NO326847B1

NO326847B1 - Fremgangsmate for endring av relativ permeabilitet til en hydrokarbon-baerende formasjon

Info

Publication number: NO326847B1
Application number: NO20023155A
Authority: NO
Inventors: James Charles Morgan; Alistair Manson Gunn
Original assignee: Tr Oil Services Ltd
Priority date: 1999-12-29
Filing date: 2002-06-28
Publication date: 2009-03-02
Also published as: AU2381901A; DE60014183D1; CA2395928A1; US20030109385A1; NO20023155D0; WO2001049971A1; NO20023155L; ATE277272T1; EP1292759B1; US7084094B2; EP1292759A1

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for endring av permeabiliteten i en hyd roka rbon-bæ rende underjordisk formasjon.

I følge US 5,547,025 er det velkjent for personer med kunnskap innen fagområdet at geldannede (fortyknede) eller tverrbundede vannoppløselige polymerer er nyttige i forbedring av oljeutvinning og andre feltoperasjoner. Særlig har de vært benyttet til å endre permeabiliteten til de underjordiske formasjonene for å forbedre effektiviteten i vann flømmingsoperasjoner. Polymerer sammen med et passende tverrbindingssystem blir generelt injisert i en vandig oppløsning inn i formasjonen. Polymerene trenger deretter inn i og geldannes i områdene av formasjonen som har den høyeste vann permeabiliteten. Prosessen i US 5,547,025 omfatter spesifikt injisering inn i en formasjon med en geldannende sammensetning som omfatter en karboksylat-inneholdende polymer, et tverrbindingsmiddel og en væske der geldanningssammensetningen danner en gel når den injiseres i formasjonen. Slike geldannende sammensetninger blir tatt i bruk i en underjordisk formasjon der vann-bærende regioner av formasjonen har en vesentlig høyere vannpermeabilitet enn oljebærende regioner slik at polymerene hovedsakelig trenger inn i og størkner i de vannbærende regionene av formasjonen. Det er i virkeligheten en fordom mot anvendelse av tverrbundede polymerer i formasjonene der oljebærende regioner har en høy permeabilitet for den injiserte vandige oppløsningen på grunn av bekymring om at polymeren kan størkne i de oljebærende regionene og avstenge oljeproduksjonen. I slike tilfeller har det generelt blitt vurdert å være viktig å isolere og beskytte de oljebærende områdene mot geldanning av sammensetningen for derved å gjøre anvendelse av geldannende sammensetninger upraktiske og/eller uøkonomiske. Det kan gjøres referanse til isolering og beskyttelse av oljebærende soner til for eksempel R. Fulleylove et al i Society of Petroleum Engineers (SPE) 36211; Proceedings of 7th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition, av J Bergem et al i SPE 38833, og av KS Chan et al i SPE 36614.

EP 0 604 988 beskriver en sammensetning som er nyttig for behandling nær borehullet i oljefelt operasjoner, hvilken omfatter et produsert saltvann, en vannoppløselig polymer, et tverrbindingsmiddel, og eventuelt en komplekseringsligand. Nær-borehull behandlingen sies å inkluderer vann avstenging, gass avstenging og sone avslutning. I følge EP 0 604 988 kan vannoppløselig polymer, tverrbindingsmiddel og komplekseringsligand bli injisert sekvensielt uten spesiell rekkefølge på injeksjonen, så lenge de først er oppløst i det produserte saltvannet. Det har imidlertid blitt funnet at dersom tverrbindingsmidlet blir injisert før polymeren, blir den behandlingen ikke vellykket siden polymeren vil tverrbinde før den kan spre seg inn i formasjonen på grunn av tilstedeværelse av resterende tverrbindingsmiddel (for eksempel så lite som 2 ppm av tverrbindingsmiddel) i overflate injeksjonsutstyr og i borehullet. En ytterligere ulempe som er forbundet med injisering av en vandig oppløsning av tverrbindingsmiddel før en vandig oppløsning av polymeren, er at den hydrokarbonbærende sonen i formasjonen ofte har et trykk som er lavere

enn det i den vannbærende sonen og således en høyere permeabilitet. Uten ønske om å være bundet til noen teori, er det antatt at der den hydrokarbonbærende sonen har en betydelig høyere permeabilitet enn den vannbærende sonen, vil enhver vandig oppløsning som blir injisert inn i formasjonen, i det minste til å begynne med, hovedsakelig trenge inn i den hydrokarbonbærende sonen med det laveste trykket. Når den vandige oppløsningen kommer inn i den hydrokarbonbærende sonen vil imidlertid trykket i denne sonen bygges opp. Når trykkforskjellene mellom hydrokarbon-og vannbærende sone avtar vil en høyere andel av den injiserte vandige oppløsningen komme inn i den vannbærende sonen. Siden den vandige oppløsningen av polymer har en betydelig høyere viskositet enn den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel, vil trykket i den hydrokarbonbærende sonen øke raskere dersom den vandige oppløsningen med polymer blir injisert før den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel. Dette resulterer i en høyere andel av injiserte oppløsninger som kommer inn i den vannbærende sonen og således en øket effekt på redusering av vannproduksjon fra den vannbærende sonen.

US 5,789,350 beskriver en geldannende sammensetning som omfatter en karboksylat-inneholdende polymer, en flerverdig metall forbindelse, en væske og et phi senkende middel valgt fra karbondioksid, karbondioksid-genererende forbindelser, svake syrer og estere der den geldannende sammensetningen ikke inneholder et gelforsinkende middel.

US 5,133,408 angår injeksjon av en gelforløper oppløsning som omfatter en karboksylat-inneholdende polymer, et geldanningsmiddel og et flytende oppløsningsmiddel inn i en underjordisk formasjon.

US 5,642,783 beskriver injeksjon av en geldannende sammensetning inn i en underjordisk formasjon der sammensetningen omfatter en karboksylat-inneholdende polymer, et tverrbindingsmiddel og en væske; tverrbindingsmidlet inneholder ikke et gelforsinkende middel, og polymeren inneholder en effektiv mol-% med karboksylatgrupper og en effektiv molekylvekt for å sørge for forsinkelse av geldanningen i sammensetningen.

I følge foreliggende oppfinnelse blir det skaffet til veie en fremgangsmåte for behandling av en hydrokarbon-bærende formasjon som har minst en hydrokarbon bærende sone og minst en vann bærende sone der forholdet mellom permeabiliteten til hydrokarbon bærende sone(r) og permeabiliteten til vann bærende sone(r) er i området fra 1:20 til 3:1, hvilken fremgangsmåte omfatter:

a) sekvensiell injisering inn i formasjonen:

(i) eventuelt et vandig forspylingsfluid; (ii) en vandig polymeroppløsning som omfatter 0,01 til 0,5 vekt-% av en vannoppløselig polymer som har fra 0,01 til 7,5 mol-% av tverrbindbare karboksylat- og/eller fosfonatgrupper og en molekylvekt i området fra 250 000 til 12 000 000; (iii) eventuelt et vandig avståndsfluid;

(iv) en vandig oppløsning med et tverrbindingsmiddel; og

(v) eventuelt et overspylingsfluid; og

b) tilbake-produsering av den vandige polymer oppløsningen over tverrbindingsmidlet slik at polymeren tverrbindes i formasjonen for å danne

en gel som kan bryte sammen for å tillate hydrokarbonstrøm,

hvilken polymer er valgt fra gruppen bestående av (a) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og akrylamid, (b) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og metakrylamid, (c) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer, akrylamid og metakrylamid og (d) podingskopolymerer som omfatter en polymer som velges fra gruppen bestående av polyakrylamider, polymetakrylamider og kopolymerer som omfatter enheter avledet fra akrylamid og/eller metakrylamid hvilken polymer er podet med en fosfonat valgt fra gruppen som består av fosfonsyre monomerer og polymerer som har enheter avledet fra vinyl fosfonsyre monomerer.

Med "gel" menes et sammenbrytbart (kollapsbart) nettverk av polymer og tverrbindingsmiddel.

Med "mol-%" av tverrbindbare karboksylat- og/eller fosfatgrupper, menes mol-% av de strukturelle enhetene til polymeren som er avledet fra monomerer som har karboksylat funksjonelle grupper, og/eller fra monomerer som har fosfonat funksjonelle grupper og/eller fra monomerer som har funksjonelle grupper som blir hydrolysert til karboksylatgrupper (ved oppløsning av polymeren i vann).

i

En fordel ved fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse er at prosessen kan bli anvendt på en formasjon uten å ha isolert eller på annen måte ha beskyttet den hydrokarbonbærende sonen mot de injiserte oppløsningene/fluidene.

Polymerer som er velegnede for anvendelse i denne oppfinnelsen er de som har evne til geldanning i nærvær av et flerverdig metallion tverrbindingsmiddel via karboksylat- og/eller fosfonatgrupper.

Passende polymerer innbefatter forskjellige polyakrylamider og beslektede polymerer som er delvis hydrolysert og som er vannoppløselige, slik som de som er beskrevet i US 3,749,172 og EP 0 604 988 (innbefattet her med referanse). Eksempler på passende polymerer innbefatter homoplymerer og kopolymerer av akrylamid og metakrylamid der fra 0,01 til 7,5 mol-% av karboksamid gruppene i polymeren er hydrolysert til karboksylatgrupper. Det er også egnet med vann-oppløselige kopolymerer som er resultat av polymerisasjon av akrylamid og/eller metakrylamid med en annen etylenisk umettet monomer som er kopolymeriserbar med denne, der tilstrekkelig akrylamid og/eller metakrylamid er tilstede i monomerblandingen for å skaffe til veie vann-oppløselighet til resulterende kopolymer, og der fra 0,01 til 7,5 % av karboksamidgruppene i kopolymeren er hydrolysert til karboksylatgrupper. Den etylenisk umettede monomeren som er kopolymeriserbar med akrylamid og/eller metakrylamid kan bli valgt fra gruppen som består av akrylsyre, metakrylsyre, vinyl sulfonsyre, vinylbenzensulfonsyre, vinylbenzensulfonsyre, vinylacetat, akrylnitril, metylakrylnitril, vinyl alkyl eter, vinyl klorid, malein anhydrid, N-vinyl-2-pyrrolidon, 2-akrylamid-2-metylpropansulfonsyre, N-vinyl-2-pyrrolidon, N-vinyl formamid og liknende. Det er underforstått at der kopolymeren i tillegg inneholder karboksylat grupper avledet fra akrylsyre og/eller metakrylsyre comonomer, idet totalmengden av karboksylatgrupper i resulterende (det vil si karboksylatgrupper som fremkommer fra akrylsyre og/eller metakrylsyre komonomer og karboksylatgrupper som fremkommer fra partiell hydrolyse av karboksamidgruppene av akrylamid og/eller metakrylamid komonomer) ligger i området 0,01 til 7,5 mol-%. Det er også å forstå at anioniske funksjonelle grupper i kopolymerene (for eksempel acrylat eller sulfonat funksjonelle grupper) kan være i form av salter, for eksempel ammonium eller alkali metall salter, særlig natrium salter.

Foretrukkede polymerer inneholder tverrbindbare fosfonatgrupper, for eksempel polymerer som inkorporerer fosfonsyre monomerer. Særlig foretrukket er kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og akrylamid, kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og metakrylamid eller kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer, akrylamid og metakrylamid. Disse kopolymerene kan også inkorporere en eller flere ytterligere komonomerer valgt fra gruppen som består av akrylsyre, metakrylsyre, vinyl sulfon syre, vinylbenzyl sulfonsyre, vinylbenzen sulfonsyre, vinyl acetat, akrylnitril, metyl akrylnitril, vinyl alkyl eter, vinyl klorid, malein anhydrid, N-vinyl-2-pyrrolidon, 2-akrylamid-2-metylpropansulfonsyre, N-vinyl-2-pyrrolidon, N-vinyl formamid og liknende. Det er å forstå at total mol-% av tverrbindbare grupper i kopolymeren (det vil si fosfonatgrupper avledet fra vinyl fosfonsyre komonomer, karboksylatgrupper avledet fra akrylsyre og/eller metakrylsyre komonomer og karboksylat grupper som fremkommer fra partiell hydrolyse av karboksamidgrupper av akrylamid og/eller metakrylamid komonomer) ligger innenfor området 0,01 til 7,7 mol-%. Det er også å forstå at de anioniske funksjonelle gruppene som er inkorporert i kopolymeren (for eksempel fosfonat, akrylat eller sulfonat funksjonelle grupper) kan være i form av salter, for eksempel ammonium eller alkali metall salter.

Det er også velegnet med podingskopolymerer av hydrofile polymerer og fosfonater som beskrevet i US 5,701,956 som her er innbefattet med referanse. Den hydrofile monomeren kan for eksempel bli valgt fra polyakrylamider, polymetakrylamider, partielt hydrolysert polyakrylamid, partielt hydrolysert polymetakrylamid, kopolymerer som inneholder akrylamid, kopolymerer som inneholder metakrylamid, hydroksialkylcelluloser, guar gummi og derivater av disse og andre liknende hydrofile polymerer. Begrepet "fosfonat" som blir benyttet her menes fosfonsyre monomerer og polymerer som inkluderer vinyl fosfonsyre monomerer. Totalmengde av fosfonatgrupper og av karboksylatgrupper som er inkorporert i podingskopolymeren er generelt i området 0,01 til 7,5 mol-%. Det er å forstå at fosfonatgruppene i podingskopolymeren kan være i form av salter, for eksempel ammonium eller alkalimetall salter, særlig natrium salter.

Polymerene over kan oppta ytterligere funksjonelle grupper for å forbedre andre egenskaper slik som deres oppløslighet eller deres termiske stabilitet.

Mol-% av karboksylat og/eller fosfonatgrupper i den vann-oppløselige polymeren er generelt i området fra 0,01 til 7,5 %. Det er foretrukket at molprosenten av karboksylat og/eller forsfonatgrupper er i området fra 0,01 til 5, fortrinnsvis 0,01 til 2, og mest å foretrekke 0,5 til 2 %.

Molekylvekten til den vannoppløselige polymeren er generelt i området fra 250 000 til 12 000 000, fortrinnsvis i området fra 500 000 til 10 000 000, mer å foretrekke 1 000 000 til 5 000 000, for eksempel ca 3 000 000.

Konsentrasjonen av vannoppløselig polymer oppløsning er generelt i området fra ca 0,01 til 0,5 vektprosent, fortrinnsvis ca 0,05 til 0,4 vektprosent, mer å foretrekke 0,05 til 0,35 vektprosent, for eksempel 0,15 til 0,35 vektprosent. En relativ lav konsentrasjon av polymer er fordelaktig siden dette demper risikoen for at en stiv blokkeringsgel blir dannet når polymeroppløsningen blir tilbakeprodusert over tverrbindingsmidlet. Uten å være bundet til noen teori, er det således antatt at ved relativ lav konsentrasjon av polymer, blir hastigheten på geldanningen i den porøse formasjonen redusert slik at polymeren har evne til spredning gjennom området av formasjonen som inneholder tverrbindingsmidlet, for dermed å generere et tredimensjonalt nettverk av tverrbundet polymer (gel) helt gjennom minst en vesentlig del av nevnte region, fortrinnsvis hovedsakelig gjennom hele nevnte region.

Den tverrbundete polymer (gelen) er kollapsbar for å tillate hydrokarbon strøm, særlig olje- eller gasstrøm. Den tverrbundete polymeren kollapser (sammentrekkes) ved minst 50 volum-%, mer å foretrekke ved minst 75 volum-%, mest å foretrekke ved minst 90 volum-% i nærvær av et strømmende hydrokarbon, for eksempel strømmende olje eller gass.

Den kollapsede tverrbundete polymeren har fortrinnsvis evne til å gjen-ekspandere i nærvær av strømmende vann for å redusere vannstrømmen. Den kollapsede tverrbundete polymeren har evne til gjen-ekspandering med minst 25 volum-%, fortrinnsvis minst 50 volum-% i nærvær av strømmende vann.

Den vandige polymeroppløsningen inneholder fortrinnsvis et buffringsmiddel. Buffringsmidlet har fortrinnsvis en buffringskapasitet ved en pH opp til 5,5, fortrinnsvis i et pH område fra 4,5 til 5,5. Et typisk buffringsmiddel er natrium acetat/eddiksyre.

Der den vandige polymeroppløsningen inneholder et buffringsmiddel, vil konsentrasjon av buffringsmiddel avhenge av type buffringsmiddel som benyttes og buffringskapasiteten til bergformasjonen. Det er generelt foretrukket at buffringsmidlet er til stede ved en konsentrasjon i området 0,001 til 10 vekt-%, fortrinnsvis 0,01 til 1 vekt-% (basert på vekt av den vandige polymeroppløsningen)

Den vandige polymeroppløsningen kan eventuelt oppta et gjensidig oppløsningsmiddel (kondisjonerer) for minst delvis fjerning av hydrokarboner (for eksempel olje) fra overflaten av bergformasjonen. Uten ønske om å være bundet til noen teori er det antatt at dette forbedrer forankringen av den tverrbundete polymer (gelen) til overflaten på bergformasjonen. Det er passende at det gjensidige oppløsningsmidlet kan være en alkohol eller fortrinnsvis en polyol slik som alkyltriglykol eter. Alkylgruppen i alkyltriglykol eteren kan være en rett eller forgrenet kjede og har fordelaktig 3-6 karbonatomer, fortrinnsvis 3-5 karbonatomer. Alkylgruppen i alkyltriglykol eter har mer å foretrekke 4 karbonatomer og er særlig n-butyltriglykol eter (også kjent som trietylen glykol mono-n-butyl eter). Det gjensidige oppløsningsmidlet omfatter fra 1 til 20 vekt-%, fortrinnsvis fra 5 til 15 vekt-%, mer å foretrekke fra 5 til 12 vekt-% av den vandige polymeroppløsningen.

Tverrbindingsmidlet blir fortrinnsvis valgt fra gruppen som består av kompleksbundete zirkoniumforbindelser, kompleksbundete titanforbindelser og blandinger av disse. Eksempler på passende tverrbindingsmidler innbefatter, men er ikke begrenset til ammonium zirkonium fluorid, zirkonium 2-etylheksanoat, zirkonium acetat, zirkonium neodecanoat, zirkonium acetylacetonat, tetrakis(trietanolamin)zirkonat, zirkonium karbonat, ammonium zirkonium karbonat, zirkonium ammonium karbonat, zirkonium kompleks av hydroksietyl glycin, zirkonium malonat, zirkonium propionat, zirkonium laktat, zirkonium tartrat, titan acetylacetonat, titanetylacetonat, titan trietanolamin, ammonium titan laktat og kombinasjoner av disse. Disse forbindelsene er kommersielt tilgjengelige. Tverrbindingsmidlet er fortrinnsvis et zirkonium laktat med formel [CH3CH(OH)C02]nXmZr der X et enverdig anion, for eksempel et halogenid (klorid, bromid, iodid eller fluorid) eller hydroksid, m og n er hele tall slik at m + n = 4 og n er 1 til 4, fortrinnsvis 3 eller 4. Det er forutsatt at laktatligandene i zirkoniumforbindelsen i formelen over kan bli erstattet, helt eller delvis med ligander avledet fra en karboksylsyre for eksempel eddiksyre eller med ligander avledet fra hydroksysyrer som er forskjellige fra melkesyre. Slike hydroksysyrer innbefatter monohydroksysyrer, hydroksysyrer som inneholder mer enn en hydroksylgruppe, for eksempel dihydroksysyrer og trihydroksysyrer som inneholder mer enn en karboksylgruppe, for eksempel hydroksydikarboksylsyrer og hydroksytrikarboksylsyrer. Blandinger av ligander som er avledet fra hydroksysyrer kan bli benyttet. Der zirkoniumkomplekset inneholder ligander avledet fra en hydroksytrikarboksylsyre (for eksempel citrat), er det viktig at forbindelsen ikke inneholder fire slike ligander.

Konsentrasjonen av tverrbindingsmiddel i den vandige oppløsningen kan variere over et bredt område fra 0,001 til 0,5 vekt-% basert på zirkonium og/eller titan konsentrasjon. Konsentrasjon av tverrbindingsmiddel er fortrinnsvis i området fra 0,01 til 0,25 vekt-%, mer å foretrekke 0,025 til 0,2 vekt-%, mest å foretrekke 0,025 til 0,15 vekt-% basert på zirkonium og/eller titan konsentrasjon.

Den vandige oppløsningen av tverrbindingsmidlet inneholder et buffringsmiddel. Buffringsmidlet har en buffringskapasitet ved en pH opp til ca 5,5, fortrinnsvis i et pH område fra 4,5 til 5,5. Et typisk buffringsmiddel er det som er beskrevet over i forbindelse med den vandige polymeroppløsningen. Det er generelt foretrukket at buffringsmidlet er tilstede i den vandige oppløsningen med tverrbindingsmidlet ved en konsentrasjon i området 0,001 til 10 vekt-%, fortrinnsvis 0,01 til 1 vekt-%.

Uten å være bundet til noen spesiell teori, er det antatt at ikke alt tverrbindingsmiddel vil være tilgjengelig for å tverrbinde den vannoppløselige polymeren. En del av tverrbindingsmidlet kan således bli fremstilt ut av brønnen ved tilbakeproduksjon av de injiserte oppløsningene/fluidene, mens en ytterligere del av tverrbindingsmidlet kan deaktivere under betingelsene i formasjonen. Konsentrasjonen av tverrbindingsmidlet som er tilgjengelig for å tverrbinde den vannoppløselige tverrbindbare polymeren er fortrinnsvis mindre enn 0,01 vekt-% av de vandige fluidene i området til formasjonen som inneholder tverrbindingsmidlet, basert på zirkonium og/eller titan.

Vannet som skal bli anvendt for å preparere den vandige polymer oppløsningen og den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel kan være rent vann, vann fra kran, sjøvann, et syntetisk saltvann eller et produsert saltvann.

Det er passende at det valgfrie vandige avstandsfluidet kan være en vandig oppløsning av et buffringsmiddel. Buffringsmidlet har fortrinnsvis en buffringskapasitet ved en pH opp til ca 5,5, fortrinnsvis i et pH område fra 4,5 til 5,5. Et typisk buffringsmiddel er det som er beskrevet over i forbindelse med den vandige polymeroppløsningen. Der det eventuelle vandige avstandsfluidet er en vandig oppløsning av et buffringsmiddel, er det foretrukket at buffringsmidlet er tilstede i en konsentrasjon i området 0,001 % til 10 vekt-%, fortrinnsvis 0,1 til 1 vekt-%.

Det eventuelle vandige avstandsfluidet kan oppta et gjensidig oppløsningsmiddel (kondisjonerer). Passende gjensidige oppløsningsmidler innbefatter de som er beskrevet over i forbindelse med den vandige polymer oppløsningen. Det gjensidige oppløsningsmidlet omfatter fra 1 til 20 vekt-%, fortrinnsvis fra 5 til 15 vekt-%, mer å foretrekke fra 5 til 12 vekt-% av det valgfrie vandige avstandsfluidet.

Det valgfrie overspylingsfluidet kan være et ikke-vandig fluid (for eksempel hydrokarbonet som er produsert fra den hydrokarbonbærende sonen). Fordelene med å anvende overspylingsfluid omfatter redusering av bruken av tverrbindingsmiddel, og redusering eller til og med eliminering av tilbake-produksjon av overskudd tverrbindingsmiddel. Der det valgfrie overspylingsfluidet er et ikke-vandig fluid, kan dette også redusere tiden for hydrokarbon strømningshastigheten for å gjenvinne til for-behandlingsnivåer.

Avhengig av brønntype kan det være fordelaktig å injisere et vandig spylefluid før injisering av den vandige polymeroppløsningen Dette vandige for-spyle fluidet blir injisert for å avkjøle og/eller drepe brønnen (slik det er kjent for personer med kunnskap innen fagområdet).

Det er passende at det vandige for-spylefluidet kan oppta et gjensidig oppløsningsmiddel (kondisjonerer). Passende gjensidige oppløsningsmidler innbefatter de som er beskrevet over i forbindelse med den vandige polymeroppløsningen. Det gjensidige oppløsningsmidlet omfatter fortrinnsvis fra 1 til 20 vekt-%, fortrinnsvis fra 5 til 15 vekt-%, mer å foretrekke fra 5 til 12 vekt-% av det valgfrie vandige for-spylefluidet.

Vannet som blir anvendt for det valgfrie for-spylefluidet, det eventuelle vandige avstandsfluidet og det eventuelle overspylingsfluidet kan være rent vann, vann fra kran, sjøvann, et syntetisk saltvann eller et produsert saltvann.

Det volumetriske forholdet mellom den vandige polymeroppløsningen og den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel er generelt 0,01:1 til 100:1, fortrinnsvis

0,02:1 til 50:1, og mest å foretrekke 0,1:1 til 10:1.

Det volumetriske forholdet mellom det eventuelle overspylingsfluidet og det eventuelle vandige avstandsfluidet er typisk 50:1 til 1:10 og fortrinnsvis 20:1 til 1:2.

Det volumetriske forholdet mellom den vandige polymeroppløsningen og det valgfrie vandige avstandsfluidet er typisk 50:1 til 1:10 og fortrinnsvis 20:1 til 1:2.

Det volumetriske forholdet mellom det eventuelle overspylingsfluidet og den vandige oppløsningen av tverrbindingsmiddel er typisk 1:50 til 50:1 og fortrinnsvis 1:25 til 25:1. Dette volumetriske forholdet er basert på mengden av overspylingsfluid som kommer inn i formasjonen (det vil si det tas ikke i betraktning mengden av overspylingsfluid som er tilstede i borehullet).

Det volumetriske forholdet mellom det eventuelle vandige for-spylefluidet til den vandige polymeroppløsningen er typisk 1:10 til 2:1.

I en typisk behandling blir et vandig for-spylefluid (for eksempel et saltvann eller ferskvann) først injisert (fra en overflate injeksjonsinnretning) inn i formasjonen. En vandig polymeroppløsning blir deretter injisert (også fra injeksjonsinnretningen) ved en hastighet og polymerkonsentrasjon som er tilstrekkelig til å heve injeksjonstrykket i en ønsket mengde. Alternativt kan metoder som er kjent innen fagområdet for styring og dirigering av injeksjonsfluider bli benyttet, slik som injeksjon av materialer for å redusere "tapt sirkulasjon" eller anvendelse av kuleforseglinger (for blokkering av perforeringer i rørledningen ved utvalgte dybder i borehullet).

Totalvolumet av injisert vandig polymeroppløsning per fot av komplettert intervall vil være avhengig av type brønn og fordeling av hydrokarbonbærende sone(e) og vannbærende sone(r) i formasjonen.

Et vandig avstandsfluid blir deretter fortrinnsvis injisert fra injiseringsinretningen. Mengden av vandig avstandsfluid bør være tilstrekkelig til å sikre at signifikant blanding av polymer og tverrbindingsmiddel ikke forekommer i injeksjonsinnretningen eller i borehullet. Om nødvendig (avhengig av type formasjonsstein og kjemien i oppløsningene/fluidene - hvilket kan bli undersøkt i kjernestrømming eller ytelse i sandpakkingstester), blir et buffringsmiddel/kondisjonerer tilsatt det vandige avstandsfluidet og/eller den vandige polymer oppløsningen.

En vandig oppløsning av tverrbindingsmiddel blir deretter injisert (fra injeksjonsinnretningen) inn i formasjonen slik at fronten på denne oppløsningen beveger seg flere fot ut fra borehullet (typisk 3 fot = 0,9 meter eller mer). Dersom det blir ansett nødvendig blir et vandig overspylingsfluid (for eksempel saltvann eller ferskvann) injisert for å skyve fronten til den injiserte vandige oppløsningen av tverrbindingsmidlet en ytterligere avstand ut fra borehullet. Sluttstillingen til fronten med den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel kan være opp til 30 meter, for eksempel 4,5 til 15 meter fra borehullet.

For en vertikal eller skrånende brønn, i et reservoar som har hydraulisk separerte hydrokarbon og vannproduserende lag, trenger den endelige stillingen til fronten på den injiserte vandige polymeroppløsningen, etter at alle oppløsninger/fluider har blitt injisert, å ikke være mer enn ca 1,5 m fra borehullet. Det er imidlertid innlysende at sluttstillingen til fronten på den injiserte vandige polymeroppløsningen vil være avhengig av mengder med valgfri vandig avstandsfluid, vandig oppløsning med tverrbindingsmiddel og valgfri overspylingsfluid som injiseres inn i formasjonen.

Brønnen kan deretter bli nedstengt i en kort tidsperiode opp til 24 timer før brønnen settes tilbake i produksjon. De injiserte oppløsningene/fluidene vil deretter bevege seg tilbake mot borehullet. Når oppløsningene strømmer tilbake mot borehullet, vil den vannoppløselige polymeren kontakte minst en del av det aktive tverrbindingsmidlet for dermed å danne en gel in situ i formasjonen. Gelen er nedbrytbar og tillater hydrokarbonstrøm og antas å bli forankret til overflaten av fjellformasjonen.

Selv om det ikke er avgjørende kan brønnen bli stengt i en kort tidsperiode når polymeren er i området til formasjonen som inneholder tverrbindingsmiddel.

Brønnen blir fortrinnsvis stengt i minst 4 timer, for eksempel 4 timer til 1 uke når polymeren er i området til formasjonen som inneholder tverrbindingsmidlet.

I fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse kan de injiserte oppløsningene/fluidene trenge inn i en hydrokarbon bærende sone i formasjonen. Når brønnen er satt tilbake på produksjon, kan det være noe begynnende reduksjon av hydrokarbonstrømmen fra den hydrokarbonbærende sonen. Etter hvert som de vandige behandlingsoppløsningene/fluidene gradvis returnerer til borehullet, kan de imidlertid bli erstattet av hydrokarbon. Gelen (tverrbundet polymer) kollapser når den kommer i kontakt med hydrokarbonet for dermed å tillate at hydrokarbonet strømmer fritt inn i borehullet. Dersom et vandig formasjonsfluid deretter kommer inn i den hydrokarbon bærende sonen, har den sammentrukne tverrbundete polymeren evne til ekspansjon for å redusere vannstrømmen. Uten ønske om å være bundet til noen teori, er det antatt at strømningshastigheten til vannet gjennom gelen (enten i sin ikke-sammentrukne tilstand eller i sin ekspanderte tilstand) er betydelig lavere enn hastigheten på strømmen av hydrokarbon gjennom gelen. Nettoresultatet av behandlingsmetoden i foreliggende oppfinnelse er en økning av forholdet med produsert hydrokarbonhastighet til produsert vann hastighet hvilket er en fordel for redusering av kostnaden ved avhending av produsert vann. En ytterligere fordel med behandlingsmetoden i følge foreliggende oppfinnelse er at i noen tilfeller kan nedtappingen i brønnen bli øket (siden andelen av hydrokarbon i de produserte fluidene i borehullet være høyere enn før behandling med foreliggende oppfinnelse) og således blir hydrokarbon strøm forholdet øket.

Fremgangsmåten i følge foreliggende oppfinnelse blir illustrert med de følgende eksemplene.

Eksempel 1

Vandig oppløsning av tverrbindingsmiddel

En vandig oppløsning åv zirkonium laktat tverrbindingsmiddel ble fremstilt ved reagering av ZrOCI2 H20 (0,141 g) med melkesyre (0,136 g av 88 % oppløsning) laget opp til 20 ml volum med deionisert vann, for å skaffe til veie et laktat:zirkonium støkiometrisk forhold på 3:1 og en konsentrasjon av tverrbindingsmiddel på 2000 ppm (basert på zirkonium). pH i oppløsningen ble deretter justert til 4,8 med fortynnet ammoniakk oppløsning. Dette ble gjort ved tilsetning av 12 ml ammoniakk oppløsning (320 mikroliter av konsentrert ammoniakk oppløsning laget opp til 12 ml med deionisert vann) og deretter 8 ml deionisert vann, hvilket gir en sluttkonsentrasjon på 1000 ppm basert på zirkonium.

Polymer

Polymeren som ble anvendt var Hostmer V3212 (en polymer som har tverrbindbare fosfonatgrupper) levert av Clariant GmbH.

Syntetisk sjøvann

Det syntetiske sjøvannet var en sjøvann korrosjonstest blanding levert av BDH Laboratory Supplies, Poole, Dorset UK (produkt nummer 331533P; i overenstemmelse med DEF 1053/B.S.3900/B.S.2011).

Preparering av sandpakning

Et rustfritt stålrør (1,5 m lengde, 0,95 cm ytre diameter, 0,6 cm indre diameter) ble tørrpakket med sand (80 % D sand blandet med 20 % E sand levert av David Ball PLC, Bar Hill, Cambridge CB38HN, UK). Denne sandpakningen ble deretter oppvarmet til en temperatur på 70°C, og luften i sandpakningen ble erstattet med ca et porevolum av karbondioksid. Den absolutte permeabiliteten til sandpakningen ble bestemt ved anvendelse av syntetisk sjøvann, innført ved en strømningshastighet på 1,0 ml/minutt, som 9,14 Darcy.

Råolje blandet med 15 masse-% toluen ble deretter innført ved en konstant strømningshastighet på 1,0 ml/minutt inntil trykket i sandpakningen stabiliserte, etterfulgt av syntetisk sjøvann ved en strømningshastighet på 1,0 ml/minutt, igjen inntil trykket stabiliserte seg. Ved dette tidspunktet ble permeabiliteten i sandpakningen målt til 3,40 Darcey til vann ved Residual Oljemetning til vannstrøm (S0IW)-

Etter denne kondisjonering av sandpakningen, ble behandlingen påbegynt.

Behandling ( ved 70°C)

Dag 1

20 ml (rett over 1 pore volum) av en 2000 ppm oppløsning med polymer i syntetisk sjøvann ble innført ved en strømningshastighet på 20 ml/time. 20 ml syntetisk sjøvann avstandsholder ble deretter innført ved en hastighet på 20 ml/time. Dette ble etterfulgt av 20 ml med 1000 ppm vandig oppløsning med tverrbindingsmiddel (fremstilt som beskrevet over), ved en strømningshastighet på 20 ml/time. Ved dette tidspunkt ble sandpakningen innelukket over natten ved en temperatur på 70°C.

Daa 2

For å simulere tilbake-produksjon av polymeren av polymeren over tverrbindingsmidlet, ble 20 ml syntetisk sjøvann (lik avstandsholderen) først strømmet gjennom sandpakningen (i motsatt retning av den som ble anvendt for å injisere den vandige polymeroppløsningen, syntetisk sjøvann avstandsholder og vandig oppløsning av tverrbindingsmiddel) ved en hastighet av 20 ml/time. 20 ml med 2000 ppm vandig polymer ble deretter tilbakestrømmet (igjen i motsatt retning) ved en hastighet på 20 ml/time. Sandpakningen ble deretter innelukket overnatten ved en temperatur på 70°C.

Siøvann/ Olie tilbakestrøm ( ved 70°C)

Sjøvann ble først tilbakestrømmet gjennom sandpakningen ved en hastighet på 6 ml/time. Etter 1 dag ble resterende resistensfaktor til vann (RRFW) målt som 92. RRFW refererer til trykkgradienten til vann strømmen som blir observert ved en gitt vann strømningshastighet etter behandling dividert med trykkgradienten til vannstrømmen som blir observert før behandling ved samme vann strømningshastighet. Etter 3 dager ble RRFW målt som 108.

Tilbakestrømmen ble deretter skiftet til råolje blandet med 15 masse-% toluen (ved en hastighet på 6 ml/time). Etter 3 dager ble strøm resterende resistensfaktor til olje (RRF0) målt som 1,75. RRF0 refererer til trykkgradienten til oljestrømmen observert ved en gitt oljestrøm hastighet etter behandling dividert med trykkgradienten til oljestrømmen observert før behandling ved samme oljestrøm hastighet.

Høy RRF til vann og relativ lav RRF til olje viser klart effektiviteten til behandlingsmetoden ved modifisering av relativ permeabilitet i sandpakningen.

Eksempel 2

Tverrbindingsmiddel

Tverrbindingsmidlet som ble anvendt var CL-23 (zirkoniumbasert) levert av Halliburton Energy Services.

Polymer

Polymeren som ble anvendt var Hostamer V3212 (en polymer som har tverrbindbare fosfonatgrupper) levert av Clariant GmbH.

Syntetisk saltvann

Et syntetisk saltvann ble laget ved oppløsning av følgende kjemikalier i deionisert vann, og gjort opp til et sluttvolum på 1 liter: 33,65 g NaCI, 0,242 KCI, 7,65 g MgCI2-6H20, 3,83 g CaCI2 6H20 og 0,276 gm NaHC03.

pH justert syntetisk saltvann

For dette ble pH i det syntetiske saltvannet over justert til en verdi på 4,6 ved anvendelse av 1 M oppløsning HCI.

Buffer

En oppløsning inneholdende 0,1 M eddiksyre og 0,073 M natrium acetat ble opplaget i deionisert vann.

Preparering av sandpakning

Et rustfritt stålrør (4,5 m, 0,95 cm ytre diameter, 0,6 cm indre diameter) ble tørrpakket med sand (80 % D sand blandet med sand (80 % D sand blandet med 20 % E sand ble levert av David Ball PLC, Bar Hill, Cambridge CB38 HN, UK). Denne pakningen ble deretter oppvarmet til en temperatur på 70°C, og luften i sandpakningen ble erstattet med ca et porevolum karbondioksid. Absolutt permeabilitet til sandpakningen ble bestemt ved å anvende syntetisk saltvann, innført ved en strømningshastighet på 1 ml/min, som 10,13 Darcey.

Råolje blandet med 15 masse-% toluen ble deretter innført ved en konstant strømningshastighet på 1 ml/minutt inntil trykket i sandpakningen hadde stabilisert seg. Ved dette tidspunktet ble permeabiliteten i sandpakningen målt som 3,46 Darcey til vann ved resterende olje metning til vannstrøm (Sorw)-

Etter denne kondisjoneringen av sandpakningen, ble behandlingen påbegynt.

Behandling ( ved 70°)

Dag 1

19 ml av en 3000 ppm oppløsning av polymer i pH justert syntetisk saltvann ble innført ved en strømningshastighet på 20 ml/time. 5 ml avstandsholder (40 masse-% av acetatbuffer i pH justert syntetisk saltvann) ble deretter innført ved en strømningshastighet på 20 ml/time. Dette ble etterfulgt av 19 ml med en oppløsning tverrbindingsmiddel (1,43 masse-% av CL-23 og 40 masse-% av acetatbuffer, i pH justert syntetisk saltvann), også ved en strømningshastighet på 20 ml/time. Ved dette tidspunkt ble sandpakningen innestengt over natten ved en temperatur på 70°C. Det samlede volumet av vandig polymeroppløsning, avstandsholder og vandig oppløsning av tverrbindingsmiddel ble utformet slik at hele behandlingen var inneholdt i den 4,5 m sandpakningen.

Daa 2

For å tilbake-strømme polymeren over tverrbindingsmidlet, ble 23 ml syntetisk saltvann strømmet inn i sandpakningen, i motsatt retning (i forhold til injisering av den vandige polymeroppløsningen, avstandsholderen og den vandige oppløsningen av tverrbindingsmidlet), ved en hastighet på 6 ml/time. Sandpakningen ble deretter innestengt igjen i 3 dager ved en temperatur på 70°C.

Vann/ Olie tilbakestrøm ( ved 70°C)

Syntetisk saltvann ble først tilbakestrømmet gjennom sandpakningen ved en hastighet på 6 ml/time. Etter 1 dag ble residual resistens faktor til vann (RRFW) målt som 17.

Tilbakestrømmen ble deretter skiftet til råolje kutt med 10 masse-% toluen (ved en strømningshastighet på 6 ml/time). Etter 2 dager strøm ble residual resistens faktor til olje (RRF0) målt som 1,9.

Til slutt ble tilbakestrømmen returnert til syntetisk saltvann ved 6 ml/time. Etter 1 dag var RRFW lik 20 og dette forble konstant over en periode på 5 dager under hvilken strømmen av syntetisk saltvann ble opprettholdt.

Dette eksemplet, i tillegg til å skaffe tilveie ytterligere bevis for effektiviteten til fremgangsmåten ved endring av relativ permeabilitet, demonstrerer at resistensen til vannstrømmen kan bli fullstendig gjenopprettet etter kollaps av den tverrbundete polymeren.

Claims

1. Fremgangsmåte for behandling av en hydrokarbonbærende formasjon som minst har en hydrokarbon bærende sone og minst en vann bærende sone der forholdet mellom permeabiliteten til hydrokarbon bærende sone(r) og permeabiliteten til vann bærende sone(r) er i området fra 1 : 20 til 3 :1, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter: a) sekvensiell injisering inn i formasjonen: (i) eventuelt et vandig forspylingsfluid; (ii) en vandig polymeroppløsning som omfatter 0,01 til 0,5 vekt-% av en vannoppløselig polymer som har fra 0,01 til 7,5 mol-% av tverrbindbare karboksylat- og/eller fosfonatgrupper og en molekylvekt i området fra 250 000 til 12 000 000; (iii) eventuelt et vandig avstandsfluid; (iv) en vandig oppløsning med et tverrbindingsmiddel; og (v) eventuelt et overspylingsfluid; og b) tilbake-produsering av den vandige polymer oppløsningen over tverrbindingsmidlet slik at polymeren tverrbindes i formasjonen for å danne en gel som kan bryte sammen (er kollapsbar) for å tillate hydrokarbonstrøm, hvilken polymeren er valgt fra gruppen bestående av (a) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og akrylamid, (b) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer og metakrylamid, (c) kopolymerer av vinyl fosfonsyre monomerer, akrylamid og metakrylamid og (d) podingskopolymerer som omfatter en polymer som velges fra gruppen bestående av polyakrylamider, polymetakrylamider og kopolymerer som omfatter enheter avledet fra akrylamid og/eller metakrylamid hvilken polymer er podet med en fosfonat valgt fra gruppen som består av fosfonsyre monomerer og polymerer som har enheter avledet fra vinyl fosfonsyre monomerer.

2. Fremgangsmåte i følge krav 1, karakterisert ved at den vannoppløselige polymeren har fra 0,01 til 5 mol-% av tverrbindbare karboksylat- og/eller fosfonatgrupper.

3. Fremgangsmåte i følge krav 2, karakterisert ved at den vannoppløselige polymeren har fra 0,5 til 2 mol-% av tverrbindbare karboksylat- og/eller fosfonatgrupper.

4. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at konsentrasjonen av den vannoppløselige polymeren i den vandige polymeroppløsningen er i området fra 0,05 til 0,4 vekt-%.

5. Fremgangsmåte i følge krav 6, karakterisert ved at konsentrasjonen av den vannoppløselige polymeren i den vandige polymer oppløsningen er i området fra 0,15 til 0,35 vekt-%.

6. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at molekylvekten til den vannoppløselige polymeren er i området fra 1 000 000 til 5 000 000.

7. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet er en kompleksbundet zirkonium forbindelse, en kompleksbundet titanforbindelse eller en blanding av disse.

8. Fremgangsmåte i følge krav 7, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet blir valgt fra gruppen som består av ammonium zirkonium fluorid, zirkonium 2-etylheksanoat, zirkonium acetat, zirkonium neodecanoat, zirkonium acetylacetanoat, tetrakis(trietanolamin)zirkonat, zirkonium karbonat, ammonium zirkonium karbonat, zirkonyl ammonium karbonat, zirkonium kompleks av heksyl glycin, zirkonium malonat, zirkonium propionat, zirkonium laktat, zirkonium tartrat, titan acetylacetonat, titan etylacetoacetat, titan trietanolamin og ammonium titan laktat.

9. Fremgangsmåte i følge krav 8, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet er en zirkonium laktat med formel [CH3CH(OH)C02]nXmZr der X et halogenid eller hydroksid, m og n er hele tall slik at m + n = 4, og n er lik 1 til 4.

10. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av kravene 7 til 9, karakterisert ved at konsentrasjonen av tverrbindingsmidlet i den vandige oppløsningen er i området fra 0,01 til 0,2 vekt-% basert på zirkonium og/eller titan konsentrasjonen.

11. Fremgangsmåte i følge krav 10, karakterisert ved at konsentrasjonen av tverrbindingsmiddel som er tilgjengelig for å tverrbinde den vannoppløselige polymeren i de vandige fluidene i formasjonen er mindre enn 0,01 vekt-% basert på zirkonium og/eller titan konsentrasjon.

12. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at gelen trekker seg sammen med minst 50 volum-% i nærvær av strømmende hydrokarbon.

13. Fremgangsmåte i følge krav 12, karakterisert ved at den sammentrukne gelen har evne til ekspandering i nærvær av strømmende vann med minst 25 volum-%.

14. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at det eventuelle vandige for-spylingens fluidet og/eller den vandige polymeroppløsningen, og/eller den eventuelle vandige avstandsoppløsningen opptar et gjensidig oppløsningsmiddel valgt fra en alkyltriglykol eter der alkylgruppene i alkyltriglykol eteren er rettkjedet eller forgrenet kjedete alkylgrupper som har fra 3 til 6 karbonatomer.

15. Fremgangsmåte i følge krav 14, karakterisert ved at det gjensidige oppløsningsmidlet omfatter fra 5 til 15 vekt-% av det valgfrie vandige for-spylingsfluidet og/eller den vandige polymeroppløsningen og/eller den valgfrie vandige avstandsoppløsningen.

16. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at den vandige polymeroppløsningen og/eller den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel og/eller det eventuelle vandige avstandsfluidet inneholder et buffringsmiddel som har en buffringskapasitet i et pH område fra 4,5 til 5,5.

17. Fremgangsmåte i følge krav 16, karakterisert ved at buffringsmidlet er tilstede i den vandige oppløsningen og/eller den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel og/eller det eventuelle vandige avstandsfluidet ved en konsentrasjon i området 0,01 til 1 vekt-%.

18. Fremgangsmåte i følge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at det volumetriske forholdet av vandig polymeroppløsning til den vandige oppløsningen med tverrbindingsmiddel er i området 0,1:1 til 10:1.