JPH02274791A - 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
JPH02274791A
JPH02274791A JP2081446A JP8144690A JPH02274791A JP H02274791 A JPH02274791 A JP H02274791A JP 2081446 A JP2081446 A JP 2081446A JP 8144690 A JP8144690 A JP 8144690A JP H02274791 A JPH02274791 A JP H02274791A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
water
composition
gelatable
aqueous composition
ligand
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
JP2081446A
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 JPH02274791A publication Critical patent/JPH02274791A/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
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/903Crosslinked resin or polymer

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)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Colloid Chemistry (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】 下させうる遅延ゲル化性を有す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を介して油層から石油を産出させる
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、選択した注入井戸を介して流体、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、原油を含む岩盤が不均一であるため(こ
の結果、透過率の異なる区域が存在することになる)、
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
にある。この結果、透過率の小さい区域は注入流体によ
ってフラッシュ処理を受けないことになり、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、水攻後の高透過性区域の
部分的又は完全な閉塞に基づく原油増進回収技術の1つ
を利用できる。これは、1以」二の井戸を介して油層内
にゲル化可能な重合体の水溶液を供給し、高透過性区域
において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、その後に油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(III)のイオンの作用により架橋可
能なポリアクリルアミト、一部加水分解ポリアクリルア
ミド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
延ケル化タイプのもの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後に水溶液の形で
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、ゲル化させる。このCr(VI)/還元
剤法(油層内に単一の遅延ゲル化溶液を注入できるとの
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が不完全であり
、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
錯化した多価金属の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るため、上述の連続
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
は控えめである。
このため、油層の深い区域にゲルを位置させること(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、架橋剤に関して特殊な配位子を使用し、実
際の目的に応じて広い範囲で調節可能なゲル化遅延時間
を有する本発明のゲル化可能な組成物によって上述の欠
点を解消できるとの知見を得た。さらに、かかる組成物
は周囲温度又は高温で緻密なゲルに変換されるものであ
り、油層内の透過率を矯正する原油増進回収法で非常に
有効である。
このように、本発明の目的は、調節可能なゲル化遅延時
間を有するゲル化可能な水性組成物を提供することにあ
る。
本発明の他の目的は、原油増進回収法における当該組成
物の使用にある。
本発明のさらに他の目的に関しては、後述の記載及び実
施例から明白になるであろう。
1態様によれば、本発明は、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)水溶性のα−アミノ酸及び有機性α−ヒドロキシ酸
の中から選ばれる前記架橋剤用の配位子を含有する水溶
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:lであり、前記成
分(c)が成分(b)の9原子当たり05ないし500
モルの量で存在し、pHが約70以下であることを特徴
とするゲル化可能な水性組成物を提供する。
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、架橋剤の
存在下、架橋pH領域(pH約20ないし70)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100000ないし20.000.OOOテあり、
組成物における濃度Ltl、000ないし50 、00
0ppm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4000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(In)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1oないし5 、000ppm
、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500:11:維持さ
れる。
本発明の目的に有用な架橋剤用の配位子は、般式 %式% (式中、Rは炭素数1ないし15、好ましくは1ないし
5の直鎖状又は分枝状アルキル基、シクロアルキル基又
はアリール基であり、Xはヒトロキンル基又はアミノ基
である)で表される水溶性の有機α−ヒドロキシ酸及び
α−アミノ酸の中から選ばれる。
このような配位子の例としては、グリコール酸、乳酸、
グリシン、セリン及び2−アミノブチル酸がある。これ
らの配位子は塩、特にアルカリ金属塩又はアンモニウム
塩としてゲル化可能な水性組成物に添加される。
本発明の組成物において、Cr(ITI)配位子及び架
橋剤はモル比051ないし5001、好ましくは51な
いし1001で存在する。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(−般に約2.0な
いし70)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。本発明のゲル化可能な組成物のゲル化の
ためには、中性又は酸性のpHが必要である。これに関
連して、アルカリ域のpHでは、コロイド状の水酸化ク
ロムか沈殿し、この化合物は架橋に関しては不活性であ
る。
本発明の配位子がCr(III)によって架橋されたゲ
ルのゲル化速度に対して遅延効果を発揮する機構は正確
には確認されていないが、この効果は、溶液中において
Cr(III)と錯化することによるものと考えられる
。特に、錯化又は金属イオン封鎖された形状、すなわち
Cr(m ) −L(L−配位子)では、Cr(III
)は重合体鎖の反応性カルボン酸基との反応には利用さ
れず、従ってゲル化が生じないものと考えられる。この
理論によれば、下記の式によって示される如く、配位子
りが解離する際にのみ、Cr(III)が架橋に利用さ
れるようになる。
+し 基本的には、これは、架橋速度がゲル化可能な組成物に
添加された特殊な配位子の濃度及び化学性に強く左右さ
れることを意味する。ある種の配位子(特に当明細書に
記載のもの)は有効であるか、架橋用のCr(III)
を放出する速度によっては他のものも有効となりうる。
このような関係において、アセテートイオンはCr(I
II)用の弱い錯化剤であり[1rving H,N、
M、H,rJ、 Soc、 Leather Tech
nChemistsJ (1974) 58.51参照
]、従って、高温でのゲル化において長い遅延を達成す
るには有効ではない。本発明に従い配位子りを添加する
ことによって効果は錯体Cr(III)−りの形成によ
るものであるため、本発明は溶液中で成分を混合するこ
とによって(後述の実施例で記載する)又は予め形成し
た錯体を使用することによって実行される。後者の場合
には、かかる錯体は溶液中の過剰の配位子と共に又は不
存在下で使用される。
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、外部て」二連
のゲル化可能な組成物を調製し1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、水
溶性有機重合体及び配位子の水溶液をまず調製し、つい
で、この溶液に架橋剤溶液を添加している。最後に、必
要であれば無機酸又は無機塩基を添加することによって
pHを調整する。
後述の実施例から明らかなように、配位子としてα−ヒ
ドロキシ酸又はα−アミノ酸を使用することにより、特
に配位子/架橋剤の比を関数として広い範囲内の値の時
間でゲル化を遅延できる。
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。
以下の実施例(本発明はこれらに限定されない)では、
次の一般法を利用した。
それぞれ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
)10.000ppm及びCr(III)硝酸塩及び塩
化物形のCr(III)1.000ppm(1,9X 
10−2M)を含有する脱イオン水の溶液2種類を調製
する。これら溶液の一定量を混合して、最終ポリアクリ
ルアミド濃度8,000ppm、最終Cr(ffl)濃
度50ppm及び各種の配位子濃度を有し、Cr(II
I)・配位子のモル比が05・工ないし501である溶
液を調製する。必要に応じて水酸化ナトリウム水溶液又
は塩酸水溶液を添加することによって溶液のpHを5.
5±02に調整する。25°C160°C及び場合によ
っては85℃でのゲル化の進行を追跡するため、各溶液
について同一のサンプルを調製する。
実施例I Cr(III)に対して各種のモル比でグリコール酸を
配位子として使用し、次表に示す各種の温度で溶液のゲ
ル化が完了するまでの時間(日)を測定した。
テスト結果を次表に示す。
モル比      ゲル化時間(日) L:Cr(mユ   25°C60°C1:1    
    1        <0.510: 1   
    32       6650:1      
 (*)      (*)(*)72日後でもゲル化
しない。
56C 〈0.5 実施例2 Cr(III)に対して各種のモル比で乳酸を配位子と
して使用し、次表に示す各種の温度で溶液のゲル化が完
了するまでの時間(日)を測定した。テストモル比  
    ゲル化時間(日) 」ユ5ゴ」125°C60°C85°C1:1    
   1        1       15:1 
      3        1       11
0: 1       5        19   
    125:1       (*)      
 47      150:1       (*) 
      66      6(*)ニア2日後でも
ゲル化しない。
実施例3 Cr(III)に対して各種のモル比でグリシンを配位
子として使用し、次表に示す各種の温度で溶液のゲル化
が完了するまでの時間(日)を測定した。テスト結果を
次表に示す。
モル比      ゲル化時間(日) 」ユ幻」Iユ   25°C 2,11 10:1      9 60°0     85°C 実施例4 Cr(III)に対して各種のモル比でセリンを配位子
として使用し、次表に示す各種の温度で溶液のケル化が
完了するまでの時間(日)を測定した。
テスト結果を次表に示す。
モル比    ゲル化時間(日) 」」11口256C60”C 10: 1      (* )     125°1
      (*)     16(*): 62日後
でもゲル化しない。
実施例5 Cr(III)に対して各種のモル比で2−アミノブチ
ル酸を配位子として使用し、次表に示す各種の温度で溶
液のゲル化が完了するまでの時間(日)を測定した。テ
スト結果を次表に示す。
モル比    ゲル化時間(日) 」ユQ副皿ユ 25・1 (*):68日後で 25°C60’C (*)6 もゲル化しない。
実施例6(比較) Cr(III)に対して各種のモル比で酢酸を配位子と
して使用し、次表に示す各種の温度で溶液のケル化が完
了するまでの時間(日)を測定した。テスト結果を次表
に示す。
モル比      ゲル化時間(日) 」」【1口   25°C60°C85°C1:1  
     1       <0.5     <0.
510: 1      4       <0.5 
    <0.550:1      (*)    
   11      3(*):43日後でもゲル化
しない。
実施例7 配位子/Cr(III)のモル比5/1て配位子として
グリコール酸を使用し、各種のpH値を有する組成物に
よって、3種のゲル化テストを行った。結果を次表に示
す。テスl−2及び3は比較テストである。
テスト   pHゲル化時間(日) 25°C60°C 15,566 29,5(*)    (*) 3      9.5      (*)    (*
)(*):50日後でもゲル化しない。いずれのサンプ
ルも、コロイド状水酸化クロ ムの存在のため濁っている。
なお、テスト2では、すべての成分を混合した後にpH
値を調整した。テスト3では、重合体溶液及び配位子溶
液を混合した後であって、Cr(III)の添加前にp
n値を90に調整し、Cr(III)の添加後にpn値
を95に調整した。
実施例8 配位子/Cr(III)のモル比5/1で配位子として
乳酸を使用し、各種のpH値を有する組成物によって、
3種のゲル化テストを行った。結果を次表に示す。
テスト2及び3は比較テストである。
テスト   pHゲル化時間(日) 25°C60°C 15,5519 29,5(*)    (*) 3      9.5     (*)    (*)
(*):50日後でもゲル化しない。いずれのサンプル
も、コロイド状水酸化クロ ムの存在のため濁っている。
なお、pHを前記実施例7のテスト2及び3と同様に調
整した。
比較例では、Cr(OH)3・3H20(水溶性が非常
に低い物質)の存在が認められた。水溶性重合体の存在
下であっても、水溶液についての濁り度測定により判定
できる。これら条件下では、配位子はクロムに対して明
らかに不活性であり、クロムも重合体溶液の架橋には不
活性である。

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)水溶性のα−アミノ酸及
    び有機性α−ヒドロキシ酸の中から選ばれる前記架橋剤
    用の配位子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1,0
    00:1であり、前記成分(c)が成分(b)のg原子
    当たり0.5ないし500モルの量で存在し、pHが約
    7.0以下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、前記配位子が、一
    般式 ▲数式、化学式、表等があります▼ (式中、Rは炭素数1ないし15、好ましくは1ないし
    5の直鎖状又は分枝状アルキル基、シクロアルキル基又
    はアリール基であり、Xはヒドロキシル基又はアミノ基
    である)で表されるものの中から選ばれる、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、前記配位子が、
    グリコール酸、乳酸、グリシン、セリン及び2−アミノ
    ブチル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。 13 請求項1記載のものにおいて、前記配位子が架橋
    剤g原子当たり1ないし100モルの量で該組成物中に
    存在する、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、該組成物のpHが
    約2.0ないし7.0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。
JP2081446A 1989-03-31 1990-03-30 ゲル化可能な水性組成物 Pending JPH02274791A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT8919967A IT1229217B (it) 1989-03-31 1989-03-31 Composizione acquosa gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio.
IT19967A/89 1989-03-31

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JPH02274791A true JPH02274791A (ja) 1990-11-08

Family

ID=11162705

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2081446A Pending JPH02274791A (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) US5131469A (ja)
EP (1) EP0390279B1 (ja)
JP (1) JPH02274791A (ja)
BR (1) BR9001656A (ja)
CA (1) CA2013467C (ja)
DK (1) DK0390279T3 (ja)
ES (1) ES2041492T3 (ja)
IT (1) IT1229217B (ja)
MX (1) MX171012B (ja)
NO (1) NO179223C (ja)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5322123A (en) * 1990-10-28 1994-06-21 Institut Francais Du Petrole Use of gel-based compositions for reducing the production of water in oil- or gas-producing wells
IT1243492B (it) * 1990-11-23 1994-06-15 Eniricerche Spa Composizioni acquose gelificabili contenenti polimeri con particolari gruppi funzionali chelanti utili per il recupero del petrolio da un giacimento.
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
IT1245382B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero
EP0544377B1 (en) * 1991-11-26 1996-05-22 ENIRICERCHE S.p.A. Aqueous gellable composition containing an anti-syneresis agent
IT1264383B1 (it) * 1993-05-07 1996-09-23 Eniricerche Spa Fanghi di perforazione acquosi fluidificati con conplessi di zirconio e alluminio
US5421411A (en) * 1994-01-03 1995-06-06 Marathon Oil Company Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
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
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
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
US6432331B1 (en) 1997-04-01 2002-08-13 Marathon Oil Company Tank bottom restoration process
US5842519A (en) * 1997-05-21 1998-12-01 Marathon Oil Company Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern
US5947644A (en) * 1998-04-03 1999-09-07 Marathon Oil Company Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall
US6189615B1 (en) 1998-12-15 2001-02-20 Marathon Oil Company Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US6025304A (en) * 1998-12-15 2000-02-15 Marathon Oil Company Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel
CA2621598C (en) * 2005-09-16 2011-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Polymer mixtures for crosslinked fluids
US8088719B2 (en) 2005-09-16 2012-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Polymer mixtures for crosslinked fluids
US7445044B2 (en) 2005-09-16 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Polymer mixtures for crosslinked fluids
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods 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
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
US8697610B2 (en) 2007-05-11 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with complexed metal crosslinkers
US8853135B2 (en) 2008-05-07 2014-10-07 Schlumberger Technology Corporation Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers
CA2998856C (en) * 2015-09-17 2022-04-05 Saudi Arabian Oil Company Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs
WO2020146884A1 (en) 2019-01-11 2020-07-16 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions for mitigating water production

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB218773A (en) * 1923-04-24 1924-07-17 William Grimley Improvements in spraying devices
US3978928A (en) * 1975-04-14 1976-09-07 Phillips Petroleum Company Process for the production of fluids from subterranean formations
US4606407A (en) * 1984-11-29 1986-08-19 Mobil Oil Corporation Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control
US4657081A (en) * 1986-02-19 1987-04-14 Dowell Schlumberger Incorporated Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition
US4706754A (en) * 1986-03-14 1987-11-17 Marathon Oil Company Oil recovery process using a delayed polymer gel
US4723605A (en) * 1986-12-09 1988-02-09 Marathon Oil Company Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications
US4722397A (en) * 1986-12-22 1988-02-02 Marathon Oil Company Well completion process using a polymer gel
US4917186A (en) * 1989-02-16 1990-04-17 Phillips Petroleum Company Altering subterranean formation permeability

Also Published As

Publication number Publication date
IT8919967A0 (it) 1989-03-31
DK0390279T3 (da) 1993-08-02
CA2013467A1 (en) 1990-09-30
IT1229217B (it) 1991-07-26
NO901441L (no) 1990-10-01
NO179223C (no) 1996-08-28
US5131469A (en) 1992-07-21
EP0390279A1 (en) 1990-10-03
CA2013467C (en) 1998-08-11
NO179223B (no) 1996-05-20
MX171012B (es) 1993-09-24
NO901441D0 (no) 1990-03-29
EP0390279B1 (en) 1993-05-19
ES2041492T3 (es) 1993-11-16
BR9001656A (pt) 1991-05-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JPH02274791A (ja) ゲル化可能な水性組成物
CA1254025A (en) Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
JPH02274792A (ja) ゲル化可能な水性組成物
US4498539A (en) Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions
US5310489A (en) Borate cross-linking solutions
US4460751A (en) Crosslinking composition and method of preparation
CA2537920C (en) Methods and compositions for treating subterranean zones utilizing delayed breaker compositions
US5642783A (en) Process for treating oil-bearing formation
CA2107550C (en) Gelling compositions useful for oil field applications
US4018286A (en) Controlled well plugging with dilute polymer solutions
US5219476A (en) Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
US5067565A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US5122549A (en) Crosslinkable cellulose derivatives
US4524829A (en) Method of altering the permeability of a subterranean formation
MXPA01012996A (es) Composiciones y procesos para aplicaciones en campos petroliferos.
EP0599474B1 (en) Controlling iron in aqueous well fracturing fluids
US4455169A (en) Salt water cement slurries and water loss reducing additives therefor
GB2025489A (en) Well acidizing
EP0390281B1 (en) Gellable buffered aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
CA2013468C (en) Method and composition for reducing the permeability of a high-permeability zone in an oil reservoir
US5252234A (en) Borate cross-linking solutions
GB2080812A (en) Water loss reducing additives for salt water cement slurries
US5266224A (en) Borate cross-linking solutions
US5252235A (en) Borate cross-linking solutions