NO337698B1

NO337698B1 - Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon

Info

Publication number: NO337698B1
Application number: NO20050009A
Authority: NO
Inventors: Diankui Fu; Frank F Chang
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2002-07-09
Filing date: 2005-01-03
Publication date: 2016-06-06
Also published as: ATE409797T1; EA200500181A1; EA006813B1; CN1729347A; CN1729347B; US20030139298A1; EG23471A; CA2491529A1; WO2004005671A1; EP1520085A1; NO20050009L; CA2491529C; US7666821B2; EP1520085B1; CN100354501C; US20040009880A1; US20050209108A1; AU2003250901A1; MXPA04012808A; US7028775B2

Description

Foreliggende oppfinnelse omhandler behandling av undergrunnsformasjoner penetrert av brønnhull. Spesielt omhandler den stimuleringsbehandling slik som frakturering, matriks syrebehandling og syrefrakturering, av lagdelte formasjoner som har ett eller flere lag som er problematiske men oljeholdige og ett eller flere lag som er mer permeable for olje eller vann enn den problematiske sonen eller sonene. Mest spesielt omhandler den sammensetninger og fremgangsmåter for å maksimere mengden av behandlingsfluidet som injiseres inn i de problematiske sonene heller enn inn i de mer permeable sonene.

Oppfinnelsens bakgrunn

I en vid rekke oljefeltbehandlinger, i hvilke behandlingsfluider injiseres inn i en formasjon gjennom et brønnhull, er formasjonen som blir behandlet lagdelt. Typisk, i slike lagdelte formasjoner, er permeabilitetene i mellomsjiktene forskjellige, noen ganger betydelig. Det er også typisk at et eller flere av mellomsjiktene (som vi for enkelhets skyld kaller den oljeholdige sonen), vil inneholde potensielt produserbart hydrokarbon (olje, kondensat eller gass). I denne diskusjonen benytter vi uttrykkene "oljeholdig" og "hydrokarbonholdig" om hverandre og vi benytter uttrykkene "olje" og "hydrokarbon" om hverandre. Ofte vil et eller flere andre mellomsjikt (som vi for enkelhets skyld kaller den vannholdige sonen) i porene sine fullstendig eller nesten fullstendig kun inneholde formasjonsvann eller saltvann og vil enten ikke inneholde noe hydrokarbon i det hele, eller bare rest-hydrokarbon som er tilbake etter at det produserbare hydrokarbon allerede har blitt produsert fra den sonen. Denne sonen vil være en god produsent av fluid som fullstendig eller for det meste er vann. Den andre sonen eller sonene vil anses som problematiske fordi de inneholder hydrokarbon som ikke blir produsert på riktig måte. Sonene som produserer fluid, enten vann eller hydrokarbon eller begge, vil betegnes "uproblematiske" her, selv om vannproduksjon normalt er uønsket. Per definisjon er her "problemet" at en sone ikke produserer eller ikke produserer tilfredsstillende, så ved denne definisjonen er en sone som produserer "uproblematisk". Hvis både olje- og vannfaser er til stede i en sone, men noe eller all den produserbare oljen har blitt produsert, vil sonen betraktes som en vannholdig sone; i dette tilfellet er vann typisk den kontinuerlige fasen, og den strømmende fasen, og vannmetningen er høy. (Hvis formasjonen imidlertid er olje-fuktet, kunne olje være en tynn kontinuerlig fase på poreoverflatene men vann ville fremdeles være den strømmende fasen.) Ofte er det også sant at permeabiliteten overfor injisert fluid i den vannholdige sonen er større enn permeabiliteten overfor injisert fluid i den oljeholdige sonen.

I andre tilfeller, er det ingen vannholdig sone, men det er permeabilitetslag-deling av de hydrokarbonholdige sonene eller mellomsjiktene. I slike tilfeller vil olje foretrukket produseres fra de mer permeable sonene, betegnet "uproblematiske". Den mindre permeable sonen eller sonene vil betraktes som problematiske igjen fordi de inneholder hydrokarbon som ikke produseres tilfredsstillende. De kunne være problematiske fordi de iboende er mindre permeable (på grunn av geologien) eller fordi de har blitt skadet.

I mange oljefeltbehandlinger er det ønskelig å injisere alt eller det meste av det injiserte fluidet i en eller flere spesifikke "problematiske" oljeholdige soner, dvs. et eller flere mellomsjikt som inneholder potensielt produserbart hydrokarbon som ikke blir eller ikke vil bli tilfredsstillende produsert, og ikke inn i andre soner. Disse sonene er "problematiske" fordi de er oljeholdige men er ikke eller vil ikke tilfredsstillende produsere hydrokarbonet som de inneholder. I situasjonene som er under betrakt-ning her, er produksjonen fra disse problematiske sonene utilfredsstillende fordi det finnes mer-produktive ("uproblematiske") soner. Disse mer produktive sonene kan være vannholdige soner som produserer vann. På den andre siden, trenger det ikke være vannsoner, men de problematiske sonene kan iboende ha lavere permeabiliteter enn de andre sonene eller kan ha blitt skadet ved en bore-, kompletterings- eller produksjonsprosess, slik at noen oljeholdige soner kan eller vil produsere olje og andre kan eller vil ikke. For eksempel ved hydraulisk frakturering (inkludert syrefrakturering) ville en optimal behandling plassere bruddet fullstendig i de(n) problematiske sonen(e). På lignende måte, ved syrebehandlende behandlinger (av sandsteinsformasjoner for å fjerne skade, eller av karbonatformasjoner for å danne strømningsveier slik som "markhull"), ville en optimal behandling være en i hvilken alt det injiserte fluidet ble plassert i den problematiske sonen. Disse kravene er viktige fordi formålene med slike behandlinger er å øke permeabiliteten eller volumet (eller begge) av strømningsveien for fluidene i den problematiske sonen mens en ikke danner slike økninger i vannholdige soner, eller, hvis det ikke er noen vannholdige soner, å danne større økninger i de "problematiske" sonene enn i de andre sonene. Videre er behandlingsfluid injisert inn i en vannholdig sone i beste fall "bortkastet" (og den sonen kalles derfor ofte en "tyv" sone) selv hvis den ikke forbedrer strømnings-veien der. Enda verre er det at behandlingsfluidet injisert inn i en vannholdig sone kunne øke vannproduksjonen. Ved den praktiske utførelsen, går behandlinger ofte ikke primært inn i de problematiske sonene.

I de fleste av de følgende diskusjoner vil de "problematiske" sonene bli beskrevet som om de var problematiske i forhold til vannholdige soner, men det skulle anerkjennes at problematiske soner kan være problematiske i forhold til oljeholdige soner. Sonene som det er ønskelig å injisere behandlingsfluider til, vil normalt beskrives som "oljeholdige" soner selv om i noen tilfeller alle sonene, inkludert tyv-sonene er oljeholdige. Typisk entrer uavledede behandlinger tyv-soner som har høy vannmetning (fordi behandlingene er vandige) og/eller høy permeabilitet (fordi fluider følger veien(e) med minst motstand). Fremgangsmåter tenkt ut for å øke injeksjon inn i den problematiske oljeholdige sonen, selv om den har lavere permeabilitet, kalles avledningsmetoder, og mekaniske anordninger eller kjemikalier anvendt i dem kalles avledere. Kun kjemiske avledere vil videre betraktes heri.

Noen av de enkle kjemiske avledningsmidlene som har blitt benyttet tidligere inkluderer oljeløselige resiner, vannløselig bergsalt og emulsjoner. En kjemisk avleder basert på vandige miscellære viskoelastiske surfaktantgeler ble beskrevet i U.S. Patent nr 5.979.557 som har felles søker med foreliggende oppfinnelse. Dette materialet vil kalles "VES avleder". VES avleder benyttes primært i syrebehandling og frakturering; dets anvendelse i syreavledning er beskrevet i Chang et al, "Case Study of a Novel Acid-Diversion Technique in Carbonate Reservoirs", SPE publikasjon 56529 (februar 1998). Det kan benyttes i både sandsteiner og karbonater. Surfaktantene beskrevet i U.S. Patent nr 5.979.557 er aminer, aminsalter og kvaternære aminsalter, foretrukket erucyl bis (2-hydroksyetyl) metylammoniumklorid, også kjent som N-cis-13-dokosen-N,N-bis (2-hydroksyetyl)-N-metylammoniumklorid. Et salt (for eksempel et uorganisk salt av Ca, Mg, Zn, Al eller Zr) må være inkludert i fluidet for å fluidet skal gelatinere; VES avleder kan også inkludere et valgfritt vannløselig organisk salt og/eller alkohol for å forbedre viskoelastisiteten under strenge betingelser. Avledning med VES avleder kan være midlertidig eller permanent. Miscellene brytes ved fortynning med formasjonsvann eller ved kontakt med hydrokarboner, men sur-faktantmolekylene forblir intakt. Noen surfaktanter forårsaker noen ganger emulsjoner når de kontakter visse oljer; hvis dette forekommer ved frakturering eller i karbonater er det lite sannsynlig at de forårsaker skade hvis karbonatsyrebehandlingen etterlot store "markhull" og hvis fraktureringen etterlot store strømningsveier; strøm-ning gjennom disse blir sannsynligvis ikke skadet av nærværet av emulsjoner. Emul sjoner kunne imidlertid skade strømningen gjennom de mindre strømningsveiene som forblir etter sandstein syrebehandling, eller hvis små brudd eller små markhull ble dannet.

Det er også kjent å benytte selv-avledende syrer, som typisk består av saltsyre blandet med et polymert gelatineringsmiddel og en pH-sensitiv kryssbilder, ved matriks syrebehandling. Selv-avledende syrer er typisk designet for å gelatinere ved midlere pH-verdier, når syren er delvis forbrukt. Selv-avledende systemer som ikke er basert på kryssbundne polymerer men som stoler på viskoelastiske surfaktanter er beskrevet i U.S. Patent nr 4.695.389 (se også U.S. Patent nr 4.324.669 og britisk patent nr. 2.012.837, begge anført der) - som har samme søker som foreliggende søknad. Viskoelastiske surfaktantbaserte systemer utviser svært lavt friksjonstrykk og er derfor enkle å pumpe og danner likevel en nedhullsgel. U.S. Patent nr 4.695.389 viser et viskoelastisk surfaktantbasert gelatineringsmiddel tenkt for anvendelse i syrefrakturering. Den spesielt foretrukne utførelsen er et fluid omfattet av N,N-bis(2-hydroksyetyl) fettsyreamin eddiksyre salt (gelatineringsmidlet), et alkalimetall acetat-salt, eddiksyre (syren - som faktisk fjerner skaden fra formasjonen), og vann.

Et annet kjemisk avleder system basert på VES teknologi har blitt beskrevet i U.S. Patent nr 6.399.546 som har samme søker som foreliggende søknad. Dette materialet, kalt en "viskoelastisk avledende syre" (VDA) blir typisk fremstilt fra surfaktanter laget av betainer, som vi vil kalle BET surfaktanter, og andre som er beskrevet i U.S. Patent nr 6.258.859. VDA fluider er benyttet for avledning i syrebehandling eller syrefraktureringsbehandlinger. VDA fluider blir fremstilt fra blandinger av sterke syrer, slik som HCI, og BET surfaktanter. Disse materialene er ugelatinerte når de som pumpet, er sterkt sure, men ettersom syren "brukes opp" eller forbrukes og pH øker og elektrolyttinnholdet i fluidet øker (typisk ved introduksjon av kalsium-ioner som en konsekvens av oppløsningen av karbonater) gelatinerer fluidene. Derfor, når de først er introdusert, entrer de de(n) mest permeable sonen(e), men når de gelatineres blokkerer de den sonen og etterfølgende injisert fluid avledes til tidligere mindre-permeable soner.

Andre forbedrede selv-avledende systemer har blitt beskrevet i U.S. Patent nr 6.399.546 som har samme søker som foreliggende søknad, og dens tilsvarende in-ternasjonale patentsøknad WO 01/29369. Denne søknaden, herved inkorporert ved referanse, tilveiebringer formuleringer som er passende for syrebehandlinger, og omfatter en amfotær surfaktant som gelatinerer ettersom syren forbrukes i nærvær av en aktiverende mengde kosurfaktant og av multivalente kationer som typisk gene-reres av syrereaksjonen med formasjonen. Når gelatineringsmidlet blandes i saltsyre, forhindrer kosurfaktanten gelatineringen av løsningen; løsningen gelatineres når pH øker over 2.

GB patentsøknad nr. GB 0103449.5 overført til samme innehaver som foreliggende søknad, beskriver spaltbare surfaktanter som inneholder kjemiske bindinger, slik som acetaler, amider eller estere som kan brytes ved å justere pH-verdien. Eksempler viser noen som brytes av svært fortynnet eddiksyre (0,5 til 1 %) ved temperaturer under omkring 60°C og noen som kan brytes når pH heves over omkring 8. Den søknaden slår fast at spaltbare surfaktanter er nyttige i brønnhull servicefluider, spesielt fraktureringsfluider og brønnutrensingsfluider.

Fremgangsmåter har blitt utviklet som ville ødelegge den miscellære strukturen av noen VES fluider hvis de ble benyttet som avledere. U.S. Patentsøknad, publikasjon nr US 2002/0004464 A1, som har samme søker som foreliggende søknad, viser at visse karboksylsyrer, som har ladninger motsatt til VES-ens hodegruppe kan virke som avbrytere ved å ødelegge den miscellære strukturen i VES-fluidet. Den viser også at noen organiske syrer, slik som adipin-, sitron- eller glutarsyrer, i den protonerte formen kan virke som avbrytere. På den andre siden, for visse surfaktanter kan organiske syresalter slik som salicylater være stabiliserere. Den søknaden viser at om en organisk syre virker som en VES avbryter eller ikke, avhenger av om surfaktanten er anionisk, kationisk, zwitterionisk eller ikke-ionisk. Den fokuserer på avbrytere for viskoelastiske surfaktantsystemer basert på kationiske surfaktanter slik som erucyl metyl bis (2-hydroksyetyl) ammoniumklorid og zwitterioniske surfaktanter slik som betainsurfaktanter og viser kun avbrytere som virker ved å ødelegge VES-fluidets miscellære struktur.

Ofte forårsaker avledningsmetoder enten skade ved å etterlate partikler, polymerer, slam, utfellinger, surfaktanter, etc. og/eller de er dyre og kompliserte og/eller de krever spesialisert utstyr og fasiliteter (for eksempel for å generere, overvåke og kontrollere skum). Mange kjemiske avledere kan heller ikke benyttes ved høye temperaturer og er inkompatible med noen kjemikalier (slik som sterke syrer eller svært lave eller svært høye saltkonsentrasjoner). Det eksisterer et behov for enkle sammensetninger og fremgangsmåten for å avlede injiserte fluider, spesielt sure fluider, ved høye temperaturer, i hvilke avlederne blir fullstendig nedbrutt ved forutbestemte tidspunkter eller betingelser etter at hovedbehandlingen er fullført. Det er også et be hov for kjemiske avledersystemer som etter degradering ikke etterlater dekompone-ringsprodukter som er surfaktanter, polymerer eller kryssbundne polymerfragmenter.

Oppsummering av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å avlede fluid, injisert i en brønnbehandling av en lagdelt undergrunnsformasjon som omfatter minst én problematisk hydrokarbonholdig sone og minst én uproblematisk sone, inn i den problematiske hydrokarbonholdige sonen, som omfatter a) å injisere et avledende fluid som omfatter et vandig viskøst gelatinert fluid som omfatter vann, en gelatinerende mengde av en surfaktant, og en mineralsyre ved en konsentrasjon på fra omkring 2% til omkring 17%, hvori det avledende fluidet initialt fortrinnsvis entrer den uproblematiske sonen og fluidet gelatineres når syren reagerer med formasjonen, idet etterfølgende injisert fluid derved avledes inn i den problematiske sonen, b) å injisere et hovedbehandlingsfluid, og c) å tillate syren å dekomponere surfaktanten etter behandlingen.

Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkravene 2-8.

I én utførelse, før en brønnbehandling av en lagdelt undergrunnsformasjon som er bygget opp av minst én vannholdig sone og minst én hydrokarbonholdig sone (som ikke produserer eller ikke produserer tilfredsstillende og derfor kalles "problematisk"), blir et avledende fluid injisert inn i den vannholdige sonen (som produserer og derfor kalles "uproblematisk"). Denne prosedyren, som avleder etterfølgende injiserte fluider i brønnbehandlingen inn i den hydrokarbonholdige sonen gjennomføres ved injeksjon av et avledende fluid som består av minst et vandig viskøst gelatinert fluid bygget opp av vann, en gelatinerende mengde av en surfaktant, og en syre. Dette avledende fluidet entrer fortrinnsvis den vannholdige sonen, og syren dekomponerer surfaktanten etter brønnbehandlingen. I en annen utførelse, før en brønn-behandling av en lagdelt undergrunnsformasjon som er bygget opp av minst én hydrokarbonholdig sone som produserer eller kan produsere hydrokarbon (og derfor betegnes "uproblematisk") og minst én hydrokarbonholdig sone som ikke eller ikke vil produsere hydrokarbon tilstrekkelig (kalt en "problematisk" sone), fordi for eksempel den har iboende lavere permeabilitet eller har blitt skadet under boring, komplettering eller produksjon, blir et avledende fluid injisert inn i den hydrokarbonholdige sonen som produserer hydrokarbon. Denne prosedyren som avleder etterfølgende injiserte fluider i brønnbehandlingen til den problematiske hydrokarbonholdige sonen gjen- nomføres ved å injisere et avledende fluid som består av minst et vandig viskøst gelatinert fluid bygget opp av vann, en gelatinerende mengde av en surfaktant, og en syre. Dette avledende fluidet entrer fortrinnsvis sonen som produserer (den "uproblematiske" sonen), og syren dekomponerer surfaktanten etter brønnbehandlingen. Dette avledende fluidet er en viskøs høytemperatur syredegraderbar vandig gel. I andre utførelser er mekanismen for surfaktantdegradering syrehydrolyse, det avledende fluidet er vesentlig saltfritt, og formasjonstemperaturen overstiger 37°C.

I en annen utførelse, har surfaktanten den følgende amidstruktur:

i hvilken Ri er en hydrokarbylgruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, alifatisk eller olefinsk og har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer og kan inneholde et amin; R2er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til omkring 4 karbonatomer; R3er en hydrokarbylgruppe som har fra 1 til omkring 5 karbonatomer; og Y er en elektrontrekkende gruppe. Foretrukket er den elektrontrekkende gruppen et kvartært amin eller et aminoksid. Mer foretrukket er det et betain som har strukturen:

i hvilket R er en hydrokarbylgruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, alifatisk eller olefinsk og har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer og kan inneholde et amin; n = omkring 2 til omkring 4; og p = 1 til omkring 5, og blandinger av disse forbindelsene. Mest foretrukket er surfaktanten betainet i hvilket R er C17H33eller C21H41og n = 3 og p = 1.

I andre utførelser, kan de viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelene inneholde en eller flere av minst en kosurfaktant, en alkohol, en chelatdanner, og et jernkontrollmiddel. I enda en annen utførelse, når den uproblematiske sonen inneholder minst en restmengde hydrokarbon, inkluderer fremgangsmåten videre å injisere et felles løsningsmiddel før injeksjon av avledningsfluidet. Det felles løsnings- middel er foretrukket en lavmolekylvekts ester, alkohol eller eter; mest foretrukket er det etylenglykol monobutyleter. Det felles løsningsmiddel kan blandes med andre materialer, slik som vann eller diesel.

I enda andre utførelser, er brønnbehandlingen som følger avledningstrinnet hydraulisk frakturering, syrefrakturering, matriks syrebehandling eller matriksoppløs-ning med en chelatdanner.

I enda andre utførelser, er fluidet benyttet i minst en del av en gruspakning, hydraulisk frakturering, syrefrakturering, matriks syrebehandling eller matriksoppløs-ning med en chelatdannerbehandling det samme fluidet som er beskrevet over som en viskøs høytemperatur syredegraderbar vandig gel.

Kort beskrivelse av figurene

Figur 1 viser den innledende viskositeten av en viskøs høytemperatur syredegraderbare vandig gel som omfatter 7,5% som-mottatt BET-E-40, 5% KCI og 2% HCI mot temperatur. Figur 2 viser den innledende viskositeten av viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige geler som omfatter 7,5% som-mottatt BET-E-40, mot HCI konsentrasjon ved omkring 23°C. Figur 3 viser tiden ved 88°C før viskositeten av høytemperatur syredegraderbare vandige geler som omfatter 7,5% som-mottatt BET-E-40 med forskjellige syrekonsentrasjoner faller under omkring 50 cP ved 170 sek"<1>. Figur 4 viser reduksjonen i viskositet målt ved 170 sek-<1>mot tid ved 88°C for høytemperatur syredegraderbare vandige geler som omfatter 7,5% som-mottatt BET-E-40 og avvikende syrekonsentrasjoner.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Vi har identifisert en surfaktantklasse som har svært verdifulle egenskaper. I vandige løsninger danner disse materialene viskøse geler som er stabile ved høye temperaturer med eller uten tilsatte salter, kosurfaktanter, alkoholer eller chelatdannere. Det viktigste er at disse surfaktantene kan danne gelene i sterke mineralsyrer og syrekonsentrasjonen kan justeres slik at gelene er stabile under oljefelt behand-lingsbetingelser, akkurat lenge nok til å overleve under oljefeltbehandlingen og å virke som kjemiske avledere under den behandlingen og deretter dekomponerer de under virkningen av syren for å ødelegge gelstrukturen mens de ikke danner skade lige degraderingsprodukter. De vandige viskøse høytemperatur syredegraderbare gelene dannet av disse surfaktantene under disse betingelsene kan også benyttes som hovedfluidene i visse oljefeltbehandlinger, slik det vil beskrives ytterligere senere.

Nøkkelpunkter er at disse forbindelsene kan danne geler som er vanskelige å hydrolysere selv i sterke syrer og at de kan tilveiebringe avledning under saltfrie betingelser. Ved "vanskelig å hydrolysere" mener vi at hydrolyse ved en gitt temperatur og pH tar mer enn minst en time lenger enn oljefeltbehandlingen, som bestemt ved reduksjonen i fluidets viskositet til under 50 cP ved en skjærhastighet på 100 sek-<1>. Ved "avledning" av et fluid mener vi at mer av fluidet entrer hydrokarbonsonen(e) enn det ville forventes fra en enkel beregning basert på de relative permeabiliteter til behandlingsfluidet i de forskjellige mellomsjikt. Ved "saltfri" mener vi at ingen salter, slik som de som vanligvis tilsettes oljefeltbehandlingsfluider for formålene leirestabilise-ring, VES dannelse eller tetthetsforhøyelse, (slik som, men ikke begrenset til alkalimetall, jordalkalimetall, ammonium- eller tetrametylammoniumhalider eller formater) har blitt tilsatt i mengder som normalt er nødvendige for å oppnå disse eller lignende formål. Vi mener ikke at de eneste elektrolyttene er mineralsyrer.

Mange surfaktanter er kjent for å danne viskøse geler i vandige løsninger, selv om de vanligvis krever tilsatte salter og/eller kosurfaktanter for at gelene skal være tilstrekkelig viskøse og stabile for å være nyttige under oljefeltbehandlingsbeting-elser. Slike geler og deres anvendelser er beskrevet f.eks. i U.S. Patenter nr 6.306.800, 6.035.936; og 5.979.557. Aspektene av strukturen av surfaktantene som er diskutert her, som gjør disse surfaktantene nyttige i foreliggende oppfinnelse er at de har kjemiske bindinger, spesielt amidbindinger som stabiliseres av nære kjemiske funksjonelle grupper. Spesielt har disse surfaktantene kationiske eller elektrontrekkende grupper innen omkring 2 atomer fra nitrogenet. Det første trinnet i syrehydrolyse av amider er protonering av amidfunksjonaliteten. Den nærmeste elektrontrekkende gruppen inhiberer denne protoneringen og bremser syrehydrolysen kraftig, mens andre surfaktanter som ikke har dette aspektet i strukturen sin enten er for stabile eller for ustabile i sterke syrer til å kunne benyttes.

Mange zwitterioniske surfaktanter som det har blitt funnet at er spesielt nyttige for å danne vandige viskøse høytemperatur syredegraderbare geler i enhver elekt-rolyttkonsentrasjon; disse materialene vil danne geler uten tilsatt salt eller også i kraftige saltløsninger. To foretrukne eksempler er betainer kalt, henholdsvis BET-0 og BET-E. Surfaktanten BET-O-30 er vist under. Den er betegnet BET-O-30 fordi den, slik den oppnås fra leverandøren (Rhodia, Inc. Cranbury, New Jersey, USA) kalles Mirataine BET-O-30 fordi den inneholder en oleylsyre estergruppe (inkludert en C17H33halegruppe) og inneholder omkring 30% aktiv surfaktant; resten er hovedsakelig vann, en liten mengde natriumklorid og isopropanol. Et analogt materiale, BET-E-40 er også tilgjengelig fra Rhodia og inneholder en erucinsyre estergruppe (inkludert en C21H41halegruppe) og er 40% aktiv ingrediens, mens resten igjen hovedsakelig er vann, en liten mengde natriumklorid og isopropanol. Under vil disse surfaktantene refereres til som BET-0 og BET-E (og generisk som "BET-surfaktanter"); i disse eksemplene ble BET-O-30 og BET-E-40 alltid benyttet. Surfaktantene tilveiebringes i denne formen, med en alkohol og en glykol for å hjelpe til å solubili-sere surfaktanten i vann ved disse høye konsentrasjonene, og å opprettholde den som et homogent fluid ved lave temperaturer. I feltanvendelse, etter fortynning, er mengdene av de andre komponentene av materialene som-mottatt ubetydelige. BET surfaktanter og andre, er beskrevet i U.S. Patent nr 6.258.859. Ifølge det patentet, kan kosurfaktanter være nyttige for å øke saltløsningstoleransen og for å øke gelstyrken og å redusere VES-fluidets skjærsensitivitet, spesielt for BET-O. Et eksempel er natrium dodekylbenzen sulfonat (SDBS). Betainer vil gelatinere vandige løsninger uten behov for tilsatte salter, slik det er nødvendig for mange andre surfaktanter som danner VED-fluider.

Vandige gelatinerte systemer basert på BET-E dekomponerer i omkring 4 til omkring 10% HCI ved temperaturer som er større enn eller lik omkring 93°C i løpet av relativt kort tid (for eksempel omkring 40 minutter til omkring 2 timer) ved dekom-ponering av surfaktanten. Dette systemet opprettholder viskositet ved høyere temperaturer enn VES avleder og dekomponerer deretter hurtigere. Stabiliteten av surfaktanten (tiden det tar før surfaktanten dekomponerer ved en gitt temperatur) kan kontrolleres ved å justere syrekonsentrasjonen.

Fremgangsmåtene og fluidene ifølge oppfinnelsen kan benyttes for kjemisk avledning før mange oljefeltbehandlinger, for eksempel, men ikke begrenset til matriks syrebehandling, matriksoppløsning med chelatdannere, syrefrakturering (enten som det vandige gelatinerte syre proppemiddel beladede fluidet eller som "paden"), gruspakking, brønnhullutrensing, eller konvensjonell frakturering (igjen enten som det vandige gelatinerte proppemiddelbeladede fluid eller som paden).

Viskøse vandige høytemperatur syredegraderbare geler laget med disse surfaktantene er spesielt nyttige som avledere i hydraulisk frakturering og i syrebehand-lingsbehandlinger (både syrefrakturering og matriks syrebehandling). Ved "hydraulisk frakturering" mener vi en stimuleringsbehandling som rutinemessig utføres på olje og gassbrønner i reservoarer med lav permeabilitet, vanligvis sandsteinsreservoarer. Spesielt utarbeidede fluider pumpes ved høyt trykk og høy hastighet inn i reservoar-intervallet som skal behandles, hvilket forårsaker at et vertikalt brudd åpner seg. Bruddets vinger strekker seg bort fra brønnhullet i motgående retninger i forhold til de naturlige belastninger innen formasjonen. Proppemiddel, slik som sandkorn med en spesiell størrelse, blandes med behandlingsfluidet og holder bruddet åpent når behandlingen er fullført. Hydraulisk frakturering danner kommunikasjon med stor led-ningsevne med et stort formasjonsområde og omgår all skade som måtte eksistere i området nær brønnhullet. Ved "syrefrakturering" mener vi fraktureringsbehandlinger i hvilke syre introduseres inn i bruddet, dette gjøres i karbonatreservoarer. Syren kan løse opp minst deler av berget; irregulær etsning av bruddoverflaten og fjerning av noe av mineralmaterien resulterer i at bruddet ikke fullstendig lukkes når pumpingen stopper, og dannelsen av strømningskanaler. Ved syrefrakturering, er det vanlig å pumpe sekvensielle trinn av viskøse fluider (for å initiere bruddannelse eller for å for-sterke bruddvekst) og av syrer. I teorien, migrerer (fingers) i slike tilfeller syren i det viskøse fluidet. Denne migrerte syren (these acid fingers) etser bort karbonatformasjonen kun der hvor karbonatformasjonen er eksponert for en migrert syre (acid fin-ger). Ved "matriks syrebehandling" mener vi behandlingen av en reservoarformasjon med et stimuleringsfluid som inneholder en reaktiv syre. I sandsteinsformasjoner, reagerer syren med de løselige substansene i formasjonens matriks (slik som karbonater fra bore- eller kompletteringsfluider som har oversvømt matriksen) for å rense ut eller forstørre porerommene. I karbonatformasjoner, løser syren opp praktisk talt hele formasjonens matriks som den kommer i kontakt med. I hvert tilfelle forbedrer matriks syrebehandlingsbehandlingen formasjonens permeabilitet for å muliggjøre forbedret produksjon av reservoarfluider. Matriks syrebehandlingsoperasjoner blir ideelt utført ved høy takt, men ved behandlingstrykk under formasjonens bruddtrykk. Dette muliggjør at syren kan penetrere formasjonen og utvider dybden av behandlingen mens en unngår skade på reservoarformasjonen.

Ved "sandstein" mener vi en klastisk sedimentær bergart hvis korn hovedsakelig er av sandstørrelse. Uttrykket blir vanligvis benyttet for å antyde konsolidert sand eller berg laget hovedsakelig av kvartssand, selv om sandstein ofte inneholder feltspat, steinfragmenter, glimmer og tallrike ytterligere mineralkorn, holdt sammen med silika eller en annen sementtype. Sandsteinsformasjoner kan inneholde små mengder karbonater. Med "karbonat" mener vi en klasse av sedimentære bergarter hvis hovedmineralbestanddeler (typisk 95% eller mer) er kalsitt (kalkstein) og ara-gonitt (begge CaCCh) og dolomitt [CaMg(C03)2], et mineral som kan erstatte kalsitt under dolomittiseringsprosessen. Karbonatformasjoner kan inneholde små mengder sandstein.

I slike behandlinger (som vi vil kalle "hoved" behandlinger for å skille dem fra avledningstrinnet) i tillegg til avledning, maksimerer de viskøse høytemperatur syredegraderbare gelfluidene tilbakestrømningstakten av hydrokarboner etter behandlingene, de maksimerer opprensing (fjerning av skadelige komponenter fra avlederne eller fra hovedbehandlingsfluidene), og minimerer samtidig vannproduksjon. Det er anbefalt at avledningen utføres slik at den kjemiske avleder ifølge oppfinnelsen penetrerer til en radiell avstand på minst 10% av oversvømmelsesdybden av hovedbehandlingen. Vi vil kalle fluidet brukt i hovedbehandlingen for bærerfluidet hvis hovedbehandlingen er hydraulisk frakturering eller gruspakking. Med "bærerfluid" mener vi et fluid som brukes for å transportere materialer inn i eller ut av brønnhullet. Bærerfluider har ideelt evnen til å på effektiv måte transportere det nødvendige materialet (slik som pakningssand under en sandpakking), evnen til å separere eller frigi materialene på riktig tid eller sted, og kompatibilitet med andre brønnhullsfluider mens de er uskadelige for eksponerte formasjoner. Hvis hovedbehandlingen er syrefrakturering eller syrebehandling, vil vi kalle fluidet benyttet i hovedbehandlingen for "hoved" syrefluidet.

Når de benyttes i hydraulisk frakturering kan de viskøse høytemperatur syredegraderbare gelene benyttes før paden (utelukkende som en avleder under fraktu-reringstrykk), i paden, eller i fraktureringsfluidet (bærerfluidet). (Med "pad" mener vi et fluid som benyttes for å initiere hydraulisk frakturering, som ikke inneholder proppemiddel, eller et fluid, som benyttes for å initiere syrefrakturering, som ikke nødven-digvis inneholder syre. Pader kan være, og er ofte fortykkede). Eventuelt kan de vis-køse høytemperatur syredegraderbare gelene inkludere en kosurfaktant for å øke viskositeten eller minimere dannelsen av stabile emulsjoner som inneholder råolje-komponenter. I hydraulisk frakturering, i tillegg til avledning, er det spesielt viktig å begrense innstrømningen av formasjonsvann under og etter et turnusmessig ved- likehold av brønnen for å maksimere gjenvinning av fraktureringsfluid og komponenter derav etter en hydraulisk fraktureringsbehandling av en formasjon som har en hydrokarbonsone og en vannbærende sone.

I hydraulisk frakturering pumpes den viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelen benyttet som en kjemisk avleder inn i formasjonen. Dette fluidet ville ha en viskositet som overstiger 10 cp, og foretrukket minst 35 cp, f.eks. fra omkring 35 cp til omkring 500 cp, og mer foretrukket minst 50 cp ved 100 sek"<1>ved bunn-hullstemperatur. Siden fluidet er vannbasert er mobiliteten av den fortykkende surfaktanten inn i porene i den vannbærende sonen større enn mobiliteten til den fortykkende surfaktanten inn i olje- eller gassonen. I tillegg beholder det viskøse surfaktantsystemet dets viskositet ved eksponering for formasjonsvann men taper viskositeten sin ved eksponering for hydrokarboner. Som et resultat, blir en plugg av viskøst fluid plassert selektivt i porestrukturen i vannholdig(e) sone(r), men ikke i porestrukturen i de(n) hydrokarbonholdige sonen(e). Deretter blir fraktureringsbehandlingen ut-ført. Når fraktureringsbehandlingen vendes rundt, blir produksjonen av formasjonsvann selektivt bremset av denne pluggen av viskøst fluid, og øker derved mengden av fraktureringsfluid som produseres hvilket i sin tur forbedrer bruddets opprensing og maksimerer den etterfølgende strømningsveien for hydrokarbonproduksjon. I en ideell behandling ville ingen gel entre den oljeholdige sonen og gelen i den vannholdige sonen ville være permanent. I det faktiske tilfellet kan imidlertid noe gel entre den oljeholdige sonen, og selv om den ikke gjør det, så vil noe surfaktantholdig fluid gjøre det. Syredegraderingen av surfaktanten sikrer at enhver blokkering av den oljeholdige sonen, av gel eller av en emulsjon som kan dannes av produsert olje pluss surfaktant, vil bli eliminert. Syren kan også fjerne skade nær brønnhullet og ytterligere sikre strømningskontinuitet mellom bruddet og brønnhullet. Selv om syredegraderingen av surfaktanten også kan resultere i øket strømning fra den vannholdige sonen, vil fordelene oppnådd av virkningene i den oljeholdige sonen være viktigere.

Det ble fastslått over at det viskøse surfaktantsystemet beholder sin viskositet etter eksponering for formasjonsvann men mister viskositeten sin ved eksponering for hydrokarboner. Dette er fordi den miscellære systemstrukturen ødelegges svært hurtig ved kontakt med bare en liten mengde hydrokarbon. Imidlertid, selv om noen VES gel miscellære systemstrukturer blir ødelagt relativt hurtig ved kontakt med formasjonsvann eller andre vandige fluider, blir ikke de viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelene ifølge foreliggende oppfinnelse ødelagt. Dette skyldes at de lett-ødeleggbare VES systemene lages med surfaktanter som danner geler kun over et smalt område av saltkonsentrasjoner; tilstrømning av vann fortynner systemet og reduserer saltkonsentrasjonen til under den som er nødvendig for å danne geler.

(Eller i noen tilfeller med svært høyt saltinnhold i formasjonsvannet, øker saltkonsentrasjonen over den som surfaktanten kan gelatineres ved.) Surfaktantene i foreliggende system danner imidlertid geler over et svært bredt område av saltinnhold, så fortynning med formasjonsvann eller andre vandige fluider bryter ikke gelenes miscellære struktur, så fremt ikke surfaktanten selv fortynnes under konsentrasjonen ved hvilken den kan danne den miscellære strukturen.

Den foretrukne sekvensen for injeksjon av fluider i sandstein syrebehandling er felles løsningsmiddel, deretter en frivillig saltløsning "avstandsholder", deretter den viskøse høytemperatur syredegraderbare gelen, deretter en valgfri HCI forhånds-spyleløsning, deretter et HCI/HF hoved syrefluid, deretter en etterspyleløsning. For karbonat, er den foretrukne sekvensen et felles løsningsmiddel som kan være blandet for eksempel med diesel eller vann, deretter en frivillig saltløsning avstandsholder, deretter den viskøse høytemperatur syredegraderbare gelen, deretter HCI som hovedsyrefluidet, deretter en etterspyleløsning. (Den viskøse høytemperatur syredegraderbare gelen trenger ikke alltid være optimalt nyttig i karbonatformasjoner fordi det, i nærvær av karbonat, kan være vanskelig å opprettholde en høy nok HCI konsentrasjon for at hydrolysen av surfaktanten skal forekomme. Anvendelse kunne være begrenset til spesielle situasjoner hvor høye syrekonsentrasjoner - eller volu-mer - og begrenset eksponering for karbonat - uttrykt som tid eller overflateareal - er designet inn i behandlingen slik at nok syre forblir til å degradere gelen.) I begge tilfeller kan HCI eller HCI/HF benyttes med organiske syrer slik som eddiksyre eller maursyre. Felles løsningsmiddel, slik som 10% etylenglykol monobutyleter benyttes som etterspylingen for å strippe enhver oljefuktende surfaktant fra overflaten og etterlate den vannfuktet. I sandstein, er HCI forhåndsspylingen vanligvis en 5 til 15% HCI løsning som inneholder en korrosjonsinhibitor. Den forskyver Na<+>og K<+>og løser opp kalsitt (kalsiumkarbonat). Dette forhindrer etterfølgende utfelling av natrium eller kalium fluorsilikater eller kalsiumfluorid når HF introduseres, og sparer dyrere HF. Etterspylingen (for oljebrønner et hydrokarbon som diesel, eller 15% HCI; for gass-brenner, syre eller en gass som nitrogen eller naturgass) isolerer også det reagerte HF fra saltvann som kan benyttes til å spyle rørledningen, så vel som å gjenopprette en vannfuktet tilstand til formasjonen og til enhver utfelling som måtte dannes. Hvis etterspylingen er en gass, blir opprensingsadditivene lagt til det siste HCI/HF-trinnet. For enten sandstein eller karbonat syrebehandling, kan trinnsekvensen gjentas. I begge tilfeller hjelper forhåndsspylingen og/eller etterspylingen til med å minimere alle inkompatibiliteter mellom kjemiske avledere, behandlingsfluider og olje. I matriks syrebehandling, er målet vanligvis å danne dominante markhull som penetrerer gjennom det skadede området nær brønnhullet. For syrebehandling, blokkerer den vis-køse høytemperatur syredegraderbare gelen selektivt porestrukturen i den vannbærende sonen men blokkerer ikke porestrukturen i hydrokarbonsonen ved forma-sjonsoverflaten og leder derfor syren bort fra den vannbærende sonen og inn i hydrokarbonsonen.

For syrebehandling har de viskøse høytemperatur syredegraderbare gelene ifølge foreliggende oppfinnelse en stor fordel i forhold til andre gelatinerte fluider, inkludert andre gelatinerte VES-fluider, fordi de ikke krever salter for gelatinering. Som det har blitt bemerket, inkluderer syrebehandlende systemer for sandstein syrebehandling HF eller et HF forstadium. Fluoridion felles ut i nærvær av multivalente og til og med de fleste monovalente metallkationer. Derfor kan ikke avledersystemer som krever metallsalter for å gelatinere (eller steinsalt benyttet som en avleder) tilla-tes å kontakte syrer som inneholder fluorid. Når en benytter slike avledere, må av-standsholdere, slik som løsninger av HCI, felles løsningsmiddel, eddiksyre eller salter med organiske kationer slik som ammoniumklorid benyttes for å forhindre kontakt mellom avlederen og det HF-holdige behandlingsfluidet. De vandige viskøse høy-temperatur syredegraderbare gelene ifølge foreliggende oppfinnelse er utmerkede avledningsmidler for fluider som inneholder HF eller HF forstadier fordi de kan dannes ved anvendelse av mineralsyrer, slik som HCI, som den eneste elektrolytten (derfor ingen metallsalter) slik at utfelling av fluorider reduseres. Dannelse av kationer fra oppløsning av formasjonsberget kan kontrolleres ved tilsetning av passende komplekssaltdannere eller chelatdannere. HF kan faktisk inkluderes i de vandige gel sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse.

De viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelene ifølge foreliggende oppfinnelse kan også benyttes som avledere for matriksoppløsning ved chelatdannere, en behandling som er analog med matriks syrebehandling. Ved matriks-oppløsning ved chelatdannere blir fluider som inneholder høye konsentrasjoner av slike chelatdannere som etylendiamintetraeddiksyre, hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre eller hydroksyetyliminodieddiksyre eller deres forskjellige salter, eller blan dinger av disse syrene og/eller deres salter, injisert inn i en karbonatmatriks for å løse opp en andel av matriksen eller injiseres inn i en sandsteinmatriks for å løse opp karbonatskade. Disse behandlingene kan utføres over et svært bredt pH-område, fra omkring 2 til omkring 10. Vanligvis er chelatdannerne eller deres salter tilstede i behandlingsfluidet ved deres øvre løselighetsgrense for den anvendte pH. Én foretrukket fremgangsmåte for matriksoppløsning ved chelatdannere er anvendelsen av slike chelatdannere i nærvær av sterke mineralsyrer slik som HCI. Matriksoppløsning ved chelatdannere må atskilles fra andre oljefelt-stimuleringsbehandlinger, slik som frakturering eller syrebehandling, i hvilke mye mindre mengder av disse chelatdannerne kan være tilstede som stabilisatorer eller metallkontrollmidler.

VES-avledere krever et organisk og et uorganisk salt for å generere tilfredsstillende viskositet. Med for lite salt vil ikke systemet gelatinere; for mye salt virker som en avbryter, selv om det er mulig å stabilisere noen systemer i sterk saltløsning. Selv om den viskøse høytemperatur syredegraderbare gelen ifølge foreliggende oppfinnelse kan lages uten tilsatte salter, har vi funnet at BET-0 geler kan stabiliseres selv i saltløsninger som inneholder opp til minst omkring 80% CaCb eller omkring 160% CaBr2, opp til temperaturer på omkring 135°C, ved tilsetningen av enten en kosurfaktant (slik som natrium dodekyl benzensulfonat) eller en chelatdanner (slik som hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre (HEDTA) eller hydroksyetyliminodieddiksyre (HEIDA)) men ikke begge. BET-E geler er stabile overfor lignende sterke salt-løsninger selv uten stabiliserere. Derfor er de viskøse høytemperatur syredegraderbare gelene stabile i syrebehandling og syrefraktureringsapplikasjoner selv når de opprinnelig lages saltfrie men Ca<++>konsentrasjonene stiger svært høyt på grunn av syrens oppløsning av karbonater.

VDA kjemisk avleder metoden basert på VES teknologi er beskrevet i U.S.

Patent nr 6.399.546. Fremgangsmåten benytter BET surfaktanter med en kosurfaktant (som den svake organiske syren SDBS) og en svært sterk syre. Dette systemet benyttes som hovedsyrefluidet i syrebehandlinger. Så lenge syrekonsentrasjonen, for eksempel HCI forblir over et visst nivå, for eksempel omkring 3% for ett av systemene beskrevet i det patentet, er systemet et lavviskositetsfluid uten en langstrakt miscellær struktur. Ettersom syren reagerer med karbonatet og blir forbrukt, gelatinerer systemet. Dette er på grunn av at ved tilstrekkelig høy HCI-konsentrasjon, fra-støter protonerte (kationiske) aminer i surfaktanten hverandre og den protonerte (nøytrale) kosurfaktanten forhindrer ikke frastøtning. Ettersom HCI-konsentrasjonen avtar, deprotoneres både den protonerte surfaktanten og den protonerte kosurfaktanten. Frastøtningen blir derfor redusert og frastøtningen som gjenstår blir utjevnet av den nå anioniske kosurfaktanten.

Det skulle forstås at de viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelene ifølge foreliggende oppfinnelse kan inneholde komponenter i tillegg til vann, surfaktanter og syrer. Slike ytterligere komponenter er for eksempel konvensjonelle bestanddeler som yter spesifikke ønskede funksjoner slik som chelatdannere for å kontrollere multivalente kationer, korrosjonsinhibitorer, korrosjonsinhibitor-hjelpe-stoffer, fluidtapadditiver, frysepunktreduksjonsmidler, leirekontrollmidler, og lignende. Fluidene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen kan også benyttes med svakere syrer. Det vil si, noen brønnhullsbehandlinger, slik som matrikssyrebehandling eller syrefrakturering, kan anvende organiske syrer slik som maursyre eller eddiksyre og lignende, istedenfor eller med sterkere mineralsyrer. De viskøse høytemperatur syredegraderbare vandige gelene ifølge oppfinnelsen kan benyttes for å avlede eller levere slike organiske syreholdige systemer som blandinger av sitronsyre og bortri-fluorid eller blandinger av organiske syrer og mineralsyrer slik som HCI, HF og bor-syre.

Fluidene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen kan benyttes ved temperaturer over hvilke surfaktanten dekomponerer i sterk syre i et tidsrom som er langt nok til å komplettere oljefeltbehandlingen men kort nok til å tillate enten det neste trinnet i en behandlingssekvens eller begynne tilbakestrømning og produksjon. For hver surfaktant/syrekombinasjon er det en temperatur over hvilken gelen ikke vil forbli tilstrekkelig stabil tilstrekkelig lenge for at en gitt oljefeltbehandling skal utføres. For hver surfaktant er det en temperatur under hvilken dekomponeringen er for lang-som til at behandlingen er praktisk fordi selv svært høye konsentrasjoner av mineralsyre ikke ville ødelegge surfaktanten i løpet av en kort nok tid. For eksempel er BET-E-40 stabil opp til 15% HCI i over 34 timer ved 27°C.

Fluidene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen kan benyttes uten noen tilsatte salter, det vil si mineralsyren alene ville tilveiebringe tilstrekkelig elektrolyttkon-sentrasjon til å danne og stabilisere misceller og derfor danne en viskøs høytempe-ratur syredegraderbar gel. For eksempel tilveiebringer BET-E-40 en tilfredsstillende gel i konsentrasjoner av HCI på mindre enn omkring 12 prosent. På den andre siden er tilsetning av et salt, slik som KCI, NaCI, CaCb, NH4CI, etc. tillatt. Fluidet gelatinert i saltløsning er ikke sensitivt overfor saltløsningskonsentrasjonen. Kombinasjoner av mineralsyre og saltløsning gir også gode viskøse høytemperatur syredegraderbare geler.

Sammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse er mer miljøvennlige enn sammensetninger som tidligere har blitt benyttet, fordi injiserte fluider returnert til overflaten ikke inneholder surfaktanter og dekomponeringsproduktene ikke inkluderer noen materialer som ikke er løselige enten i vann eller olje. Videre antas det at dekomponeringsproduktene (for eksempel erucinsyren og aminet dannet ved hydrolysen av surfaktanten i BET-E-40) ikke er giftige for mennesker.

Det er ingen begrensninger i tilsetningsrekkefølgen av komponentene når de vandige viskøse høytemperatur syredegraderbare gelatinerte fluidene lages opp. Surfaktantblandingen "som-mottatt"; vann, mineralsyre; alkohol, kosurfaktant eller chelatdanner; og salt kan blandes i enhver rekkefølge enten på feltet eller ved en separat lokalisering. Alternativt kan enhver kombinasjon av noen av komponentene forhåndsblandes enten på stedet eller ved en separat lokalisering og deretter kan en annen (andre) komponent(er) tilsettes senere. Fluidene kan blandes porsjonsvis eller blandes kontinuerlig. Standard blandeutstyr og fremgangsmåter kan benyttes; oppvarming og spesiell røring er normalt ikke nødvendig. Oppvarming kan benyttes under ekstremt kalde omgivelsesbetingelser. De nøyaktige mengder og spesifikk surfaktant eller blanding som skal benyttes vil avhenge av den ønskede viskositeten, brukstemperaturen, ønsket tid før viskositeten har falt under en forutbestemt verdi, og andre lignende faktorer. Konsentrasjonene av de aktive ingrediensene i som-mottatt surfaktantene i de ferdige fluidene kan variere mellom omkring 4% til omkring 15%, foretrukket omkring 5% til omkring 10%, mest foretrukket fra omkring 6% til omkring 7,5%.

En lang rekke kosurfaktanter, organiske salter, estere og alkoholer kan tilsettes i formuleringen av de vandige viskøse høytemperatur syredegraderbare gelatinerte fluidene for å påvirke viskositeten og gelstabiliteten (i motsetning til surfaktant-stabilitet). For eksempel, kationiske surfaktanter slik som erucyl metyl bis (2-hydroksyetyl)ammoniumklorid, amfotære surfaktanter slik som BET-er i seg selv (for eksempel kunne blandinger av BET-er benyttes); og anioniske surfaktanter slik som natrium dodekyl benzensulfonat. De amfotære og kationiske surfaktantene, hvis de benyttes, blir vanligvis tilsatt i en mengde på fra omkring 0,5 til omkring 1,5 volumprosent, foretrukket omkring 0,5 volumprosent. De anioniske surfaktantene, hvis de benyttes, blir vanligvis tilsatt i en mengde på fra omkring 0,1 til omkring 0,5 vektpro- sent. Andre passende anioner er for eksempel natriumnaftalensulfonat, natriumalfa-olefinsulfonater og forgrenede eller lineære natrium dialkylnaftalen sulfonater, slik som natrium dibutylnaftalen sulfonat. Ikke-ioniske surfaktanter skulle ikke benyttes. Forskjellige organiske syrer kan tilsettes, for eksempel maursyre, eddiksyre, propion-syre og glutarsyre. Slike syrer, hvis de benyttes, blir typisk tilsatt i mengder på 20 volumprosent eller mindre, foretrukket omkring 2 til omkring 10 volumprosent. Salter av fettsyrer skulle ikke benyttes. Estere kan også tilsettes, for eksempel, dimetylglu-tarat i en mengde på opptil omkring 6 volumprosent. Alkoholer kan også tilsettes; foretrukne alkoholer er metanol, propylenglykol og etylenglykol. Andre alkoholer som kan benyttes er etylalkohol og propylalkohol. Alkoholer, hvis de tilsettes, tilsettes i en mengde på opp til omkring 10 volumprosent, foretrukket i en mengde på omkring 1 til omkring 6 volumprosent.

Regelen for syrebehandlinger er vanligvis at formuleringen typisk vil omfatte korrosjonsinhibitorer, mest foretrukket små mengder eddiksyre for eksempel ved en konsentrasjon på omkring 0,2% til omkring 1,0% og korrosjonsinhibitorhjelpestoff, maursyre, for eksempel i en konsentrasjon på omkring 1% til omkring 2%, eller korrosjonsinhibitorer basert på kvaternære aminer for eksempel ved en konsentrasjon på omkring 0,2% til omkring 0,6%. En foretrukket korrosjonsinhibitor for BET systemene er eddiksyre. Ytterligere midler kan typisk tilsettes, slik som for eksempel "ikke-emulgatorer", jernreduserende midler og chelatdannere. Det skulle bemerkes at, selv om ingen forsøk har blitt gjort, forventes det at formuleringene ifølge foreliggende oppfinnelse er sensitive overfor jern, spesielt jern(lll) ioner ved en konsentrasjon på omkring 2000 ppm (deler per million) eller mer. En forhåndsspylebehandling med jernreduserende middel og chelatdanner er derfor anbefalt før syrebehandlingen. Selv om formuleringen ifølge oppfinnelsen er kompatibel med små konsentrasjoner ikke-emulgerende middel, for å forhindre emulsjon og slam, er det også god praksis å forhåndsspyle brønnen med et felles løsningsmiddel, foretrukket lavmolekylvekts estere, etere og alkoholer, og mer foretrukket etylenglykol monobutyleter. Alle andre additiver som normalt benyttes i oljefeltbehandlingsfluider, slik som, men ikke begrenset til korrosjonsinhibitorhjelpestoffer, avleiringsinhibitorer, biocider, avlekkings-kontrollmidler, grus, proppemidler og andre kan også inkluderes i de viskøse høy-temperatur syredegraderbare gelatinerte vandige fluidene ettersom det er behov, forutsatt at ingen av dem forstyrrer strukturen som gir opphav til surfaktantgelene til det punkt hvor de ikke lenger gir stabile høyviskøse geler under betingelsene som de trenges ved.

Det viktigste er at i motsetning til VES avlederen beskrevet i U.S. Patent nr 5.979.557, krever ikke formuleringene ifølge foreliggende oppfinnelse olje eller felles løsningsmiddel for å strømme tilbake fra formasjonen for at den viskøse høytempe-ratur syredegraderbare gelen skal brytes i oljesonen. Derfor hvis noe gel dannes i oljesonen, kan systemet designes for å brytes før tilbakestrømning av felles løs-ningsmiddel og/eller olje kommer frem til det punkt hvor det ene eller det andre av disse materialene er i kontakt med gelen. Gelen i vannsonen kan også brytes ved fortynning hvis det er vannstrøm, men selv om sannsynligheten for skade av VES-baserte avledere generelt er svært lav, vil sammensetningene og fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse garantere at det ikke vil gjøres noen skade, ved emulsjon- eller slamdannelse, på oljesonen. Brytning av gelen ved fortynning er en mye mindre effektiv prosess enn å ødelegge surfaktanten med syre, så en strøm av formasjonsvann inn i gelen i vannsonen kunne forsinke at syren bryter surfaktanten i vannsonen (ved å fortynne syren) og derfor heller forlenger enn reduserer den avledende virkningen. Hvis ingen avbryter benyttes, er det potensiale for større oljeproduksjon fordi gel kan forbli i vannsonen, men det er også risiko for redusert (eller ikke øket) produksjon på grunn av gelen i oljesonen. Med syren kan den potensielle øk-ningen i oljeproduksjon være lavere eller ikke lavere, men risikoen for svikt i økende oljeproduksjon vil være ekstremt lav.

Systemet blir justert slik at brytningstiden er større enn pumpetiden. Brytningstiden vil være en funksjon av valget av surfaktant og dens konsentrasjon; temperaturen; valget av syre og dens konsentrasjon; ione-konsentrasjonen og naturen av både anionene og kationene, inkludert ioniserte former av andre additiver slik som chelatdannere, hvis de er tilstede; og naturen og mengden alkohol tilstede. For en gitt surfaktanttype, for eksempel BET-0 vs. BET-E er det imidlertid forventet at stabi-litetene er omtrent de samme (som en funksjon for eksempel av tid, temperatur og syrekonsentrasjon) fordi de har den samme elektrontiltrekkende gruppen i den de-graderbare kjemiske funksjonaliteten. Surfaktanter som har forskjellige elektrontiltrekkende grupper vil gi forskjellige stabilitetsområder.

Variasjon i mengden syre som virker som surfaktantavbryter kan benyttes for å kontrollere tiden ved hvilken den viskøse høytemperatur syredegraderbare gelen brytes ved en gitt temperatur. Det vil være et visst område av syrekonsentrasjoner, for eksempel, fra omkring 4% opp til omkring 7%, for BET-E, ved hvilken gelstyrken vil være omtrent den samme ved en gitt temperatur, men tiden til brudd vil avta med økende syrekonsentrasjon. Over dén syrekonsentrasjonen, vil gelen brytes for hurtig til å tjene noen funksjoner. Ved en enda høyere syrekonsentrasjon, vil ikke gelen dannes. Ved en for lav syrekonsentrasjon vil, for en gitt temperatur, gelen være stabil i mye lenger tid enn tiden det ville ta å utføre en brønnhullsoperasjon og deretter ønske å begynne hydrokarbonproduksjon. Selv om dataene ikke er gitt her, ved lave nok konsentrasjoner til å være nyttige, er det ikke forventet at disse fluidene tilveiebringer viskositeter over omkring 50 cP ved 100 sek-<1>ved temperaturer over omkring 150°C i tidsrom lange nok til å utføre oljefeltbehandlinger. For en gitt surfaktant og surfaktantkonsentrasjon, avhengig av hvilke andre komponenter som er tilstede i fluidet, vil det være en temperatur over hvilken surfaktanten ikke vil være stabil, selv uten en tilsatt mineralsyre som den kan dekomponere i.

En viskøs høytemperatur syredegraderbar gel som inneholder 3% BET-E (aktiv konsentrasjon) + 7% HCI + 1% metanol pluss korrosjonsinhibitorer vil ha en levetid på omkring 100 minutter ved 66°C. (Levetiden er definert som tiden før gelens viskositet faller under omkring 50 cP ved en skjærhastighet på 170 sek-<1>.) En lignende gel i 4% HCI vil ha en levetid på mer enn 180 minutter ved den samme temperaturen. Ved 88°C, ble det vist at en viskøs gel som inneholder 3% BET-E + 2% HCI + 1% metanol pluss korrosjonsinhibitorer har en levetid på omkring 240 minutter. En lignende gel i 4% HCI hadde en levetid på kun omkring 90 minutter ved 88°C. Selv-sagt vil forskjellige systemer som har forskjellige surfaktanter og forskjellige konsentrasjoner av surfaktant, syre og andre additiver ha forskjellige levetider ved forskjellige temperaturer, hvilket enkelt kan bestemmes ved enkel eksperimentering.

Andre viktige anvendelser av disse fluidene inkluderer frakturering (i paden og i fraktureringsfluidet), syrefrakturering (i paden eller i trinn som alternerer med syre-trinn), avledning, fluidtap-piller, "drapspiller" (kill pills), temporær selektiv vannav-stengning, sementering og andre oljefeltbehandlingsanvendelser. Viskositeter på minst omkring 30 til omkring 50 cP målt ved en skjærhastighet på 100 sek-<1>er foretrukket for disse anvendelsene. Selv om anvendelsene er beskrevet uttrykt som pro-duserende brønner for olje og/eller gass, kan fluidene og fremgangsmåtene også benyttes for injeksjonsbrønner (slik som for forbedret gjenvinning eller for lagring eller avhending) eller for produksjonslønner for andre fluider slik som karbondioksid eller vann.

Eksempel 1. Viskøse høytemperatur syredegraderbare geler ble laget ved å blande 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 (derfor 3 prosent aktiv ingrediens surfaktant BET-E); varierende mengder konsentrert (37 prosent) HCI, 0,6 prosent høytemperatur korrosjonsinhibitorblanding av maursyre, fenylketoner og kvaternære aminer (heretter kalt korrosjonsinhibitor A); 2,0 prosent av 85 prosent maursyre som ytterligere korrosjonsinhibitor (heretter kalt korrosjonsinhibitor B); og 1 prosent metanol. Disse gelene ble deretter varmet til 88°C, holdt ved den temperaturen i varierende tidslengder, kjølt til romtemperatur, og observert. Resultatene er vist i tabell 1.

Tabellen viser at fluidet blir mer ustabilt med økende HCI-konsentrasjon.

Viskositetene av de avkjølte fluidene i kolonne 2 i tabell 1 ble målt med et Fann 35 viskosimeter. Resultatene er vist i tabell 2 for to forskjellige skjærhastigheter ved romtemperatur.

Prøvene av de samme fluidene ble varmet til 66°C, holdt ved den temperaturen i varierende tidslengder, kjølt til romtemperatur og observert. Viskositetene av de avkjølte fluidene ble målt med et Fann 35 viskosimeter. Resultatene er vist i Tabell 3 for to forskjellige skjærhastigheter ved romtemperatur.

Disse data viser at dette fluidet, som inneholder 4% konsentrert HCI, er svært stabilt ved denne temperaturen, selv ved relativt høye skjærhastigheter.

Eksempel 2: De følgende fluider ble fremstilt ved å blande 7,5 volum-% BET-E-40 med 5-10 vekt-% av enten kaliumklorid eller ammoniumklorid.

Fluid 1: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 5 prosent kaliumklorid, pH justert til 9,58 med natriumhydroksid.

Fluid 2: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 5 prosent kaliumklorid, pH justert til 6,52 med natriumhydroksid.

Fluid 3: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 10 prosent kaliumklorid, pH justert til 6,79 med natriumhydroksid.

Fluid 4: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 10 prosent kaliumklorid, pH justert til 7,81 med natriumhydroksid.

Fluid 5: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 5 prosent ammoniumklorid, pH justert til 7,40 med natriumhydroksid.

Fluid 6: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40 og 7 prosent ammoniumklorid, pH justert til 7,78 med natriumhydroksid.

Viskositetene til disse materialene ble målt i et Fann 50 viskosimeter mens de ble varmet til omkring 150°C; resultatene er vist i tabellene 4, 5 og 6. De listede temperaturene er pluss eller minus omkring 2°C. Disse dataene viser opptredenen av fluidene i fravær av tilsatte mineralsyrer.

Det kan sees at alle disse fluidene opptrer svært likt. Alle har en maksimal viskositet ved omkring 37°C og en annen ved omkring 108°C, over denne avtar viskositetene gradvis. De er ganske ufølsomme overfor naturen eller konsentrasjonen av det tilsatte saltet. Alle er skjærfortynnende gjennom hele området av temperaturer og skjærkrefter som undersøkes, og alle viser betydelig viskositet gjennom hele disse områdene.

Det følgende fluid ble fremstilt ved blanding:

Fluid 7: 7,5 volumprosent som-mottatt BET-E-40, 15 prosent konsentrert (37 prosent) HCI, 10 prosent metanol, 0,6 prosent korrosjonsinhibitor A og 2 present korrosjonsinhibitor B. Dette fluidet ble deretter aldret ved 54°C i en spesifisert tidsperi-ode. Fluidet ble deretter avkjølt og en tilstrekkelig mengde CaCChble tilsatt for å re-agere med all syren. pH i fluidet etter denne reaksjonen med syren var fra omkring 4,2 til omkring 4,6. Viskositeten av fluidprøvene ble deretter målt i et Fann 50 viskosimeter mens de ble varmet til omkring 150°C; resultatene er vist i tabellene 7 og 8.

Dataene i tabellene 7 og 8 viser at dette fluidet bare degraderes sakte selv i 15 prosent HCI ved 54°C. Selv etter 8 timers eksponering, hadde dette fluidet enda en viskositet på over 50 cP ved 100 sek"<1>ved 121°C og hadde en viskositet på 20 cP ved 100 sek"<1>ved 149°C.

Eksempel 3: Fluidet i eksempel 1 som inneholder 7 prosent HCI ble varmet ved 88°C og ved 66°C, og holdt ved de temperaturene i varierende tidsperioder, kjølt til romtemperatur og observert. Viskositetene av de avkjølte fluidene ble målt med et Fann 35 viskosimeter. Resultatene er vist i tabell 9 for hver aldringstemperatur ved en skjærhastighet på 170 sek"<1>ved romtemperatur.

Dataene i eksemplene 1 til 3 viser klart at disse fluidene kan være stabile i sterke mineralsyrer ved høye temperaturer lenge nok til å yte mange oljefeltopera-sjoner og at de deretter degraderes. Jo høyere mineralsyrekonsentrasjonen er, eller jo høyere temperaturen er, jo hurtigere dekomponerer surfaktanten og jo kortere tid tar det før fluidet dekomponerer og enhver uønsket effekt blir eliminert. Utstyr var ikke tilgjengelig for å aldre disse svært sure fluidene ved temperaturer over omkring 88°C eller måle viskositetene deres over romtemperatur.

Eksempel 4: Dataene i figurene 1 til 4 viser hvordan viskositeten av en viskøs høytemperatur syredegraderbar vandig gel varierer med tid, temperatur og syrekonsentrasjon. Gelen ble laget med 7,5% som-mottatt BET-E-40. Figur 1 viser den innledende viskositeten av en gel som er laget med 5% KCI og 2% HCI som en funksjon av temperatur; denne gelen er stabil over et svært bredt temperaturområde og ville være nyttige ved temperaturer opp til minst 150°C. Viskositeten varierer litt over det undersøkte temperaturområdet, noe som ikke er uvanlig for slike systemer, men er relativt konstant. Figur 2 viser den innledende viskositeten ved omgivelsestemperatur for det samme systemet, (unntatt uten KCI) over et svært bredt område av HCI-konsentrasjoner. Variasjonene er typiske for slike systemer selv om de nøyaktige HCI-konsentrasjonene ved hvilke virkningene blir observert ville variere med forskjellige surfaktanter. Dette systemet gelatinerer i fravær av tilsatt salt. Ettersom HCI konsentrasjonen økes, øker den innledende viskositeten også opp til en viss HCI konsentrasjon, i dette tilfellet omkring 7. Dette er også typisk for slike systemer. Ved stadig høyere HCI-konsentrasjoner, begynner den innledende viskositeten å avta men er fremdeles over omkring 50 cP opp til en ganske høy HCI-konsentrasjon, i dette tilfelle omkring 17%. Ved enda høyere konsentrasjoner er viskositeten svært lav. Figur 3 viser tiden ved 88°C for at viskositeten av fire av gelene i figur 2, som har forskjellige syrekonsentrasjoner, skal falle under omkring 50 cP, og figur 4 viser reduksjonen i viskositet som en funksjon av tid for de første tre gelene i figur 3. Disse dataene viser hvordan stabiliteten og degraderingshastigheten for slike geler kan bestemmes og kontrolleres. Ved lave syrekonsentrasjoner er systemene sterke stabile geler; ved midlere syrekonsentrasjoner danner systemene mer viskøse stabile geler som de-graderer ved hastigheter som øker med økende syrekonsentrasjon. Ved høye syrekonsentrasjoner, danner ikke dette spesielle systemet noen viskøs gel.

Claims

1. Fremgangsmåte for å avlede fluid, injisert i en brønnbehandling av en lagdelt undergrunnsformasjon som omfatter minst én problematisk hydrokarbonholdig sone og minst én uproblematisk sone, inn i den problematiske hydrokarbonholdige sonen, som omfatter a) å injisere et avledende fluid som omfatter et vandig viskøst gelatinert fluid som omfatter vann, en gelatinerende mengde av en surfaktant, og en mineralsyre ved en konsentrasjon på fra omkring 2% til omkring 17%, hvori det avledende fluidet initialt fortrinnsvis entrer den uproblematiske sonen og fluidet gelatineres når syren reagerer med formasjonen, idet etterfølgende injisert fluid derved avledes inn i den problematiske sonen, b) å injisere et hovedbehandlingsfluid, og c) å tillate syren å dekomponere surfaktanten etter behandlingen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori surfaktanten har den følgende amidstrukturen:

hvori Ri er en hydrokarbylgruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, alifatisk eller olefinsk og har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer og kan inneholde et amin; R2er hydrogen eller en alkylgruppe som har fra 1 til omkring 4 karbonatomer; R3er en hydrokarbylgruppe som har fra 1 til omkring 10 karbonatomer; og Y er en elektrontrekkende gruppe som gjør amidgruppen vanskelig å hydrolysere.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori Y omfatter en funksjonell gruppe valgt fra gruppen som består av et kvartært amin, et aminoksid, og en karboksylsyre.

4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående kravene, hvori surfaktanten er et betain som har strukturen:

hvori R er en hydrokarbylgruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, alifatisk eller olefinsk og har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer, foretrukket fra omkring 17 til omkring 22 karbonatomer, og kan inneholde et amin; n = omkring 2 til omkring 10, foretrukket fra omkring 3 til omkring 5; og p = 1 til omkring 5, foretrukket fra 1 til omkring 3, og blandinger av disse forbindelsene.

5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori surfaktanten er et betain som har strukturen:

eller strukturen

hvori n = 3 og p = 1.

6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori det avledende fluid videre omfatter en eller flere av en kosurfaktant, en alkohol, en chelatdanner, og et jernkontrollmiddel.

7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori brønnbehandlingen er hydraulisk frakturering, gruspakking, syrefrakturering, matriks syrebehandling eller matriksoppløsning med et fluid som omfatter en chelatdanner.

8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den uproblematiske sonen inneholder minst en restmengde hydrokarbon og fremgangsmåten videre omfatter å injisere et felles løsningsmiddel, foretrukket valgt fra gruppen som består av lavmolekylvekts estere, alkoholer og etere, mer foretrukket en lavmolekylvekts eter, og mest foretrukket etylenglykol monometyleter, før det avledende fluidet injiseres.