NO844554L - Fremgangsmaate for minimalisering av finstoffmigrering i underjordiske formasjoner - Google Patents

Fremgangsmaate for minimalisering av finstoffmigrering i underjordiske formasjoner

Info

Publication number
NO844554L
NO844554L NO844554A NO844554A NO844554L NO 844554 L NO844554 L NO 844554L NO 844554 A NO844554 A NO 844554A NO 844554 A NO844554 A NO 844554A NO 844554 L NO844554 L NO 844554L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
approx
copolymer
weight
monomer unit
present
Prior art date
Application number
NO844554A
Other languages
English (en)
Inventor
John Keith Borchardt
Bill Milo Young
Original Assignee
Halliburton Co
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 Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO844554L publication Critical patent/NO844554L/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • 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
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • Y10S106/00—Compositions: coating or plastic
    • Y10S106/90—Soil stabilization
    • 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)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Packages (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling av en permeabel underjordisk formasjon ved an-vendelse av vannoppløselige organiske polymerer som er ikke-kationiske i karakter i et flytende medium med en pH-verdi på 7 eller derover for å stabilisere migrering av finstoffer slik som silisiumdioksyd, jernmineraler og jordalkalimetallkarbonater, i formasjonen.
Utvinning av fluider slik som olje og/eller gass har vært vanskelig i områder hvor den underjordiske formasjon består av ett eller flere lag eller soner som inneholder migrerende finstoffer slik som silisiumdioksyd, jernmaterialer og jordalkalimetallkarbonater. Disse finstoffene har tendens til å bevege seg eller migrere til brønnhullet under ut-vinningen av formasjonsfluidene fra de spesielle lag eller soner, og ofte blokkerer de migrerende finstoffene passasjene som leder til brønnhullet. Gjenplugging eller materiell svekkelse av strømmen av formasjonsfluider mot brønnhullet resulterer i tap av disse fluidene til produsenten eller nedsetter hastigheten for hydrokarbonutvinning fra brønnen på en slik måte at brønnen må stenges fordi det er uøkonomisk å foreta produksjon derfra. En ytterligere ugunstig faktor som resulterer fra bevegelsen av finstoffer mot brønnhullet, er at de ofte bringes med formasjonsfluidene til brønnhullet og passerer gjennom rørene, pumpene osv., som anvendes for å utvinne formasjonsfluidene til overflaten med resulterende skade på deres bevegelige deler siden finstoffene er meget abrasive.
Sekundære og tertiære metoder for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon er velkjente. Generelt innebærer en slik metode innføring av en fluid, slik som vann, damp, osv., i en eller flere injeksjonsbrønner som gjennom-trenger formasjonen og pressing av fluiden mot en eller flere avvikende produksjonsbrønner. Migrering av finstoff partikler under en slik operasjon kan bevirke en nedsettelse i den hastighet med hvilken fluid kan injiseres i formasjonen og kan nedsette formasjonens permeabilitet eller porøsitet, hvilket resulterer i en nedsettelse i hydrokarbonproduksjonshastigheten ved nevnte avvikende produksjonsbrønner.
Migrering av finstoffpartikler skjer ofte under surgjørings-eller fraktureringsoperasjoner og under sandkonsoliderings-operasjoner. Tilstedeværelsen av migrerende finstoffpartikler under disse operasjoner kan resultere i en nedsettelse i permeabiliteten til formasjonen som behandles.
Gruspakking er en utbredt praktisert metode for å hindre produksjon av sand fra dårlig konsoliderte formasjoner. Migreringen av finstoffpartikler inn i den pakkede grus
kan sterkt redusere permeabiliteten til nevnte pakkede grus. Dette kan resultere i en nedsettelse i hydrokarbon-produks jonshastigheten fra formasjonen.
For å overvinne disse problemene har følgelig forskjellige metoder blitt utviklet for behandling av en underjordisk formasjon for å stabilisere deler i formasjonen inneholdende migrerende finstoffer. F.eks. beskriver US patentene nr. 4 . 366.071; 4.366 .07.2; 4 .366 .073; 4 .366.074; og 4 .374 .739 bruken av organiske polykationiske polymerer for å hindre eller redusere dårlige effekter med svellende leirer og/ eller migrerende finstoffer i underjordiske formasjoner.
Organiske polykationiske polymerer har blitt utbredt benyttet for å hindre permeabilitetsskade p.g.a. svellende leirer og/eller migrerende finstoffer som inneholdes i den underjordiske formasjon. Disse organiske polykationiske polymerene kan imidlertid danne utfellinger når de kommer i kontakt med anioniske kjemikalier slik som anioniske overflateaktive midler og andre anioniske kjemikalier som benyttes ved hydrokarbonutvinning. I den senere tid har dette problemet blitt redusert ved bruk av kjemikalier med de organiske polykationiske polymerene som er ikke-ioniske eller kationiske i karakter, i et væskemedium. Bruken av disse kjemikaliene kan imidlertid resultere i høyere kost-nader og/eller redusert hydrokarbonutvinning fra en underjordisk formasjon.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte
for stabilisering av finstoffer i en underjordisk formasjon ved bruk av en organisk kopolymer som overvinner eller i det minste forminsker de ovenfor beskrevne problemer.
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for hindring eller redusering av de dårlige effektene til migrerende finstoffer i en jordformasjon slik som en underjordisk formasjon som er gjennomtrengt av et brønnhull. Fremgangsmåten utføres ved å bringe finstoffene i kontakt i jordformasjonen med en effektiv mengde av en kopolymer som har en molekylvekt fra ca. 1.000 til ca. 3.000.000 og har gjentagende strukturelle monomerenheter forbundet på vilkårlig måte og med formelen:
1 2
hvor R og R uavhengig er metyl, etyl, hydroksyetyl eller hydroksymetyl;
R 3 er en usubstituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer eller en substituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer og inneholdende en hydroksygruppe,
4
R er metyl eller etyl;
R^ er hydrogen eller metyl;
M er hydrogen eller et alkalimetall slik som natrium eller kalium, og
monomerenhet I er til stede i området fra ca. 5 til ca.
30 vekt-% av kopolymeren, og monomerenhet II er til stede i området fra ca. 70 til ca. 95 vekt-% av kopolymeren.
Monomerenhetene I og II er knyttet til hverandre i en vilkårlig sekvens langs kopolymerkjeden.
De organiske kopolymerene som benyttes i foreliggende fremgangsmåte, er meget effektive med hensyn til behandling av finstoffer slik som silisiumdioksyd, jernmineraler slik som hematitt, magnetitt, lepidokrositt, wuestitt, akaganeit og sideritt, og jordalkalimetallkarbonater slik som kalsitt og dolomitt. En behandling med de organiske kopolymerene i foreliggende oppfinnelse er vesentlig permanent, og kopolymerene er meget motstandsdyktige mot å bli fjernet av saltoppløsninger, oljer eller syrer. Formasjoner har høy permeabilitetsretensjon etter at finstoffene i formasjonen har blitt behandlet med de organiske kopolymerene. Videre er kopolymerene meget effektive over et bredt temperatur-område og er særlig effektive fra ca. 24,4 til ca.
293°C. Ingen brønnavstengningstid er nødvendig når de organiske kopolymerene anvendes for utførelse av foreliggende fremgangsmåte. I tillegg vil foreliggende organiske kopolymerer, som har en ikke-kationisk karakter, i et væskemedium som har en pH-verdi over 7 eller derover, ikke reagere med anioniske kjemikalier som kan benyttes med organiske kopolymerer og er derfor forenlige med anioniske, ikke-ioniske og kationiske kjemikalier ved sure, basiske og nøytrale pH-betingelser. De organiske kopolymerene vil ikke utfelles eller dekomponere når de befinner seg i nærvær av de anioniske, ikke-ioniske og/eller kationiske kjemikaliene.
Foreliggende oppfinnelse innebærer bruken av organiske ko polymerer som har en ikke-kationisk karakter i et væskemedium som har en pH-verdi på 7 eller derover, for å stabilisere finstoffer som inneholdes i formasjonen. Disse finstoffene kan eventuelt være til stede sammen med leire-mineraler. De organiske kopolymerene som er egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse, har en molekylvekt fra ca. 1000 til ca. 3.000.000, og har gjentagende strukturelle monomerenheter anordnet på vilkårlig måte med formelen:
1 2
hvor R og R uavhengig er metyl, etyl, hydroksyetyl eller hydroksymetyl; R 3 er en usubstituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer eller en substituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer og inneholdende en hydroksygruppe; R er metyl eller etyl; R er hydrogen eller metyl; M er hydrogen eller et alkalimetall slik som natrium eller kalium; og
monomerenhet I er til stede i området fra ca. 5 til ca.
30 vekt-% av kopolymeren,og monomerenhet II er til stede i området fra ca. 70 til ca. 95 vekt-% av kopolymeren.
De organiske kopolymerene i foreliggende oppfinnelse kan anvendes for å behandle både naturlige og kunstige strukturer som er permeable, inkludert dårlig konsoliderte og ukonsoli-derte bergarter. Foreliggende fremgangsmåte er særlig egnet for stabilisering av fine partikler med en diameter mindre enn 10 ym. Videre er det et bredt anvendelsesområde for de organiske kopolymerene. Disse anvendelser innbefatter bruk av de organiske kopolymerene alene, som det primære behandlingsmiddel, eller som et hjelpemiddel under andre behandlinger.
Selv om oppfinnelsen ikke er begrenset til noen spesiell teori når det gjelder virkemåte, antas det at når kopolymeren foreligger i nærvær av et anionisk og/eller ikke-ionisk kjemisk stoff ved en pH-verdi på 7 eller over dette, har det ikke-kjemiske stoffet og kopolymeren en nøytral elektronisk ladning, og det anioniske kjemiske stoff har en negativ elektronisk ladning. Derfor vil det anioniske kjemiske stoff og det ikke-ioniske kjemiske stoff ikke reagere med kopolymeren, fordi kopolymeren har en elektronisk ladning som er ikke-reaktiv med den elektroniske ladning til det anioniske kjemiske stoffet og det ikke-ioniske kjemiske stoffet. Ved en pH-verdi på mindre enn 7 har de ikke-ioniske og anioniske kjemikaliene en nøytral elektronisk ladning og vil ikke reagere med kopolymeren som har en positiv elektronisk ladning p.g.a. protonering.
Eksempler på monomerenhet I som er egnet i foreliggende fremgangsmåte, innbefatter metakrylsyre, natrium- og kaliumsaltene av metakrylsyre, akrylsyre, natrium- og kaliumsaltene av akrylsyre og blandinger derav.
Eksempler på monomerenhet I som er egnet iforeliggende fremgangsmåte, innbefatter: dimetylaminoetylmetakrylat, dietylaminometylmetakrylat, dimetylaminopropylmetakrylat, diety1-aminoetylmetakrylat, dimetylaminometylmetakrylat, dietyl-aminoetylakryl, dietylaminoetylakrylat, dimetylaminopropyl-akrylat og blandinger derav.
En spesielt foretrukken kopolymer som er egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse, omfatter en kopolymer som har en molekylvekt på ca. 1.000.000, og har gjentagende strukturelle monomerenheter bundet til hverandre på vilkårlig måte og med den generelle formel:
hvor monomerenhet I er til stede i et omfang av ca.
30 vekt-% av kopolymeren, og monomerenhet II er til stede i et omfang av ca. 70 vekt-% av kopolymeren.
De organiske kopolymerene ifølge foreliggende oppfinnelse bør ha en molekylvekt fra ca. 1000 til ca. 3.000.000. Fortrinnsvis har de organiske kopolymerene en molekylvekt på
ca. 1.000.000. Molekylvekten til de organiske kopolymerene som benyttes i foreliggende fremgangsmåte, vil variere over et bredt område avhengig av permeabiliteten til den formasjon som skal behandles og kopolymeren benyttet i fremgangsmåten.
Mengdene av organiske kopolymerer som anvendes i foreliggende fremgangsmåte, vil variere ifølge f.eks. størrelsen og porøsiteten til den spesielle formasjon og typen av finstoffer som er til stede. Det er derfor ingen øvre eller nedre grenser i dette henseende.
En hvilken som helst egnet metode kan benyttes for ut-førelse av foreliggende fremgangsmåte. For noen anvendelser slik som overflatestrukturer eller eksponerte strukturer,
kan det være ønskelig bare å sprøyte polymeren på den permeable massen. Det vesentlige trekket er kontakt mellom finstoffene som skal behandles og kopolymeren.
Når en bærervæske anvendes for utførelse av foreliggende fremgangsmåte, vil de organiske polymerene vanligvis være til stede i bærervæsken i en konsentrasjon i området fra ca. 0,01 til ca. 5 vekt-% av bærervæsken. Lavere eller høyere konsentrasjoner kan anvendes, men er ikke vanligvis så praktiske. Når en bærervæske anvendes, er den foretrukne konsentrasjon av de organiske polymerene i området fra ca. 0,25 til ca. 1,00 vekt-% av bærervæsken.
Bærervæsker som kan benyttes for utførelse av foreliggende fremgangsmåter, innbefatter polare og ikke-polare væsker. Eksempler på egnede væsker er vann, saltoppløsning og vandige blandinger av alkoholer med lav molekylvekt. Eksempler på egnede alkoholer med lav molekylvekt innbefatter metanol, etanol og isopropanol. Når vann anvendes som bærervæske, kan bærervæsken inneholde andre bestanddeler som ikke vesentlig forstyrrer dispersjonen eller oppløsningen av polymeren i bærervæsken. Videre kan vannet være geldannet eller fortykket for visse anvendelser. Eksempler på bestanddeler som kan inkluderes i vannet, er salter, mineralsyrer, organiske syrer med lav molekylvekt, kationiske, ikke-ioniske eller anioniske overflateaktive midler, og fukte-midler. Bærervæsken har fortrinnsvis et kokepunkt i området fra ca. 25 til ca. 200°C og en viskositet på mindre enn 10 centipoise. Væsker med høyere viskositet kan benyttes i visse anvendelser, men er generelt ikke særlig prak-
tiske p.g.a. trykk- og pumpebehov.
En foretrukken vandig bærervæske er en saltoppløsning som inneholder fra ca. 0,1 til ca. 40 vekt-% salt. Den foretrukne saltkonsentrasjon er fra ca. 2 til ca. 12 vekt-%
av oppløsningen. Saltet kan være et alkalimetallsalt, jordalkalimetallsalt, et ammoniumsalt eller blandinger derav.Egnede anioner innbefatter halogenider, slik som klorid, bromid, iodid og fluorid, sulfater, karbonater, hydroksyder, eller blandinger derav. Halogenidene av kalium, natrium, magnesium, kalsium og ammonium og blandinger derav, er fore-
trukket p.g.a. økonomi og oppløselighet. Vandige syrer med en konsentrasjon fra 0,1 til ca. 40 vekt-% av oppløsningen kan også benyttes ved utførelse av foreliggende fremgangsmåte. Eksempler på passende syrer innbefatter saltsyre, hydrofluorsyre, fosforsyre, eddiksyre, maursyre, sitronsyre og blandinger derav. De foretrukne syrer omfatter fra ca.
3 til ca. 15 vekt-% saltsyre og en blanding av fra ca.
12 til ca. 15 vekt-% saltsyre, ca. 1 vekt-% eddiksyre og ca. 0,6 vekt-% sitronsyre.
Foreliggende fremgangsmåte kan anvendes i en rekke operasjoner. F.eks. kan fremgangsmåten benyttes i forbindelse med sand-konsolideringsmetoder, grus- eller sandpakkingsmetoder, sekundære utvinningsoperasjoner, og surgjørings- eller fraktureringsoperasjoner. I disse operasjonene kan de organiske polymerene anvendes for å hindre eller redusere migreringen av finstoffer i den underjordiske formasjon. Dette resulterer i en større økning av formasjonens permeabilitet.
Foreliggende oppfinnelse illustreres ytterligere under hen-visning til nedenstående eksempler som viser spesielle ut-førelser av oppfinnelsen.
Eksempler
A. Testede polymerer
En rekke kopolymerer omfattende dimetylaminoetylmetakrylat, som tilsvarer monomerenhet I og metakrylsyre, som tilsvarer monomerenhet I, ble testet som stabilisatorer som silisium-finstoff.Kopolymeren inneholdt varierende andeler av de to monomerenhetene og varierte i molekylvekt. Kopolymerene benyttet i testene er angitt nedenfor i tabell I.
B. Testutstyr og metode
Testutstyret benyttet i testene var et "TEFLON"-foret testkammer med en diameter på ca. 3,3 2 cm ved kammerets bunn og en diameter på ca. 2,5 4 cm ved kammerets topp. Kammerkonstruksjonen sikret at under beskjedne trykk ville fluider injisert under testen strømme gjennom testsanden i stedet for omkring testsanden. Testsanden omfattet 100 g av en blanding av 85 vekt-% 70-170 U.S. Mesh sand og 15 vekt-% malt silisiumdioksyd-melpartikler siktet gjennom en 325 U.S. Mesh sikt. Den midlere partikkeldiameteren til silisiumdioksydpartiklene var 22,4 mikrometer. En 100 U.S. Mesh sikt ble anbragt på bunnen av kammeret for å holde de store partiklene på plass. 7,5 g 20-40 U.S. Mesh sand ble anbragt på blandingen ved kammerets topp for å minimalisere effektene av turbulens under den innledende væskeinjeksjon. Testkammeret og et væskereservoar ble oppvarmet til ca. 62,8°C. Den første væsken som ble injisert i toppen av kammeret under testen, omfattet 236 cm 3 av en vandig oppløsning inneholdende 2 vekt-% ammoniumklorid og forskjellige konsentrasjoner av kopolymeren. Disse tester omfattet en behandling hvori ingen kopolymer ble tilsatt til væsken.
Injeksjonstrykket for væsken var 34,48 KPa. Ferskvann ble deretter injisert i toppen av kammeret ved et trykk på
128,9 KPa. Volumet av ferskvannet var 500 cm^, hvilket til-svarte ca. 30 porevolumer. Ferskvannsbehandlingen ble etter-fulgt av en injeksjon ved 128,9 KPa av 400 cm 3 (24 porevolumer) av en vandig oppløsning omfattende 15 vekt-% saltsyre fulgt av injeksjon ved 377,2 KPa av 500 cm 3 (30 porevolumer) ferskvann.
Avløpet fra hver behandling ble oppsamlet og filtrert gjennom et tjærebehandlet 0,45 ym filterpapir. Faststoffene fra av-løpet ble oppsamlet på et filterpapir, tørket og veiet. Tester 7 og 8 ble utført ved 93,3°C i stedet for ved 62,8°C. Resultatene fra disse tester er vist i tabell II.
Resultatene fra testene viser at kopolymerene benyttet i foreliggende fremgangsmåte er effektive med hensyn til vesentlig reduksjon av migreringen av silisiumdioksyd-finstoff. Langvarige strømningsforsøk ble utført for å bestemme varigheten av kopolymerene med henblikk på stabilisering av silisiumdioksyd-finstoff. Testutstyret, testsanden, testbetingelsene og testmetoden var identisk med de tidligere beskrevne tester. Etter injeksjonen av 236 cm 3 av en væske omfattende 2% ammoniumklorid og de forskjellige konsentrasjoner av kopolymeren i testkammeret, ble ca. 181,7 liter ferskvann (ca. 10.000 porevolumer) injisert ved et trykk på 128,9 KPa. Resultatene fra disse tester er vist i tabell III.
Resultatene fra forsøket viser at kopolymerene var meget effektive med hensyn til i vesentlig grad å redusere produk-sjonen av silisiumdioksyd-finstoff.

Claims (1)

1. Fremgangsmåte for hindring eller reduksjon av migreringen av finstoff i en permeabel struktur, karakterisert ved at man bringer nevnte finstoff i kontakt med en effektiv mengde av en organisk kopolymer som har en molekylvekt fra ca. 1000 til ca.
3.000.000 og har gjentagende strukturelle monomerenheter dannet på en vilkårlig måte og med formelen:
hvor R 1 og R 2 uavhengig er metyl, etyl, hydroksyetyl eller hydroksymetyl; R 3 er en usubstituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer eller en substituert alkylengruppe med fra ca. 2 til ca. 4 karbonatomer og inneholdende en hydroksygruppe; R 4 er metyl eller etyl; R <5> er hydrogen eller metyl; M er hydrogen eller et alkalimetall; og monomerenhet I er til stede i området fra ca. 5 til ca.
30 vekt-% av kopolymeren, og monomerenhet II er til stede i området fra ca. 70 til ca. 95 vekt-% av kopolymeren.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at monomerenhet I er valgt fra gruppen bestående av metakrylsyre, akrylsyre, natriumsaltet av metakrylsyre, natriumsaltet av akrylsyre, kaliumsaltet avak rylsyre, kaliumsaltet av metakrylsyre, og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at monomerenhet II er valgt fra gruppen bestående av dimetylaminoetylmetakrylat, dietylaminometylmetakrylat, dimetylaminopropylmetakrylat, dietylaminoetylmetakrylat, dimetylaminometylmetakrylat, dietylaminoetylakrylat, dietylaminometylakrylat, dimetyl-aminopropy lakry lat , og blandinger derav.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at strukturen er en underjordisk formasjon.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at finstoffene er valgt fra gruppen bestående av silisiumdioksyd, jordalkalimetallkarbonater og blandinger derav.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den organiske kopolymeren har formelen:
hvor monomerenhet I er til stede i et omfang av ca.
30 vekt-% av kopolymeren, og monomerenhet II er til stede i et omfang av ca. 70 vekt-% av kopolymeren og at kopolymeren har en molekylvekt på ca. 1.000.000.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at molekylvekten er ca. 1.000.000.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kopolymeren er dispergert i en bærervæske.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at bærervæsken innbefatter fra ca. 0,1 til ca. 40,0 vekt-% av et salt, og at saltet er valgt fra gruppen bestående av halogenid, et jordalkalimetallhalogenid, et ammoniumhalogenid, og blandinger derav.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at kopolymeren er til stede i bærervæsken i en mengde fra ca. 0,01 til ca. 5,0 vekt-% av bærervæsken.
NO844554A 1984-02-28 1984-11-15 Fremgangsmaate for minimalisering av finstoffmigrering i underjordiske formasjoner NO844554L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/584,379 US4558741A (en) 1984-02-28 1984-02-28 Methods of minimizing fines migration in subterranean formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO844554L true NO844554L (no) 1985-08-29

Family

ID=24337086

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO844554A NO844554L (no) 1984-02-28 1984-11-15 Fremgangsmaate for minimalisering av finstoffmigrering i underjordiske formasjoner

Country Status (7)

Country Link
US (1) US4558741A (no)
EP (1) EP0154080B1 (no)
AT (1) ATE38528T1 (no)
AU (1) AU558642B2 (no)
CA (1) CA1228722A (no)
DE (1) DE3475082D1 (no)
NO (1) NO844554L (no)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61250085A (ja) * 1985-04-30 1986-11-07 Lion Corp 土壌処理方法
GB8610762D0 (en) * 1986-05-02 1986-06-11 Allied Colloids Ltd Soil sealing compositions
US4913235A (en) * 1987-06-03 1990-04-03 Chevron Research Company Enhanced oil recovery using CO2 flooding
US5072791A (en) * 1990-10-03 1991-12-17 Conoco Inc. Method of stabilizing formation prior to gravel packing
US5249627A (en) * 1992-03-13 1993-10-05 Halliburton Company Method for stimulating methane production from coal seams
EP0776352A1 (en) * 1994-08-19 1997-06-04 Minnesota Mining And Manufacturing Company Water-based adhesives
US6855672B2 (en) * 2001-11-07 2005-02-15 Baker Hughes Incorporated Copolymers useful for gelling acids
US8757261B2 (en) 2011-05-12 2014-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for clay control
US10160899B2 (en) 2014-05-15 2018-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method of treating water-swellable minerals in a subterranean formation with a stabilizing compound with a cationic group and hydrophobic portion

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2765290A (en) * 1952-05-15 1956-10-02 Zoesollte Company Soil conditioning
US3057798A (en) * 1960-09-12 1962-10-09 Halliburton Co Well treating fluid
GB1062742A (en) * 1962-10-17 1967-03-22 American Mach & Foundry Electrodialysis method and device
US3434971A (en) * 1965-08-25 1969-03-25 Dow Chemical Co Composition and method for acidizing wells
US3494865A (en) * 1966-04-01 1970-02-10 Nat Lead Co Lignite products and compositions thereof
US3562226A (en) * 1969-08-13 1971-02-09 Calgon Corp Friction reducing
US3827977A (en) * 1969-11-25 1974-08-06 Atlantic Richfield Co Composition for inhibiting scale formation in oil well brines
US3704750A (en) * 1969-11-25 1972-12-05 Atlantic Richfield Co Process for inhibiting scale formation in oil well brines
US3832302A (en) * 1972-01-17 1974-08-27 Halliburton Co Methods for inhibiting scale formation
US3868328A (en) * 1972-03-09 1975-02-25 Calgon Corp Friction reducing compounds for use in hydraulic fracturing fluids
US3794117A (en) * 1972-09-05 1974-02-26 Halliburton Co Treatment of sandstone formations
US4062796A (en) * 1973-12-10 1977-12-13 Halliburton Company Methods for inhibiting scale formation
US3927718A (en) * 1973-12-26 1975-12-23 Texaco Inc Secondary recovery method
US3943060A (en) * 1974-07-26 1976-03-09 Calgon Corporation Friction reducing
US4079011A (en) * 1974-09-03 1978-03-14 Texaco Inc. Composition containing a polyvinylpyrrolidone and method for stimulating well production
US3962332A (en) * 1974-12-11 1976-06-08 Celanese Corporation Bis-quaternary ammonium compounds and polymers
US3916996A (en) * 1974-12-20 1975-11-04 Texaco Inc Secondary recovery method
US3916995A (en) * 1974-12-20 1975-11-04 Texaco Inc Secondary recovery method
US3916994A (en) * 1974-12-20 1975-11-04 Texaco Inc Secondary recovery method
US4055502A (en) * 1975-12-24 1977-10-25 Phillips Petroleum Company Method and composition for acidizing subterranean formations
US4018285A (en) * 1976-03-19 1977-04-19 Exxon Production Research Company Method for controlling fines migrations
US4366073A (en) * 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4366072A (en) * 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4374739A (en) * 1976-08-13 1983-02-22 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4366074A (en) * 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
CA1103008A (en) * 1976-08-13 1981-06-16 Homer C. Mclaughlin Treatment of clay formations with organic polycationic polymers
US4366071A (en) * 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4200154A (en) * 1976-12-22 1980-04-29 Texaco Inc. Composition and method for stimulating well production
US4200151A (en) * 1976-12-22 1980-04-29 Texaco Inc. Secondary recovery process
US4206058A (en) * 1976-12-22 1980-06-03 Texaco Inc. Method for stimulating well production
US4193453A (en) * 1977-06-20 1980-03-18 Standard Oil Company (Indiana) Method for consolidating sand or water control in subterranean formations
US4152274A (en) * 1978-02-09 1979-05-01 Nalco Chemical Company Method for reducing friction loss in a well fracturing process
US4158521A (en) * 1978-06-26 1979-06-19 The Western Company Of North America Method of stabilizing clay formations
US4393939A (en) * 1981-04-20 1983-07-19 Halliburton Services Clay stabilization during oil and gas well cementing operations
US4460483A (en) * 1981-10-09 1984-07-17 Halliburton Company Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations
GB2110744B (en) * 1981-12-02 1985-09-18 Halliburton Co Method and compositions for acidizing subterranean formations
US4447342A (en) * 1982-04-19 1984-05-08 Halliburton Co. Method of clay stabilization in enhanced oil recovery

Also Published As

Publication number Publication date
EP0154080A3 (en) 1986-07-23
AU3466784A (en) 1985-09-05
EP0154080B1 (en) 1988-11-09
EP0154080A2 (en) 1985-09-11
AU558642B2 (en) 1987-02-05
CA1228722A (en) 1987-11-03
US4558741A (en) 1985-12-17
DE3475082D1 (en) 1988-12-15
ATE38528T1 (de) 1988-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0171163B1 (en) Methods of minimizing fines migration in subterranean formations
EP0680504B1 (en) Method of treating shale and clay in hydrocarbon formation drilling
US4532052A (en) Polymeric well treating method
US4460627A (en) Polymeric well treating method
US4738897A (en) Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US2761843A (en) Treatment of clays
CN113646381B (zh) 用于水力压裂的反相乳液
EP0193369B1 (en) Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US5382371A (en) Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
NO872585L (no) Fremstilling og anvendelse av stabiliseringsmiddel for leire.
RU2647529C2 (ru) Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов
US6390197B1 (en) Method of cementing a well in geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays
Baviere et al. Improved EOR by use of chemicals in combination
NO342895B1 (no) Fremgangsmåte for å redusere eller eliminere produksjon av vann i en brønn som penetrerer en undergrunnsformasjon
US4497596A (en) Method of minimizing fines migration in a subterranean formation
US3208515A (en) Method of recovering oil from underground reservoirs
CA1207517A (en) Water control well treating solution and method
GB2107759A (en) Hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water-sensitive clay-containing formations
NO852373L (no) Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker.
NO844554L (no) Fremgangsmaate for minimalisering av finstoffmigrering i underjordiske formasjoner
US4536304A (en) Methods of minimizing fines migration in subterranean formations
US2761836A (en) Treatment of clays
US3888309A (en) Polymer waterflooding by controlling water hardness
EP0212019B1 (en) Method of stabilizing fines
NO155509B (no) Fremangsmaate ved behandling av et partikkelformig materiale, spesielt en underjordisk, partikkelformig formasjon.