm及びCr(III)に対する結
合性を有する緩衝剤を含有するコントロールしたpHの
ゲル化可能な水性溶液を調製した。これらの溶液を25
℃及び60℃でゲル化させた。テストの詳細を次表に示
す。
緩衝剤   溶液のpH ゲル化時間(日) 25°C60°C (*)   (*) (*)   (*) (*)   15 (*)   (*) (*)   (*) シュウ酸塩    4 クエン酸塩    4 酢酸塩      4 酒石酸塩     4 マロン酸塩    5 (*):41日後でもゲル化しない。
実施例5から明らかなように、従来のシュウ酸塩、クエ
ン酸塩、酢酸塩、酒石酸塩及びマロン酸塩緩衝剤はゲル
化を妨げ、完全にゲル化を阻害するか、又は弱いゲルを
生成する。
本発明の1つの態様では、ゲル化の化学性を妨げること
なく、緩衝剤として効果的に機能する各種の化合物を同
等に使用できる。特別な理論に基づくものではないが、
従来の緩衝剤によって緩衝化した溶液が有効でないこと
は、これら化合物が架橋金属イオンと錯化し、架橋剤と
重合体との間の反応を阻止することによるものと推測さ
れる。
この機構によれば、本発明の効果的な緩衝剤はCr(I
[[)に対する結合性を実質的に有していないものであ
ることが注目される。有効な緩衝剤としては、このよう
な特性が必須条件であると考えられる。
【図面の簡単な説明】
図面は、本発明によるゲル化可能な水溶液におけるpH
とゲル化時間との関係を示すグラフである。

Claims (1)

  1. 【特許請求の範囲】 1 油層内の高透過性区域の透過率を低減させうるゲル
    化可能な水性組成物において、(a)多価金属イオン架
    橋剤の作用によって架橋可能な水溶性有機重合体、(b
    )Cr(III)イオン架橋剤、(c)pKa約0.5な
    いし約8を有する有機塩基及びカルボキシリック又はス
    ルホニック芳香族有機酸の中から選ばれる架橋剤に対す
    る配位性を有しない又は実質的に有しない緩衝剤を含有
    する水溶液であって、前記成分(a)が1,000ない
    し50,000ppmの量で存在し、前記成分(b)が
    10ないし5,000ppmの量で存在し、成分(a)
    :(b)の重量比が1:1ないし1,000:1であり
    、前記成分(c)が0.005Mないし0.5Mの濃度
    で存在し、pHが約2ないし約7の範囲内であることを
    特徴とする、ゲル化可能な水性組成物。 2 請求項1記載のものにおいて、前記水溶性有機重合
    体が、天然高分子物質又は水溶性の合成重合体である、
    ゲル化可能な水性組成物。 3 請求項2記載のものにおいて、前記天然高分子物質
    がキサンタンガム、ガーゴム、カルボキシメチルセルロ
    ース、ヒドロキシエチルセルロース及び化工デンプンの
    中から選ばれるものである、ゲル化可能な水性組成物。 4 請求項2記載のものにおいて、前記水溶性の合成重
    合体が、ポリアクリルアミド、一部加水分解したポリア
    クリルアミド及び1以上の共重合可能な単量体とのアク
    リルアミド共重合体の中から選ばれるものである、ゲル
    化可能な水性組成物。 5 請求項1記載のものにおいて、前記水溶性有機重合
    体が平均分子量100,000ないし20,000,0
    00を有するものである、ゲル化可能な水性組成物。 6 請求項5記載のものにおいて、重量平均分子量が2
    00,000ないし12,000,000である、ゲル
    化可能な水性組成物。 7 請求項1記載のものにおいて、前記水溶性有機重合
    体の該組成物における濃度が4,000ないし30,0
    00ppmである、ゲル化可能な水性組成物。 8 請求項1記載のものにおいて、前記架橋剤をCr(
    III)の塩化物、硝酸塩又は硫酸塩の形で供給する、ゲ
    ル化可能な水性組成物。 9 請求項1記載のものにおいて、前記架橋剤の該組成
    物における濃度が25ないし500ppmである、ゲル
    化可能な水性組成物。 10 請求項1記載のものにおいて、水溶性有機重合体
    :架橋剤の重量比が5:1ないし500:1である、ゲ
    ル化可能な水性組成物。 11 請求項1記載のものにおいて、前記有機塩基緩衝
    剤、脂肪族又は芳香族の有機アミン及び環内に少なくと
    も1の窒素異原子を含有する複素環有機化合物の中から
    選ばれるものである、ゲル化可能な水性組成物。 12 請求項11記載のものにおいて、前記有機塩基が
    、アニリン、2−ブロモアニリン、3−ブロモアニリン
    、4−クロロアニリン、4−ニトロアニリン、ジフェニ
    ルアミン、プロパン−1,2−ジアミン、トリアジン、
    2−アミノチアゾール、ピペラジン、イミダゾール、ベ
    ンズイミダゾール、キノリン、イソキノリン、ピペリジ
    ン、ピリジン、3,4−ルチジン、3−クロロピリジン
    又はo−トルイジンである、ゲル化可能な水性組成物。 13 請求項1記載のものにおいて、前記カルボキシリ
    ック又はスルホニック芳香族有機酸緩衝剤が、安息香酸
    、2−ニトロ安息香酸、2−クロロ安息香酸及びベンゼ
    ンスルホン酸の中から選ばれるものである、ゲル化可能
    な水性組成物。 14 請求項1記載のものにおいて、前記緩衝剤の濃度
    が0.0075ないし0.1Mである、ゲル化可能な水
    性組成物。 15 油層内の高透過性区域の透過率を低下させる方法
    において、コントロールされた条件下、外部で操作して
    請求項1−14記載のゲル化可能な水性組成物を調製し
    、調製した組成物を少なくとも1の井戸を介して油層内
    に注入し、油層内において組成物を移動させて、処理す
    べき高透過性区域に該組成物を到達せしめると共に、該
    区域を実質的に充満させ;該組成物をその場でゲル化さ
    せて、該高透過性区域の透過率を低下させることを特徴
    とする、透過率の低下法。
JP2081448A 1989-03-31 1990-03-30 ゲル化可能な水性組成物 Pending JPH02272191A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT8919969A IT1229218B (it) 1989-03-31 1989-03-31 Composizione acquosa tamponata gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio.
IT19969A/89 1989-03-31

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JPH02272191A true JPH02272191A (ja) 1990-11-06

Family

ID=11162721

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2081448A Pending JPH02272191A (ja) 1989-03-31 1990-03-30 ゲル化可能な水性組成物

Country Status (10)

Country Link
US (1) US5100932A (ja)
EP (1) EP0390281B1 (ja)
JP (1) JPH02272191A (ja)
BR (1) BR9001655A (ja)
CA (1) CA2013469C (ja)
DK (1) DK0390281T3 (ja)
ES (1) ES2038034T3 (ja)
IT (1) IT1229218B (ja)
MX (1) MX171743B (ja)
NO (1) NO179187C (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015133019A1 (ja) * 2014-03-03 2015-09-11 第一工業製薬株式会社 セルロース繊維ナノ分散液圧入装置およびそれを用いたセルロース繊維ナノ分散液圧入方法、並びに炭化水素生産方法
US10562984B2 (en) 2013-08-30 2020-02-18 Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. Crude oil recovery additive

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
US5342543A (en) * 1991-05-28 1994-08-30 Data Medical Associates, Inc. Neutralizing absorbent for acids and bases
IT1264383B1 (it) * 1993-05-07 1996-09-23 Eniricerche Spa Fanghi di perforazione acquosi fluidificati con conplessi di zirconio e alluminio
US6524653B1 (en) * 2000-11-01 2003-02-25 Niponi, Llc Cellulose-based fire retardant composition
JP4446233B2 (ja) * 2004-03-03 2010-04-07 ディップソール株式会社 3価クロメート処理溶液用の皮膜総合摩擦係数低減剤、3価クロメート処理溶液及びその製造方法、並びに総合摩擦係数が低減した3価クロメート皮膜及びその製造方法
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
US7732382B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Cross-linking composition and method of use
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent
CN108350347A (zh) * 2015-09-17 2018-07-31 沙特阿拉伯石油公司 含表面活性剂的凝胶对裂隙碳酸盐储层的化学渗吸
US11746282B2 (en) 2018-06-08 2023-09-05 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US11274243B2 (en) 2018-06-08 2022-03-15 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US12054669B2 (en) 2018-06-08 2024-08-06 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fluid compositions and uses thereof

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3615794A (en) * 1968-05-20 1971-10-26 Dow Chemical Co Sealing composition and method
US4552217A (en) * 1984-07-09 1985-11-12 Phillips Petroleum Company Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
US4606407A (en) * 1984-11-29 1986-08-19 Mobil Oil Corporation Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10562984B2 (en) 2013-08-30 2020-02-18 Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. Crude oil recovery additive
WO2015133019A1 (ja) * 2014-03-03 2015-09-11 第一工業製薬株式会社 セルロース繊維ナノ分散液圧入装置およびそれを用いたセルロース繊維ナノ分散液圧入方法、並びに炭化水素生産方法

Also Published As

Publication number Publication date
NO179187B (no) 1996-05-13
IT1229218B (it) 1991-07-26
US5100932A (en) 1992-03-31
NO901443L (no) 1990-10-01
IT8919969A0 (it) 1989-03-31
ES2038034T3 (es) 1993-07-01
BR9001655A (pt) 1991-05-14
NO901443D0 (no) 1990-03-29
NO179187C (no) 1996-08-21
CA2013469C (en) 1998-08-11
MX171743B (es) 1993-11-11
EP0390281B1 (en) 1992-12-02
CA2013469A1 (en) 1990-09-30
DK0390281T3 (da) 1993-01-25
EP0390281A1 (en) 1990-10-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JPH02272191A (ja) ゲル化可能な水性組成物
US4018286A (en) Controlled well plugging with dilute polymer solutions
CA1254025A (en) Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
CN101688112B (zh) 用络合的金属交联剂进行油井处理
US10640700B2 (en) High temperature crosslinked fracturing fluids
US4773481A (en) Reducing permeability of highly permeable zones in underground formations
EP0738824B1 (en) Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range
US6189615B1 (en) Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US4460751A (en) Crosslinking composition and method of preparation
US5421411A (en) Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
CA1054354A (en) Friction reducing polyacrylamide additives
CA1228227A (en) Gel for retarding water flow
JPH02274791A (ja) ゲル化可能な水性組成物
JPH02274792A (ja) ゲル化可能な水性組成物
CN105199706A (zh) 一种适用于聚合物压裂液体系的有机锆交联剂及其制备方法
EP0350548A1 (en) Reducing permeability of highly permeable zones in underground formations
US4035195A (en) Crosslinking cellulose polymers
CA2790185A1 (en) Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions
US4665987A (en) Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow
JP2013501832A (ja) 岩石の透過性を減少させるための有機塩
JPH02272190A (ja) 透過率の低下法
US4666957A (en) Gel for retarding water flow
US4693310A (en) Conformance correction to improve hydrocarbon recovery from a subterranean formation
RU2763498C1 (ru) Соль монохлоруксусной кислоты с хелатирующим агентом для замедленного подкисления в нефтедобывающей промышленности
US5816323A (en) Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel