NO343818B1

NO343818B1 - Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner eller hulrom med mikrogeler

Info

Publication number: NO343818B1
Application number: NO20071377A
Authority: NO
Inventors: René Tabary; Guy Chauveteau; Paul Mallo; Olivier Braun; Eric Vilain; Alain Zaitoun
Original assignee: Soc Dexploitation De Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic; Inst Francais Du Petrole
Priority date: 2004-08-25
Filing date: 2007-03-14
Publication date: 2019-06-11
Also published as: AR051561A1; US20080096774A1; EP1799960B1; CA2577940C; NO20071377L; US8263533B2; CA2577940A1; ATE533827T1; WO2006024795A3; FR2874617A1; FR2874617B1; EP1799960A2; EP1799960B2; WO2006024795A2

Description

Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for anvendelse av mikrogeler oppnådd fra vann-i-olje lateks eller fra kryssbundne polymerer i form av pulver, og deres anvendelsesfelt som fortykningsmidler og/eller selektive permeabilitetsreduserende midler i petroleumsindustrien, spesielt innen området av vanninnstrømningsforhindring, profilkontroll, forbedret oljeutvinning ved injeksjon av viskositetsøkere.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Forskjellige produkter eller metoder eksisterer og anvendes allerede for disse forskjellige anvendelser. Behandlinger som anvender polymerer er kjent spesielt innen feltet vanninnstrømningsforhindring, men de forblir begrenset til relativt lave vannproduserende sone permeabiliteter (i gjennomsnitt under 300 mD) på grunn av størrelsesbegrensningene av disse polymerene.

Vanninnstrømningsforhindringsmetodene basert på polymergeler tilveiebrakt innen petroleumsindustrien er på nåværende tidspunkt ikke svært pålitelige og anvender ofte forurensende produkter basert på kromsalter eller harpikser. Fremgangsmåtene som på nåværende tidspunkt er på markedet anvender oftest tilstoppende geler eller fortynnede geler (lav polymer eller kryssbindingsmiddelkonsentrasjon, kolloidal dispersjon geler), resultatene forblir usikre hovedsakelig på grunn av problemer så som:

- mangel på kontroll av gelatineringskinetikken forbundet med variabiliteten av de fysisk-kjemiske og hydrodynamiske parametere mellom overflaten og formasjonen, som involverer en risiko for at behandlingsineffektivitet (fravær av gelatinering) eller, omvendt, en risiko for brønnskade som ikke kan repareres (gelherding),

- retensjon og adsorpsjon av kryssbindingsmidlet på reservoarberget, - ikke-kontroll av karakteristikkene av den dannede gelen, av dens posisjonering, av dens utberedelse og av dens vann/olje selektivitetsegenskaper.

På den andre siden, har det økende antall modne felter, utviklingen av komplekse brønner (horisontale, undersjøiske, flergrenede brønner) og pålitelighetsproblemene knyttet til nedhullsseparasjonsteknikker ført til at oljefolk er aktivt interessert i selv-selektive vanninnstrømningsforhindringsbehandlinger som kan injiseres direkte (”bullhead” type injeksjon) til reservoarformasjonen, dvs. uten soneisolering ved hjelp av spesifikt utstyr.

Når en produserende brønn behandles ved polymerinjeksjon, er den primære mekanismen basert på en adsorpsjon av polymermolekylene på mineralet som utgjør laget som polymeren skyller over. Etter behandling, når brønnen igjen produserer, gir molekylene nær irreversibelt absorbert på veggen en maksimal mengde motstand til strømmen av vannet som sirkulerer hovedsakelig i nærheten av denne veggen og derfor reduserer dens mobilitet. I nærvær av en hydrokarbonfase (olje eller gass), er kapillærtrykket som utøves av fluidet som utgjør denne fasen tilstrekkelig til å knuse molekylene som er adsorbert på veggene av porebegrensningene og er derfor ikke til hinder for dens mobilitet. Molekylene, deformerbare i sin ”komprimerte” tilstand, har kapasitet til å svelle i nærvær av en vannfase og derfor å redusere dens mobilitet. Denne produkttypen som tilveiebringer en selektiv permeabilitetsreduksjon mellom vann, olje og gass er referert til som ”relativ permeabilitetsmodifiserer”, den involverer derfor en reduksjon i vannpermeabiliteten i dreneringshullene med høyere permeabilitet, og favoriserer derfor:

1) produksjonsforbedring (vann-olje forhold eller gass-olje forhold avtar), 2) mer effektiv skylling av lagene med lavere permeabilitet, generelt de som inneholder olje som fremdeles kan mobiliseres.

3) avledning av vannet til de mindre permeable sonene som derfor blir mindre skylt i dreneringsmetodene som anvender vanninjeksjon (profilkorreksjon i injeksjonsbrønner).

En mikrogel fremstillingsmetode er beskrevet i dokument EP 1.086.976. Den er basert på gelatinering utført under skjærbehandling av en blanding av polymer og av kryssbindingsmiddel. Ifølge fremgangsmåten, injiseres en gelatineringsblanding som omfatter en polymer og et polymer kryssbindingsadditiv til et porøst og permeabelt medium, og en mono-dispers løsning av mikrogeler med vesentlig konstant størrelse utvinnes ved utløpet.

Søkeren har derfor interessert seg for kjemiske grupper som er enkle å føre over i løsning, stabile, dvs. som har en frastøtningskarakter (fravær av vekselvirkninger), og med kontrollert størrelse.

Foreliggende søknad omhandler en fremgangsmåte som anvender mikrogeler av kjemisk type, av kontrollert og stabil størrelse, optimalisert ifølge reservoarkarakteristikkene som søknaden er ønsket for.

Fordelene ved denne oppfinnelsen ligger hovedsakelig i det faktum at: a) størrelsen av mikrogelene er betydelig større (1 til 10 ganger) enn størrelsen av en kommersiell polymer med høy molekylvekt,

b) størrelsen av mikrogelene kan dimensjoneres i henhold til den midlere permeabilitet av laget eller av reservoarsonen som vannet produseres ved i større mengder, generelt soner med en permeabilitet som spenner mellom 0,001 og noen Darcy (1 Darcy = 0,98693 μm<2>).

I foreliggende oppfinnelse, har søkeren søkt mikrogeler som har de følgende egenskaper:

- deformerbare,

- stabile i løsning,

- stabile mot elektrolytter,

- temperaturstabile,

- mekanisk stabile, dvs. når de utsettes for sterke skjærkrefter,

- i stand til irreversibel adsorpsjon.

Kapasiteten mikrogelene ifølge oppfinnelsen har til å møte i det videste område alle disse betingelsene, tillater å tilveiebringe en ny fremgangsmåte, som er mye mer pålitelig enn de som på det nåværende tidspunkt er tilgjengelige på markedet.

Også ifølge oppfinnelsen, er mikrogelene ikke-toksiske, uten skadelige rester, og tillater derfor å tilfredsstille utviklingen av de europeiske reguleringer når det gjelder farlige substanser og utslippsstandarder.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Foreliggende oppfinnelse omhandler derfor en fremgangsmåte for å behandle undergrunnsformasjoner, hvori de følgende trinn utføres:

- fremstilling av en blanding som omfatter mikrogeler ved å blande i et løsemiddel, under røring, en mengde som representerer 0,01 % til 60 % på vektbasis av nevnte blanding av:

en invers lateks bestående av en oljefase, en vandig fase, minst én emulgator av vann-i-olje (W/O) type, minst én emulgator av olje-i-vann (O/W) type, 20 % til 60 %, foretrukket 25 % til 45 %, på vektbasis av en kryssbundet anionisk polyelektrolytt basert på minst én sterk syrefunksjon monomer valgt fra blant: styrensulfonsyre, delvis eller fullstendig omdannet til salt, og 2-metyl 2-[(1-okso 2-propenyl) amino] 1-propansulfonsyre (også referert til som (2-akrylamido 2-metyl propansulfonsyre), delvis eller fullstendig omdannet til salt, kopolymerisert med minst én nøytral monomer valgt fra blant akrylamid, metakrylamid, diacetonakrylamid, dimetylakrylamid, N-isopropyl akrylamid, (2-hydroksyetyl) akrylat, (2,3-dihydroksypropyl) akrylat, (2-hydroksyetyl) metakrylat, (2,3-dihydroksypropyl) metakrylat, et etoksylert derivat med molekylvekt som spenner mellom 400 til 1000, av hver av disse estere eller vinylpyrrolidon, nevnte anioniske polyelektrolytt er kryssbundet med et kryssbindingsmiddel valgt fra blant etylenglykoldimetakrylat, dietylenglykoldiakrylat, natrium diallyloksyacetat, etylenglykoldiakrylat, diallylurea, triallylamin, trimetylol propantriakrylat eller metylen-bis-(akrylamid) eller en organometallisk type forbindelse valgt fra kolonne IV i Mendeleevs periodiske tabell (Ti, Zr, Hf, Th) og anvendt i et molforhold, uttrykt i forhold til monomerene anvendt, på 0,002 % til 0,5 %, eller i form av pulver oppnådd ved azeotropisk destillasjon, forstøvning eller utfelling av nevnte inverse lateks,

- injisere nevnte blanding inn i den porøse og permeable formasjonen.

Løsemidlet er foretrukket mer eller mindre salt vann, men det kan også være en organisk fase så som en olje. Løsemidlet kan selvsagt også være en vandig og organisk blanding.

I definisjonen av polyelektrolytten inneholdt i den inverse lateks som definert over:

- kryssbindingsmidlet er valgt fra blant etylenglykoldimetakrylat, dietylenglykoldiakrylat, natrium diallyloksyacetat, etylenglykoldiakrylat, diallylurea, triallylamin, trimetylol propantriakrylat eller metylen-bis-(akrylamid) eller en organometallisk type forbindelse valgt fra kolonne IV i Mendeleevs periodiske tabell (Ti, Zr, Hf, Th);

- den sterke syrefunksjonen av monomerene er valgt fra sulfonsyrefunksjonen eller fosfonsyrefunksjonen. Nevnte monomerer kan for eksempel være styrensulfonsyre, delvis eller fullstendig omdannet til salt, eller foretrukket 2-metyl 2-[(1-okso 2-propenyl) amino] 1-propansulfonsyre (også referert til som (2-akrylamido 2-metyl propansulfonsyre), delvis eller fullstendig omdannet til salt;

- de nøytrale monomerer er valgt fra blant akrylamid, metakrylamid, diacetonakrylamid, dimetylakrylamid, N-isopropyl akrylamid, (2-hydroksyetyl) akrylat, (2,3-dihydroksypropyl) akrylat, (2-hydroksyetyl) metakrylat, (2,3-dihydroksypropyl) metakrylat, et etoksylert derivat med molekylvekt som spenner mellom 400 til 1000 av hver ene av disse estere eller vinylpyrrolidon;

- for de sterke syrefunksjon monomerene, indikerer uttrykket omdannet til salt mer spesielt alkalimetallsaltene så som natrium- eller kaliumsalter, de nitrogenerte basesalter så som ammoniumsalt eller monoetanolaminsalt (HO-CH2-CH2-NH4<+>);

- emulgatoren av vann-i-olje (W/O) type kan bestå av enten en enkelt surfaktant eller en blanding av surfaktanter, forutsatt at nevnte blanding har en tilstrekkelig lav HLB-verdi til å indusere vann-i-olje emulsjoner. De anvendte emulgatorene av vann-i-olje type kan for eksempel være sorbitanestere, så som sorbitanoleat, så som den markedsført av SEPPIC Company under varemerket MON-TANE™ 80, sorbitan isostearat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANE™ 70, eller sorbitan seskvioleat så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANE™ 83. Det kan også være visse polyetoksylerte sorbitanestere, for eksempel pentaetoksylert sorbitan monooleat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 81, eller pentaetoksylert sorbitan isostearat, så som det markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 71. Det kan også være dietoksylert oleocetylalkohol så som den markedsført av SEPPIC Company under varemerket SIMULSOL™ OC 72, polyestere med molekylvekt som spenner mellom 1000 og 3000, produkter av kondensasjonen mellom en poly(isobutenyl) ravsyre eller dens syreanhydrid og en polyetylenglykol, så som HYPERMER™ 2296 markedsført av UNIQUEMA Company, eller blokkopolymerer med molekylvekt som spenner mellom 2500 og 3500, så som HYPERMER™ B246 markedsført av UNIQUEMA Company, eller SIMALINE™ IE 200, markedsført av SEPPIC Company;

- det som refereres til som emulgatorer av ”olje-i-vann” type er emulgatorer som har en tilstrekkelig høy HLB-verdi til å tilveiebringe olje-i-vann emulsjoner så som etoksylerte sorbitanestere slik som polyetoksylert sorbitanoleat med 20 mol etylenoksid markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 80, polyetoksylert sorbitan laurat med 20 mol etylenoksid, markedsført av SEPPIC Company under varemerket MONTANOX™ 20, polyetoksylert ricinolje med 40 mol etylenoksid markedsført under varemerket SIMULSOL™ OL50, dekaetoksylert oleodekylalkohol markedsført av SEPPIC Company under varemerket SIM-ULSOL™ OC 710, heptaetoksylert laurylalkohol markedsført under varemerket SIMULSOL™ P7, dekaetoksylert nonylfenol markedsført under varemerket SYN-PERONIC™ NP-10, eller polyetoksylerte sorbitan heksaoleater markedsført av UNIQUEMA Company under varemerkene G-1086 og G-1096;

- oljefasen kan bestå av enten en kommersiell mineralolje som inneholder mettede hydrokarboner så som parafiner, isoparafiner, cykloparafiner, som ved omgivelsestemperatur har en tetthet som spenner mellom 0,7 og 0,9 og en kokepunkttemperatur over omkring 180 ºC så som for eksempel MARCOL™ 52 markedsført av EXXON CHEMICAL, EXXSOL D100 eller ISOPAR M, eller en synteseolje, eller en vegetabilsk olje eller enhver blanding av slike oljer.

DETALJERT BESKRIVELSE

Andre egenskaper og fordeler med foreliggende oppfinnelse vil bli klare fra lesing av beskrivelsen heretter av ikke-begrensende utførelseseksempler.

De kryssbundne polymerer anvendt ifølge oppfinnelsen lages av SEPPIC Company (Frankrike) og de kan komme i formene beskrevet heretter.

Prinsippet for fremstillingen av invers lateks er beskrevet i dokumentene US-6.197.287, EP-1.047.716, US-6.375.959, EP-1.010.708, WO-9.942.521. Det består i fremstilling av en vandig fase som inneholder blant andre ting, monomerer, for eksempel, akrylamid og natrium 2 akrylamido 2 metyl propan sulfonat, minst ett kryssbindingsmiddel og eventuelt forskjellige tekniske additiver så som: kjedebegrensningsmiddel, metallisk gruppe komplekseringsmiddel og en organisk fase som inneholder, blant andre ting, olje og én eller flere emulgatorer. Den vandige fasen tilføres til den organiske fasen under røring, deretter utsettes den for virkningen av sterk røring ved hjelp av en Ultra Turrax eller Silverson type anordning. Den oppnådde emulsjonen blir så utsatt for nitrogenbobling, deretter startes polymerisasjonsreaksjonen i nærvær av et fri-radikal initieringsmiddel. Etter polymerisasjon, tilsettes emulgatoren av olje-i-vann type.

Sammensetningen ifølge søknaden tenkt spesielt for vanninnstrømningsforhindring, profilkontroll, reservoarskylling (kjemisk oversvømming), sandkonsolidering, sandfundamentforsegling, soneoppgivelse, etc. kan omfatte tilsetning av et kryssbindingsmiddel for å tillate at mikrogelene kryssbindes med hverandre.

Det som refereres til som en kryssbunden polymer er en ikke-lineær polymer i tilstanden av tredimensjonalt nettverk, som kan svelle i nærvær av vann og kalles mikrogel.

Kryssbindingsmidlet anvendes generelt i den molare proporsjon uttrykt i forhold til monomerene anvendt på 0,002 % til 0,5 %, foretrukket 0,002 % til 0,25 %. Dette lave kryssbindingsforhold tillater at mikrogelene har egnede viskoelastiske egenskaper og spesielt en høy deformasjonsevne. Denne typen mikrogel refereres til som ”deformerbar” (myk mikrogel) i motsetning til mikrogeler med en høy kryssbindingsgrad nær harde kuler. Disse mikrogelene som har en høy deformasjonskapasitet er potensielt gode RPM (relativ permeabilitetsmodifiserere) midler i den grad de utviser ingen eller liten motstand mot olje.

Når en vurderer deres reologiske karakteristikker, er disse mikrogelene selvsagt ikke egnet for blokkering av mellomrommene mellom faststoffene forbindelsene i undergrunnsformasjoner.

Inverse latekser inneholder mellom 10 % og 90 % vann. Oljefasen i sammensetningen representerer 10 % til 90 %, foretrukket 20 % til 25 % av totalvekten av sammensetningen.

Latekser inneholder generelt 2,5 % til 15 % på vektbasis, foretrukket 4 % til 9 % på vektbasis av emulgatorer som definert over, blant disse er 20 % til 50 % av totalvekten av emulgatorer til stede av vann-i-olje (W/O) type og 80 % til 50 % av totalvekten av emulgatorene er av olje-i-vann (O/W) type.

Mikrogelene eller lateksene kan også inneholde forskjellige additiver så som komplekseringsmidler, overføringsmidler, eller kjedelengdebegrensende midler.

Pulveriserte kryssbundne polymerer kan frigjøres for de tidligere nevnte additiver under utfellingstrinnet.

Foreliggende søknad omhandler hovedsakelig behandling av olje- eller gassproduserende brønner, eller gasslagringsbrønner, eller mer generelt steinformasjoner. Behandling av denne brønntypen utføres over en begrenset avstand rundt brønnen (noen meter), den er tenkt for vanninnstrømningsforhindring, gassvisningsforhindring (gas show prevention). Den kan også omhandle andre lignende felter, så som profilkontroll, forbedret utvinning ved skylling (kjemisk oversvømming) fra injeksjonsbrønner, sandkonsolidering, forseglingsbehandling (gruvebrønn) eller soneoppgivelse.

Vanninnstrømningsforhindringsbehandling kan utføres ved anvendelse av pluggende midler (sementer, harpikser), mekaniske hjelpemidler (pakninger) eller polymerbaserte behandlinger. Setting av en pakning eller en sementplugg krever nøyaktig kunnskap om sonen som vanninnstrømningen forekommer gjennom, det innfører en kompletteringstype som er egnet for selektiv injeksjon, teknikken krever utbedringsoperasjoner og er derfor dyr. ”Bullhead” type polymerinjeksjonsteknikker, dvs. uten soneisolering, er mer attraktive fordi de er mye enklere å implementere og fremfor alt rimeligere.

Én fordel med fremgangsmåten som anvender formuleringene ifølge foreliggende oppfinnelse ligger i det faktum at den kan anvendes i formasjoner uten å måtte isolere eller beskytte de(n) hydrokarbonproduserende sone under formuleringsinjeksjonstrinnet.

Sammensetningen som omfatter mikrogelene er tenkt å injiseres inn i formasjoner hvor vannsonene har merkbart høyere permeabiliteter enn oljesonene, derfor har disse mikrogelene en tendens til å trenge inn i sonene med høyere permeabilitet, dvs. i de fleste tilfeller vannsonene. Det ville faktisk være skadelig å anvende en mikrogelinjeksjon i formasjoner hvor:

- permeabiliteten i oljesonene er høyere enn den i vannsonene,

- trykket i oljesonene er lavere enn i vannsonene og kunne derfor indusere en reduksjon uttrykt i oljeproduksjon, eller til og med føre til brønnavstengning.

Én fordel med fremgangsmåten som implementerer foreliggende oppfinnelse ligger i det faktum at de injiserte mikrogelene, med en størrelse som er betydelig større enn den for polymerene som vanligvis injiseres (alene eller i nærvær av gelatineringsmidler), entrer lav-permeabilitetssonene over en svært kort avstand. Denne egenskapen er på grunn av kombinasjonen av deres store dimensjon (mikronisk størrelse) og den store tykkelsen av det adsorberte lag (monolag) knyttet til deres adsorpsjon.

I tilfellet med 1,5 μm mikrogeler, er vannpermeabilitetsreduksjonen i størrelsesorden 20 i en 200-mD Berea sandsten og den skulle være mye mer i tilfellet med lavere permeabiliteter. Derfor ville penetrasjonsavstandene i en tosjiktsmodell med permeabilitet 200 mD og 1000 mD være i et forhold på 1:100.

En annen fordel med mikrogeler, ligger i det faktum at de injiseres under fortynnede betingelser, og derfor favoriserer selektiv posisjonering i soner med høyere permeabilitet, generelt i soner som vann hovedsakelig produseres gjennom.

Etter behandlingen utført med mikrogelene, når brønnen igjen produserer, kan imidlertid en olje eller gasspermeabilitetsreduksjon forekomme i hydrokarbonsonen. Med én gang det injiserte fluid (mikrogelløsning) reproduseres, blir det imidlertid erstattet av hydrokarbonet. På grunn av kapillærtrykket alene, blir mikrogelene av deformerbar natur deretter komprimert på veggen av porebegrensningene, og tillater derved at hydrokarbonfasen strømmer mot den produserende brønnen uten at dens relative permeabilitet endres.

Når den kryssbundne polymer anvendes i form av invers lateks, kan den anvendes ufortynnet, eller fortynnet i olje, eller foretrukket i vann med et forhold på vektbasis over 0,01 %. Når den kryssbundne polymer anvendes i form av pulver, kan den være fortynnet i vann med et forhold på vektbasis som spenner mellom 0,01 og 60 %.

Det å føre mikrogelene ifølge oppfinnelsen over i løsning er mye raskere enn med konvensjonelle polymerpulvere. Fortynning av den kommersielle løsningen kan oppnås i et vann foretrukket med moderat salinitet, foretrukket mellom 0 % og 2 % TDS (totale oppløste salter), og foretrukket under heller sterk skjærbehandling for å bryte emulsjonen perfekt. Dette vannet kan være produksjonsvann eller en blanding av produksjonsvann og mykere vann (elvevann, kranvann,…), eller enhver annen type vann (elvevann, kranvann, sjøvann, syntetisk vann…) for å møte kravene i forhold til saliniteten for optimalisert løsning.

Mikrogelene kan fordelaktig injiseres i form av invers lateks, enten ren eller fortynnet i en organisk fase (dieselolje, mineralolje). Denne injeksjonsmodusen er spesielt egnet for formasjoner som er sensitive for vanninjeksjon på grunn av en destabilisering av berget eller av en lav permeabilitet som forårsaker spesielt oljeeller gasspermeabilitetstap indusert av en vannmetningsøkning i den skylte sonen. Injeksjon av den inverse lateks i hydrokarbonfase kan gjøres ved konsentrasjoner som spenner mellom 0,1 og 90 %.

De syntetiserte mikrogelene i emulsjon kan deretter isoleres i form av et pulver. De kan deretter føres over i løsning igjen og gjenvinne de samme egen skapene. Mikrogelene i pulverisert form blir også ført over i løsning under heller sterk skjærbehandling ettersom pulveret introduseres i et vann av den samme typen som vannet nevnt når det gjelder emulsjonen, så under mer moderat røring under modningstrinnet.

pH-verdien som foreliggende blanding anvendes ved spenner mellom 4 og 11, foretrukket mellom 5 og 9.

Ifølge brønntypen, kan det være lurt å injisere et første fluid eller forspyling (vann, polymer alene, avledningsfluid,…) før injeksjon av mikrogelløsningen.

Anvendelsesfeltet for foreliggende patentsøknad omhandler reservoarer med temperatur som spenner mellom 20 ºC og 200 ºC, foretrukket mellom 20 ºC og 150 ºC.

Anvendelsesfeltet for foreliggende patentsøknad omhandler reservoarer med salinitet som spenner mellom 0,1 g/l og 350 g/l TDS, foretrukket mellom 0,1 g/l og 100 g/l TDS.

Til slutt er formålet med foreliggende søknad derfor en mikrogelformulering tenkt for petroleumsindustrien og for brønnbehandling som definert over. Brønnene kan være vertikale, horisontale eller av kompleks arkitektur; brønnene kan være av åpne hull eller gruspakningskompletterte hull, perforerte mantlede borehull, perforerte rør, …

Mikrogelene kan fordelaktig være optimalisert ifølge karakteristikkene for formasjonen som skal behandles.

Det forventede resultat når en anvender mikrogelløsninger er å øke forholdet av produksjonen av hydrokarbonfasen (olje eller gass) i forhold til det for den vandige fasen (vann) og derfor å redusere håndteringskostnaden av det produserte vannet. En annen fordel ligger i det faktum at brønnproduksjonshastigheten kan økes fordi den hydrostatiske kolonnen blir lettere, indusert ved reduksjonen av vannfraksjonen i brønnproduksjonen.

I tilfellet av formasjoner som inneholder sand eller mobile fine partikler, favoriserer adsorpsjon av mikrogelene ifølge oppfinnelsen opphold av disse partiklene og bremser derfor eller til og med eliminerer sandinntrengning eller ekvivalente fenomener i dreneringshullene boret i formasjonen.

Jordfundamenter blir fordelaktig stabilisert og forseglet (minst stor permeabilitetsreduksjon) ved injeksjon av den flytende blandingen ifølge oppfinnelsen.

De følgende eksempler illustrerer foreliggende oppfinnelse imidlertid uten å begrense den.

Eksempel 1

Fremstilling av en AMPS-AM kopolymer invers lateks, delvis eller fullstendig omdannet til salt, i form av natriumsalt, kryssbundet med triallylamin (AMPS/AM=5/95)

De følgende tilføres til et begerglass under røring:

- 350 g ”permutert” vann,

- 69,2 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-metyl-2-[(1-okso-2-propenyl)amino]-1-propansulfonsyre salt (AMPS),

- 236,1 g akrylamid (AM),

- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat, og

- 0,36 g triallylamin.

pH-verdien av den vandige fasen beskrevet over justeres til 3,5 og mengden vandig fase kompletteres opp til 680 g ved tilsetning av permutert vann.

Parallelt fremstilles en organisk fase ved suksessiv tilførsel til et begerglass under røring:

- 220 g EXXSOL™ D100,

- 27,5 g MONTANE™ 80 VG (sorbitan oleat markedsført av SEPPIC Company), og

- 0,1 g azo-bis-isobutyronitril.

Den vandige fasen blir progressivt introdusert til den organiske fasen, deretter utsatt for sterk mekanisk røring ved hjelp av en anordning av Ultra-Turrax™ typen markedsført av IKA Company.

Den oppnådde emulsjonen blir så overført til en polymerisasjonsreaktor. Emulsjonen utsettes for vedvarende nitrogenbobling for å fjerne oksygenet og avkjøles til omkring 8-10 ºC.

5 ml av en løsning som inneholder 0,42 % (på vektbasis) kumen hydroperoksid i isoheksadekan blir så tilsatt.

Etter en tilstrekkelig tid for homogenisering av løsningen, blir en vandig natriummetabisulfittløsning (0,2 g i 100 ml vann) deretter introdusert i et forhold på 0,5 ml/minutt. Introduksjonen utføres i omkring 60 minutter.

Under denne introduksjonen, tillates temperaturen å stige i polymerisasjonsreaktoren opp til sluttpolymerisasjonstemperaturen. Reaksjonsmediet blir så opprettholdt i omkring 90 minutter ved denne temperaturen. Det blir så avkjølt til en temperatur på omkring 35 ºC og 35 g heptaetoksylert laurylalkohol (7 OE) blir sakte introdusert.

Den inverse lateks oppnådd slik blir utvunnet etter filtrering.

Eksempel 2

Fremstilling av en AMPS-AM kopolymer invers lateks, delvis eller fullstendig omdannet til salt, i form av natriumgel, kryssbundet med triallylamin (AMPS/AM=15/85)

De følgende tilføres til et begerglass under røring:

- 270 g ”permutert” vann,

- 218,6 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-metyl-2-[(1-okso-2-propenyl)amino]-1-propansulfonsyre salt,

- 181,0 g akrylamid (AM),

- 0,36 g triallylamin.

- 220 g EXXSOL™ D100,

- 27,5 g MONTANE™ 80 VG (sorbitan oleat markedsført av SEPPIC Company), og

- 0,1 g azo-bis-isobutyronitril.

Etter en tilstrekkelig tid for homogenisering av løsningen, blir en vandig natriummetabisulfittløsning (0,2 g i 100 ml vann) deretter introdusert i et forhold på 0,5 ml/minutt. Introduksjon utføres i omkring 60 minutter.

Den inverse lateks oppnådd slik blir utvunnet etter filtrering.

Eksempel 3

Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AMPS/AM=40/60) kryssbundet med triallylamin

(i) En organisk fase fremstilles ved å introdusere under røring 27,5 g MONTANE™ 80 (sorbitan oleat) i 220 g EXXSOL™ D100, deretter ved tilsetning av 0,1 g azo-bis(isobutyronitril);

(ii) En vandig fase fremstilles ved å blande under røring:

- 50 g vann,

- 127,8 g akrylamid (AM),

- 496,1 g av en kommersiell løsning med 55 vekt-% 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre natriumsalt (AMPS)

- 0,31 g triallylamin

- 0,45 g av en kommersiell løsning med 40 % natrium dietylen triamin pentaacetat

pH-verdien av den vandige fasen justeres til 5,3 ved tilsetning av den nødvendige mengde 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (omkring 3 g). Totalmengden vandig fase justeres så til 680 g ved tilsetning av vann.

(iii) Den vandige fasen blir så dispergert under røring i oljefasen, deretter blir denne kombinasjonen utsatt for virkningen av sterk skjærbehandling ved hjelp av en turbin av Ultra-Turrax™ eller Silverson™ typen. Den inverse emulsjon oppnådd slik blir så utsatt for nitrogenbobling for å fjerne det oppløste oksygen.

(iv) Etter avkjøling av den inverse emulsjon til omkring 8-10 ºC, initieres polymerisasjonsreaksjonen ved å tilsette et oksyreduserende par: kumen hydroperoksid/natrium metabisulfitt. Temperaturen stiger opp til omkring 80 ºC og polymerisasjonsreaksjonen tillates å fortsette inntil et temperaturtrinn som indikerer slutten av reaksjonen nås.

(v) Reaksjonsmediet opprettholdes så ved denne temperaturen for å eliminere de resterende monomerene.35 g SIMULSOL™ P7 (heptaetoksylert laurylalkohol) tilsettes så ved omkring 35 ºC. Den ønskede inverse lateks samles etter filtrering.

Eksempel 4

Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AM-AA=80/20) delvis omdannet til salt, i form av natriumsalt kryssbundet med metylen bis(akrylamid)

(i) En organisk fase fremstilles ved å introdusere under røring 27,5 g MONTANE™ 80 i 220 g EXXSOL™ D100, deretter ved tilsetning av 0,1 g azobis(isobutyronitril);

(ii) En vandig fase fremstilles ved å introdusere:

- 350 g vann,

- 199,0 g akrylamid (AM),

- 50,0 g akrylsyre (AA),

- 40 g av en 50 % natriumhydroksidløsning,

- 0,027 g metylen-bis-akrylamid,

pH-verdien av den vandige fasen justeres til 5,2 ved tilsetning av den nødvendige mengde 2-akrylsyre eller soda. Totalmengden vandig fase justeres så til 680 g ved tilsetning av vann.

(iii) Den vandige fasen blir så dispergert under røring i oljefasen, deretter blir denne kombinasjonen utsatt for virkningen av en sterk skjærbehandling ved hjelp av en turbin av Ultra-Turrax™ eller Silverson™ typen. Den inverse emulsjonen oppnådd slik blir så utsatt for nitrogenbobling for å fjerne det oppløste oksygen.

(iv) Etter avkjøling av den inverse emulsjonen til omkring 8-10 ºC, initieres polymerisasjonsreaksjonen ved å tilsette et oksyreduserende par: kumen hydroperoksid/natrium metabisulfitt. Temperaturen stiger opp til omkring 80 ºC og polymerisasjonsreaksjonen tillates å fortsette inntil det nås et temperaturtrinn som indikerer slutten av reaksjonen.

Eksempel 5

Fremstilling av en kopolymer invers lateks (AM-AA=80/20) delvis omdannet til salt, i form av natriumsalt kryssbundet med metylen bis(akrylamid) Prosedyren er den samme som i eksempel 4, men anvender dobbelt så mye metylen-bis(akrylamid) dvs. 0,054 g, og den ønskede inverse lateks oppnås.

Evaluering av egenskapene av mikrogelene fra den inverse lateks fremstilt ifølge eksempel 3.

1: Viskositetsmåling

Mikrogeler med forskjellige konsentrasjoner av den inverse lateks fremstilt ifølge eksempel 3, i et vann som inneholder 2 % NaCl, ble fremstilt.

Den følgende tabellen gir viskositetene oppnådd ved 30 ºC (i mPa.s) ved forskjellige konsentrasjoner C i vannet (lav skjær reometer, skjærhastighet 1 og 100 s<-1>):

2: Tester på silisiumkarbid

Evaluering av ytelsene av mikrogelene i et porøst medium oppnås på medier av silisiumkarbid type i form av relativt monodisperst pulver, markedsført med forskjellige kornstørrelser. Med én gang det er pakket, tillater dette materialet å oppnå en god reproduserbarhet av klumpene uttrykt ved porestruktur og permeabilitet av prøven for en gitt kornstørrelse. Det utgjør derfor en god modell for porøst medium.

Silisiumkarbidpulveret pakkes i en kolonne utstyrt med to endestykker. Dets innledende permeabilitet k bestemmes med vann. Fluidene (vann, mikrogelløsning, elueringsvann, olje,…) injiseres inn i det porøse medium ved konstant strømningshastighet. Trykkfallet bestemmes ved klumpenes grenseflater og registreres gjennom hele injeksjonsprosedyren.

God utbredelse av mikrogelene (kontrollert ved ”in-line” måling av viskositeten) kontrolleres i mediene som har porebegrensende dimensjon som er minst mer enn tre ganger størrelsen av mikrogelene.

Vann- eller oljepermeabilitetsreduksjonene bestemmes ved alternerende injeksjon av disse to fluidene etter injeksjon av mikrogelløsningen. Vannpermeabilitetsreduksjonen tillater, når en kjenner poredimensjonen av det porøse medium, å evaluere tykkelsen av det adsorberte mikrogellaget og derfor å bestemme størrelsen av mikrogelene i deres adsorberte form.

En selektiv permeabilitetsreduksjon observeres med en vannpermeabilitets (Rkw) reduksjon, uten merkbar oljepermeabilitets (Rko) reduksjon (K permeabilitet i Darcy, εH adsorbert lag tykkelse, i mikrometer).

Eksperimentelle betingelser: Temperatur T=30 ºC, vann 2 % NaCl (viskositet 0,85 mPa.s), Marcol 52 olje (viskositet 8,6 mPa.s), mikrogelkonsentrasjon 0,1 %.

3: Tester på Berea sandstein (betingelser lignende de i de tidligere forsøk)

4: Mikrogelstørrelsesbestemmelse ved hjelp av lysdiffusjonsmetoden (statisk og dynamisk diffusjon, også referert til som fotonkorrelasjonsspektroskopi) Den bestemte størrelsen er i størrelsesorden 2 μm (0,1 % mikrogelkonsentrasjon) og bekrefter verdiene oppnådd etter injeksjon i silisiumkarbidklumpene, og fra adsorpsjonsevalueringen.

5: Termisk stabilitet

En test hvori en 150 ºC temperatur opprettholdes under ”pseudo-anaerobe” betingelser i 3 måneder uten viskositetstap viste at, i forhold til ikke-kryssbundne konvensjonelle polymerer, forblir mikrogelene oppnådd fra de inverse latekser ifølge oppfinnelsen mer stabile. Denne egenskapen forklares ved nærværet av kryssbindingspunkter.

Forsøksbetingelser: vann 2% NaCl, mikrogelkonsentrasjon 0,3 %.

6: Mekanisk stabilitet

Mikrogelene er robuste fra et mekanisk synspunkt og de motstår høye skjærbelastninger. Det er faktisk ikke observert noe viskositetstap etter skjærbehandling ved 10.000 rpm (Ultra-Turrax™) i 10 minutter.

Forsøksbetingelser: vann 2% NaCl, omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon mellom 0,04 % og 3 %.

7: Elektrolyttstabilitet

Mikrogelene er nær ufølsomme for saliniteten innen et område fra 20 til 200 g/l TDS, i nærvær eller ikke av bivalente ioner.

Forsøksbetingelser: omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon 0,01 %.

8: pH-verdi stabilitet

Mikrogelene er nær ufølsomme for pH-verdien innen et område mellom 4 og 11.

Forsøksbetingelser: omgivelsestemperatur, mikrogelkonsentrasjon 0,01 %.

Claims

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for behandling av undergrunnsformasjoner, hvori de følgende trinn utføres:

- fremstilling av en flytende blanding som omfatter mikrogeler ved å blande i et løsemiddel, under røring, en mengde som representerer 0,01 % til 60 % på vektbasis av nevnte blanding av en kryssbundet polymer i form av:

- injisere nevnte blanding inn i den porøse og permeable formasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

hvori nevnte løsemiddel er et vandig fluid, et organisk fluid, eller en blanding derav.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,

hvori uttrykket «omdannet til salt» betegner alkalimetallsaltene så som natriumeller kaliumsalter, de nitrogenerte basesalter så som ammoniumsalt eller monoetanolaminsalt (HO-CH2-CH2-NH4<+>).

4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori emulgatoren av vann-i-olje (W/O) type er en enkelt surfaktant eller en blanding av surfaktanter, forutsatt at blandingen har en tilstrekkelig lav HLB-verdi til å indusere vann-i-olje emulsjoner, nevnte emulgator er valgt fra blant de følgende surfaktanter: sorbitanestere, så som sorbitanoleat, sorbitan isostearat, sorbitan seskvioleat, polyetoksylerte sorbitanestere, spesielt pentaetoksylert sorbitan monooleat eller pentaetoksylert sorbitan isostearat, dietoksylert oleocetylalkohol, polyestere med molekylvekt som spenner mellom 1000 og 3000, produkter av kondensasjonen mellom en poly(isobutenyl) ravsyre eller dens syreanhydrid og en polyetylenglykol, blokkopolymerer med molekylvekt som spenner mellom 2500 og 3500.

5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori emulgatorer av ”olje-i-vann” type er emulgatorer som har en tilstrekkelig høy HLB-verdi til å tilveiebringe olje-i-vann emulsjoner, nevnte emulgator er valgt fra blant: etoksylerte sorbitanestere, spesielt polyetoksylert sorbitanoleat med 20 mol etylenoksid, polyetoksylert sorbitan laurat med 20 mol etylenoksid, polyetoksylert ricinolje med 40 mol etylenoksid, dekaetoksylert oleodekylalkohol, heptaetoksylert laurylalkohol, dekaetoksylert nonylfenol, polyetoksylerte sorbitan heksaoleater og blandinger derav.

6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori oljefasen består av enten en kommersiell mineralolje som inneholder mettede hydrokarboner så som parafiner, isoparafiner, cykloparafiner, som ved omgivelsestemperatur har en tetthet som spenner mellom 0,7 og 0,9 og en kokepunkttemperatur over omkring 180 ºC, eller en synteseolje, eller en vegetabilsk olje eller enhver blanding av slike oljer.

7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori nevnte blanding injiseres inni en formasjon som omfatter en høy vannpermeabilitetssone for å selektivt redusere vannpermeabiliteten, spesielt i olje-, gassreservoarer eller i gasslagringsfasiliteter.

8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori nevnte blanding injiseres inn i en formasjon som inneholder ukonsolidert sand.

9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,

hvori nevnte blanding injiseres inn i en sandfundamenttype formasjon for å redusere permeabiliteten derav.