NO774143L - Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner - Google Patents

Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner

Info

Publication number
NO774143L
NO774143L NO774143A NO774143A NO774143L NO 774143 L NO774143 L NO 774143L NO 774143 A NO774143 A NO 774143A NO 774143 A NO774143 A NO 774143A NO 774143 L NO774143 L NO 774143L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
emulsion
wax
reactant
soil formation
temperature
Prior art date
Application number
NO774143A
Other languages
English (en)
Inventor
Daniel Culver Cavin
Original Assignee
Shell Int Research
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 Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of NO774143L publication Critical patent/NO774143L/no

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
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å
redusere permeabiliteten av en permeabel underjordisk jordformasjon. Mere spesielt angår den plugging av porer beliggende innen de
første få cm av den del av jordformasjonen som støter til borehullet i en brønn og fremskaffer en måte å gjøre dette på i jordformasjoner som er relativt høypermeable og/eller oppbrutt.
I henhold til oppfinnelsen reduseres permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon ved å avsette voks i og nær en frilagt overflate av formasjonen. Et smeltet voks som har et smeltepunkt nær, men over temperaturen for jordformasjonen som skal behandles, blandes i det vesentlige homogent med et emulgeringsmiddel som består i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse. En olje-i-vann-emulsjon fremstilles ved å dispergere,smelt et voksblanding i en vandig væske slik at i det vesentlige alle av de dispergerte partikler har en gjennomsnittsdiameter på under ca. 4 M-m og vannfasen har en pH under ' ca . 4- Et pH-økende reaktivt- materiale oppløses i den vandige væskefase av emulsjonen. Typen og mengden av det reaktive materiale velges slik at dets reaksjon bringer emulsjonen til å bryte ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er blitt utsatt for den temperatureksponering som følger av å bringe væsken til å strømme inn i den underjordiske formasjon som skal behandles. Emulsjonen og reaktanten er forenet, i det minste så snart som de trenger inn i porene av jordf ormas jonen, og føres inn "i jordformasjonen som skal behandles med en hastighet slik at nedbrytningen av emulsjonen avsetter voks i og nær den eksponerte overflate av jordformasjonen.
Foreliggende oppfinnelse angår således en fremgangsmåte for
å redusere permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon som utsettes for væsken i borehullet av en brønn, og som omfatter:
å blande smeltet voks i det vesentlige homogent med et overflateaktivt kationisk emulgeringsmiddel bestående i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse; å dispergere den smeltede voksblanding i en vandig væske for å danne en <> I je - i -va nn-emn I s jon hvori i dot vesent I i rjo alle ile dispergerte partikler har en gjennomsnittsdiameter på under ca. 4 (im og den vandige uæskefases pH er under ca. 4;
å oppløse en pl-I -økende reaktant i vannfasen av emulsjonen,
i det minste i det vesentlige så snart som emulsjonen strømmer inn i jordformasjonen som skal behandles, idet typen og mengden av reaktanten er slik at dens reaksjon bevirker at emulsjonen bryter ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er utsatt for tids-temperatureksponeringen som finner sted ved innføring av en væske i jordformasjonen; og
å føre den reaktantholdige emulsjon inn i jordformasjonen med en hastighet slik at vokset avsettes i og nær den eksponerte overflate av jordformasjonen.
Vokset som anvendes ved foreliggende oppfinnelse, kan være
i det vesentlige et hvilket som helst voks eller vokslignende homogen blanding av voks og polymer som er i stand til å smelte under dannelse av en i det vesentlige homogen væskeoppløsning eller -dispersjon ved en temperatur nær, men fortrinnsvis over temperaturen for jordformasjonen som skal behandles. Voksarter inneholdende frie alkoholer og/eller syrer, og naturlig forekommende voksarter bestående hovedsakelig av hydrocarboner og alkoholestere,
og voks-polymerblandinger kan anvendes. Eksempler på slike voksarter innbefatter paraffinvoks som er tilgjengelig fra raffineringsoperasjoner og som inneholder rettkjedede eller forgrenede iso-paraffiniske hydrocarbonmolekyler, mikrokrystallinske voksarter, som også er tilgjengelige fra raffineringsoperasjoner, men som er utvunnet fra restoljer som blir tilbake efter fjernelsen av smøre-olje -destillatfraksjonene og ofte har høyere smeltepunkter enn paraffinvoksene, og forskjellige syntetiske vokser og voks-polymerblandinger fremstilt for forskjellige anvendelser. Paraffinvoksene og de mikrokrystallinske vokser tilgjengelig fra Shell Chemical Company USA under varemerkene "Shell Wax" SW-100, SW-200, SW-300, SM-400, SM-500, SW-700 og lignende er særlig egnet. Ved
anvendelse av laveremolekylær.e pa raf f invokser er konsentrasjoner opptil 10 vekt% av emulsjonen i alminnelighet passende, men konsentrasjoner på ca. 5% eller mindre foretrekkes for de høyere-molekylære voksarter, som 300, 400 , 500 og 700 seriene av Shell-voksene. Foreliggende emulsjoner er særlig nyttige for behandling av jo n Ifi rniia s j< tuor hum I I cnipo ra I u rer fra ca. '>.'.' I :i I H?°C mod voksarter som har smeltepunkter fra ca. 55 til 88°C. 1 henhold til en foretrukken utførelsesform av fremgangsmåten er smeltepunktet for vokset fra 55 til 88°C , og det smeltede voks blandes ved en temperatur på 71 til 88°C med emulgeringsmidle^ og den dannede blanding blandes med en vandig væske med en pH på under ca. 3 ved en temperatur fra ca. 71 til 88°C. Det smeltede voks dispergeres fortrinnsvis i den vandige væske under dannelse av en emulsjon hvori gjennomsnitt sdiamet rene av partiklene er 2 - 4 M-m •
Ved foreliggende fremgangsmåte kan emulgatoren være i det vesentlige et hvilket som helst overf1ateaktivt kationisk materiale som de overflateaktive salter av aminer og kvartære ammoniumforbindelser. Passende overflateaktive kationiske emulgatorer er kommersielt tilgjengelige, som: "Aerosurf AA" emulgatorene fra Ashland Chemical Company; "Redicote E" emulgatorene fra Armak Chemical Company; "Aliquat" fett-kvartære-ammoniumklorider; eller "Diam" fett-diaminene fra General Mills Chemical Company; "Nalquats" kvartære imidazolinbaser fra Melco Chemical Company; "Arquads" alkyltrimethy1-ammoniumkloridene såvel som talgamin-acetatene fra Armak Chemical Company; "Emo-cols", substituerte tri-et hyl-ammoniumklorider, fra Emulsol Corporation, etc.
Fettsyresaltene av overflateaktive aminer eller kvartære ammoniumforbindelser omfatter foretrukne emulgeringsmidler. Særlig egnede medlemmer av en slik gruppe er tilgjengelige fra Armak Chemical 'Company under varemerket "Armac" som "Armac-T" eller "Armac-HT". Blandinger av slike emulgatorer er særlig egnet. Mens f.eks. "Armac-HT" (et hydrogenert talg-amin-acetat) er tilbøyelig til å gi noe mere viskøse emulsjoner som er tilbøyelige til å ha en høyere skjærstabilitet, vil kombinasjoner av "Armac-HT" og "Armac-T" (et talgamin-acetat, også kalt det nøytrale acetat av octadecylamin) være tilbøyelig til å gi mindre viskøse emulsjoner med relativt høy skjærstabilitet. "Armac-T" er et foretrukket emulgeringsmiddel.
Den vandige væske som anvendes .ved foreliggende fremgangsmåte, kan fortrinnsvis være et hvilket som helst vann som er relativt fritt for salter eller andre elektrolytter. En slik vandig væske består fortrinnsvis i det vesentlige av vann og ikke mere enn omtrent tilstrekkelig syre til å gi en pH på under ca. 4 (fortrinnsvis ca. 2 til 3). Saltsyre er en særlig egnet syre for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse.
I foreliggende fremgangsmåte er det ved fremstilling av en olje-i-vann-emulsjon ved å dispergere en smeltet blanding av voks og emulgeringsmiddel i en vandig væske, ønskelig å anvende utstyr som er i stand til å gi tilstrekkelig kraft til å bevirke en be-traktelig adskillelse av vokspartiklene. Utstyr som kolloidmøller, homogenisatorer, omrørte blandere og soniske emulgatorer er særlig egnet. Omrøringen i forbindelse med emulgeringen gir fortrinnsvis en dispersjon av små partikler av relativt jevn størrelse, som en dispersjon av partikler nied gjennomsnittsdiametre fra ca. 1 til 4wm.
Den pH-økende reaktant anvendt ved foreliggende fremgangsmåte kan være i det vesentlige en .hvilken som helst vannoppløselig forbindelse eller blanding av forbindelser som reagerer på en tids-og temperaturkontrollert måte og gir et vannoppløselig materiale som øker en vandig oppløsnings pH. Den pH-økende reaktant kan være et vannoppløselig cyanat, som et alkalimetallcyanat, fortrinnsvis nat riumcyanat .
En pH-økende reaktant som er særlig egnet hvor temperaturen i jordformasjonen som skal behandles er over ca. 71°C, omfatter en blanding av et nitritsalt og et vannoppløselig amid av carbonsyre, som urea.
I alminnelighet kan den pH-økende reaktant omfatte et vann-oppløselig amid av carbaminsyre eller carbonsyre som ammoniura-carbamat eller urea, eller deres homologer, salter av cyansyre, som alkalimetallcyanater, cyanamid, etc.
Ved planlegning av en profilkontTollbehandling for anvendelse i en spesiell brønn er det ønskelig å skaffe så mange opplysninger som mulig om historien om olje- og vannproduksjonen (eller vann-injeksjonen, hvis brønnen er en injeksjonsbrønn) for brønnen som skal behandles. Slike opplysninger bør innbefatte dybden av en eventuell sone eller soner som har en uønsket vannproduserende eller vanninjeksjon, intern permabilitet av formasjonene i dette intervall, den gjennomsnittlige temperatur i intervallet, tid-■ ligere profilregulerende behandlinger, etc.
Ved sammensetning av en voksemulsjon for behandling av en spesiell underjordisk jordformasjon er det ønskelig å velge et voks med et smeltepunkt nær, men over temperaturen for formasjonen. Tabell I viser korrelasjonen mellom temperaturene for underjordiske jordformasjoner og typene av Shell voksarter som er egnet for anvendelse i slike formasjoner.
En særlig egnet vokssammensettende metode eksemplifiseres
ved å avpasse mengden av komponentene og rekkefølgen av trinn ved følgende metode som ble anvendt for laboratoriefremstilling av voksemulsjoner. For LOOO g voksemulsjon anbringes ICO g "Shell Wax" lOO eller 200, 799av et hydrogenert talgaminacetat (kjent under varemerket "Armac-HT") og 1 g av et talgaminacetat . (kjent under varemerket "Armac-T'5 i en beholder. Derpå smeltes vokset og emulgatorene sammen ved fra ca. 71 - 91°C. Skiktning vil inntre på grunn av densitetsforskjellene mellom vokset og emulgatorene.
Derfor blandes vokset og emulgatorene omhyggelig sammen ved omrør-ing. 820 g vann anbringes i en kolloidmølle eller oppvarmet blander. For stabilitetsformål bør 200 ral IN saltsyre pr. 1.000 g syrefri voksemulsjon tilsettes til vannet. Denne blanding bør så oppvarmes ved ca. 71 - Ql°c i 5 minutter.
Tilsett til syre/vannblandingen det -smeltede voks og emulgatorer under kraftig omrøring i en blander, eller hurtig sirkula- sjon gjennom en kolloidmølle. Disse bestanddeler får lov til å blandes i minst 20 minutter før avtapning av den dannede emulsjon. Derpå avkjøles den dannede emulsjon langsomt ved moderat omrøring
i 6 til 8 timer i en ren beholder. Moderat omrøring under emul-sjonsavkjølingen nedsetter tilbøyeligheten for inntredelse av voks-partikkelagglomerering under avkjølingsstadiet .
En viskositet søkning vil antagelig inntre eftersom emulsjonen avkjøles. Hvis viskositeten blir for stor (over 150 cP), oppvarmes emulsjonen forsiktig til mellom 38 og 55°C, og emulsjonen omrøres forsiktig ved denne temperatur inntil emulsjonen er ferdig til å innføres i en underjordisk formasjon som skal behandles.
Hvis "Shell Waxes" 300, /+00,. 500 eller 700 skal anvendes, anbefales bare 5 vekt% voks. Derfor bør der for 1.000 g syrefri emulsjon anvendes 870 g vann istedenfor 820 g. Emulgatorkonsentra-sjonen bør imidlertid forbli den samme. I alle sammensetninger anvendes 2O0 ml IN saltsyre pr. 100 g voksemulsjon.
Det følgende illustrerer en særlig egnet metode for å innføre en voksemulsjon i en underjordisk jordforma sjon i henhold til foreliggende oppfinnelse. Før voksemulsjonen pumpes inn i brønnen,
bør ledningen først innføres i borehullet til toppen av behandlingsområdet. Tilstrekkelig emulsjon til å fylle foringen nedenfor røret og til delvis å fylle røret (vanligvis ikke mere enn l600 1, avhengig av dybden av behandlingssonen) pumpes ut av avkjølings-apparaturen på overflaten under anvendelse av en variabel pumpe-ha st ighet .
Hvis volumet i foringen nedenfor rørstrengen er større enn 800 1, kan det taes i betraktning å anbringe en broplugg nedenfor behandlingsområdet. Voksemulsjonssystemet er beregnet på å frem-skaffe en grunn plugging som vil tillate en selektiv gjeninntreng-ning av spesielle soner.
Emulsjonen kan nu blandes med en pH-økende reaktant, som natriumcyanat, pumpes inn i brønnen og fortrenges inn i de omgiv-ende jordformasjoner (f.eks. ved trykning med saltlake som pumpes inn bak voksemulsjonen). Saltlake som er gelert med et konven-sjonelt vannf ortykkende middel, gir et godt f ort rengning smedium . Hele tiden bør fortrengningstrykket holdes under forskjellen mellom det minimale formasjonsoppbrytende trykk og summen av overflate- og hydrostatisk trykk på formasjonsflaten. Når fortreng ningstrykket begynner å stige meget hurtig, bør innpumpnings-hastigheten senkes for å forhindre formasjonsoppbrytning. Hvis ikke mere emulsjon kan fortrenges inn i jordformasjonene uten opp-brytning, bør brønnen avstenges og tillates å være i ro i minst 8 til 12 timer.
Brønnhodet rykket bør kontrolleres periodisk under avsteng-ningsperioden. En gradvis brønnhodetrykksavtagelse med tiden er ikke uvanlig, men en hurtig avtagelse indikerer ineffektiv plugging. Hvis brønnhodet rykket synker for hurtig, kan en annen sats emulsjon pumpes inn i brønnborehullet og fortrenges i formasjonen nok en gang. Hele prosessen gjentaes ganske, enkelt.
Hvis imidlertid brønnhodet rykket holder seg i en rimelig tid (8 til 12 timer) efter avstengning uten et større trykkfall, er effektiv plugging sannsynligvis inntrådt. På dette tidspunkt kan trykket luftes, borehullet sirkuleres rent og brønns lammet under-søkes for. å bestemme graden og effektiviteten av prof ilreguler ings-behandlingen. Hvis den var effektiv, blir alle sonene i det be-handlede intervall plugget med voks, og de ønskelige soner kan nu gjenåpnes f.eks. ved perforering av de pluggede deler av dem.
Et viktig trekk ved foreliggende kationiske voksemulsjoner er deres evne til å pumpes eller fortrenges gjennom en slisset foring og gruspakning og- inn i en permeabel formasjon slik at formasjonen er grunt plugget med voks som fører til en ikke-strømningstilstand.
Tabell II viser variasjonene i voksemulsjonsegenskaper med variasjoner i forholdet av "Armac-HT" til "Armac-T" emulgeringsmidler. Slike sammenligninger viser at for en 20 vekt%-ig voksemulsjon ble de mest regelmessige moderate viskositeter og de største skjærstabiliteter erholdt ved å anvende 7,8 til 7,95 vekt% "Armac-HT" og 0,2 til 0,05 vekt% "Armac-T" emulgatorer. På grunn-lag av disse prosenter kan den foretrukne laboratoriefremstill-ingsteknikk beskrevet ovenfor, anvendes for å fremstille kationiske voksemulsjoner med moderat viskositet og høy skjærstabilit et.
Tabell III viser forskjellene i voksemulsjonsegenskaper som. skyldes emulsjonsfremstillingsmetoder som var i det vesentlige identiske unntatt at (a) i ett tilfelle ble voks og emulgatorer smeltet sammen og omhyggelig blandet før tilsetning til en oppvarmet blanding av syre og vann, og (b) i det annet tilfelle ble voks og emulgatorer smeltet, men ble ikke omhyggelig blandet før deres dispergering i den vandige væske.
Tabell IV viser stabilitetsegenskaper av emulsjoner ifølge oppfinnelsen inneholdende forskjellige kvaliteter av Shell-voks. Det vil sees at med én unntagelse bevirket 17 timers oppbevarings-kontakt med 2% saltlake praktisk talt intet tegn på vokspartikkel-agglomerering. Emulsjonen inneholdende SW-100 voks, viste en gjennomsnittspartikkeldiameterøkning fra 2,5 til 7,4 \ xm (skjønt ingen destabilisering av emulsjonen inntrådte).
Da foreliggende voksemulsjoner avsetter et voks (som er selektivt oljeoppløselig og vann- eller syre-uoppløselig) innen de første få cm av den eksponerte flate av de permeable jordforma - sjoner, kan disse emulsjoner med fordel anvendes for å avlede det meste av en injisert vandig syre inn i de minst permeable deler av et intervall av jordformasjoner og/eller for mild behandling av en permeabel formasjon for selektivt, å nedsette dens permeabilitet for vann uten særlig å hindre dens permeabilitet for olje. Under anvendelse av dem som avledningsmidler alterneres én eller flere plugger av emulsjonene med én eller flere plugger av en vandig syre. For selektivt å nedsette permeabiliteten overfor vann, injiseres relativt små eller meget fortynnede plugger av emulsjonene inn i i det vesentlige alle deler av en permeabel formasjon i en grad som reduserer, men ikke fullstendig eliminerer permeabiliteten. Ved begge disse anvendelser blir, når produksjonen gjen-oppta es, vokspluggingsmaterialene i de oljeproduserende deler oppløst av oljen slik at, i de oljeproduserende deler, blir før-behandlingspermeabiliteten i det vesentlige fullstendig gjenopp-rettet .

Claims (1)

1. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon som er eksponert for væsken i borehullet av en brønn,karakterisert ved: å blande smeltet voks i det vesentlige homogent med et overflateaktivt kationisk emulgeringsmiddel bestående i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse; å dispergere den smeltede voksblanding i en vandig væske under dannelse av en olje-i-vann-emulsjon hvori i det vesent lige alle de dispergerte partikler har gjennomsnitt sdiaraet ere på under ca. 4 M-m > og pH av den vandige væskefase er under 4j å oppløse en pH-økende reaktant i den vandige fase av emulsjonen, i det minste i det vesentlige så snart som emulsjonen strømmer inn i jordformasjonen som skal behandles, idet typen og mengden av reaktanten er slik at dens reaksjon bringer emulsjonen til å bryte ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er blitt utsatt for tid-temperatureksponeringen involvert i innføring av en væske i jordformasjonen; og innføring av den reaktantholdige emulsjon i jordformasjonen med en slik hastighet at vokset avsettes deri og nær den eksponerte flate av jordformasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat der anvendes et lavere-molekylæ:nt pa raf f invoks i en konsentrasjon på under 10%.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat temperaturen av jordforma - sjonen som skal behandles, er fra 52° - 82°C, og smeltepunktet for vokset er fra 55° - 88°C.
4- Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat emulgeringsmidlet består i det vesentlige av i det minste ett fettsyresalt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4> karakterisert vedat emulgeringsmidlet består i det vesentlige av minst ett eddiksyresalt av et talgamin.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 3 eller 4,karakterisert vedat smeltepunktet for vokset er fra 55° - 88°C, og det smeltede voks ved en temperatur fra 71° - 88°C blandes med emulgeringsmidlet og den dannede blanding blandes med en vandig væske med en pH under 3 ved en temperatur fra 71° - 88°C.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert vedat den smeltede voksblanding dispergeres i den vandige væske til en emulsjon i hvilken gjennomsnittsdiameteren for partiklene er 2 - 4 • 8- Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den pH-økende reaktant er en vannoppløselig forbindelse som reagerer på et tids- og tempera-turregulert vis under dannelse av et vannoppløselig materiale som øker den vandige oppløsnings pH.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert vedat der som pH-økende reaktant anvendes et alkalimetallcyanat.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8> karakterisert vedat der som pH-økende reaktant anvendes en blanding av et nitritsalt og urea.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat minst én porsjon av den reaktantholdige emulsjon føres inn i jordformasjonen foran i det minste en porsjon av vandig syre.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 11,karakterisert vedat den reaktantholdige emulsjon føres inn i jordformasjonen i en konsentrasjon og volum slik at permeabiliteten av de mest permeable deler nedsettes, men ikke fullstendig elimineres.
NO774143A 1976-12-06 1977-12-05 Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner NO774143L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US748034A US4064943A (en) 1976-12-06 1976-12-06 Plugging permeable earth formation with wax

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO774143L true NO774143L (no) 1978-06-07

Family

ID=25007698

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO774143A NO774143L (no) 1976-12-06 1977-12-05 Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner

Country Status (4)

Country Link
US (1) US4064943A (no)
CA (1) CA1063928A (no)
GB (1) GB1553498A (no)
NO (1) NO774143L (no)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NZ535558A (en) 2000-04-24 2006-11-30 Shell Int Research In situ recovery from a hydrocarbon containing formation
US6991032B2 (en) 2001-04-24 2006-01-31 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources
RU2204012C2 (ru) * 2001-08-07 2003-05-10 Кубанский государственный аграрный университет Тампонажный раствор
CN1575375A (zh) * 2001-10-24 2005-02-02 国际壳牌研究有限公司 煤的原地升级
NZ567052A (en) 2003-04-24 2009-11-27 Shell Int Research Thermal process for subsurface formations
GB2412127B (en) * 2004-03-18 2007-01-03 Vincent Marcantonio Multizone stimulation process improvements
US7986869B2 (en) 2005-04-22 2011-07-26 Shell Oil Company Varying properties along lengths of temperature limited heaters
WO2007050446A2 (en) * 2005-10-24 2007-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of filtering a liquid stream produced from an in situ heat treatment process
CA2583484C (en) 2006-03-30 2008-12-30 Canadian Energy Services L.P. Drilling fluid and method for reducing lost circulation
US8235119B2 (en) 2006-03-30 2012-08-07 Canadian Energy Services, Lp Drilling fluid and method for reducing lost circulation
AU2007240367B2 (en) 2006-04-21 2011-04-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. High strength alloys
RU2452852C2 (ru) * 2006-10-20 2012-06-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Процесс поэтапного нагревания по спирали пластов, содержащих углеводороды
WO2008131179A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company In situ heat treatment from multiple layers of a tar sands formation
MX2010000203A (es) 2007-07-06 2010-07-05 Canadian Energy Services Lp Aditivo de fluido de perforacion para reducir la circulación perdida en una operacion de perforacion.
WO2009052042A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Shell Oil Company Cryogenic treatment of gas
US8151907B2 (en) 2008-04-18 2012-04-10 Shell Oil Company Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations
WO2010045101A1 (en) 2008-10-13 2010-04-22 Shell Oil Company Using self-regulating nuclear reactors in treating a subsurface formation
CA2758192A1 (en) 2009-04-10 2010-10-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US9127538B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
CN102373914B (zh) * 2010-08-25 2014-11-19 中国石油天然气股份有限公司 一种裂缝型油藏深部调剖方法
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
CN103958824B (zh) 2011-10-07 2016-10-26 国际壳牌研究有限公司 用于加热地下地层的循环流体系统的热膨胀调节
WO2013112133A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
CN104559972B (zh) * 2013-10-27 2017-05-31 中国石油化工集团公司 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法
CN103937472A (zh) * 2014-04-29 2014-07-23 大庆中油泰克石油技术服务有限公司 阳离子蜡复合调剖堵水剂及制备方法和调剖堵水工艺
CN106468152B (zh) * 2015-08-14 2018-10-19 中国石油化工股份有限公司 一种稠油水平井变强度堵水方法
CN108166960B (zh) * 2018-01-16 2020-08-07 中国石油天然气股份有限公司 一种低渗透油藏逐级调驱工艺
US10914134B1 (en) 2019-11-14 2021-02-09 Saudi Arabian Oil Company Treatment of casing-casing annulus leaks using thermally sensitive sealants
CN110952952B (zh) * 2019-12-18 2020-09-22 成都新驱势石油技术开发有限公司 一种低渗透油藏深部调驱方法

Also Published As

Publication number Publication date
US4064943A (en) 1977-12-27
CA1063928A (en) 1979-10-09
GB1553498A (en) 1979-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO774143L (no) Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner
CA2163435C (en) Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone
CA1114285A (en) Well treatment with emulsion dispersions
RU2062864C1 (ru) Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости
US5633220A (en) High internal phase ratio water-in-oil emulsion fracturing fluid
US4359391A (en) Well treatment with emulsion dispersions
US3977472A (en) Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions
US9243181B2 (en) Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer
US5480583A (en) Emulsion of viscous hydrocarbon in aqueous buffer solution and method for preparing same
US7347266B2 (en) Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids
CA2394028C (en) Process for treating an oil well
US20040138071A1 (en) Surfactant based viscoelastic fluids
CA1205005A (en) Spacer for well control fluid
US20100029516A1 (en) Fiber assisted emulsion system
EA004093B1 (ru) Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ
NO316036B1 (no) Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner
WO2007107015B1 (en) Drilling fluid and method for reducing lost circulation
US5495891A (en) Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid
WO2018160265A1 (en) Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology
US4775010A (en) Methods and compositions for acid treating subterranean formations
JPS61247757A (ja) ビチユ−メンエマルジヨン
US11820934B2 (en) Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids
EP0038817A1 (en) SHEAR THICKENING FLUID FOR THE TREATMENT OF WELLS.
CA1197772A (en) Process for emulsion flooding of petroleum reservoirs
NO175410B (no) Fremgangsmåte for transport av en viskös olje ved fremstilling av en emulsjon av olje-i-vann