NO163828B

NO163828B - PROCEDURE FOR INCREASED MINING OF HYDROCARBONES.

Info

Publication number: NO163828B
Application number: NO870278A
Authority: NO
Inventors: Bjoern Arild Ardoe
Original assignee: Inst Kontinentalsokkelundersoe
Priority date: 1987-01-22
Filing date: 1987-01-22
Publication date: 1990-04-17
Also published as: NO870278D0; NO870278L; NO163828C

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte ved forøket utvinning av hydrokarboner (så som olje, gass, kondensat) i en undergrunnsformasj on. The invention relates to a method for increased extraction of hydrocarbons (such as oil, gas, condensate) in an underground formation.

I løpet av et oljefelts levetid vil det være nødvendig å pumpe et medium ned i reservoaret for å øke oljeutbyttet. Ved en slik prosess - kalt EOR (= Enhanced Oil Recovery) - er et. av de mer vanlige medier som anvendes, vann som under visse betingelser gir godt resultat. En ulempe med vann som injek-sjonsmedium er at viskositeten er så lav at det oppstår "fingring" av injeksjonsvannet med medfølgende kortslutning av vanntransport mellom injeksjons- og produksjonsbrønn. For å bedre på dette forholdet tilsettes polymerer til injeksjonsvannet slik at viskositeten til injeksjonsvannet blir like stor som, eller større enn, gjennomsnittsviskositeten til den fortrengte væsken. Dette forbedrer effekten av vannflømming i et reservoar, men det oppstår problemer dersom reservoaret har sprekker eller sjikt med stor permeabilitet. Videre er det problemer med den korte avstanden som tillates på grunn av det økede trykktapet mellom injeksjons- og produksjonsbrønnene, samt degradering av polymerene under injeksjonen og under langtidsoppholdet i reservoaret. For dem som arbeider med vanninjeksjon i olje-førende formasjoner er dette kjente problemer. During the lifetime of an oil field, it will be necessary to pump a medium into the reservoir to increase the oil yield. In such a process - called EOR (= Enhanced Oil Recovery) - is a. of the more common media used, water which under certain conditions gives good results. A disadvantage of water as an injection medium is that the viscosity is so low that "fingering" of the injection water occurs with accompanying short-circuiting of water transport between the injection and production well. To improve this ratio, polymers are added to the injection water so that the viscosity of the injection water is equal to, or greater than, the average viscosity of the displaced liquid. This improves the effect of water flooding in a reservoir, but problems arise if the reservoir has cracks or layers with high permeability. Furthermore, there are problems with the short distance that is allowed due to the increased pressure loss between the injection and production wells, as well as degradation of the polymers during the injection and during the long-term stay in the reservoir. For those who work with water injection in oil-bearing formations, these are familiar problems.

Det er velkjent teknologi å benytte en gelende polymer til It is well-known technology to use a suitable polymer

å blokkere høypermeable soner i et reservoar som inneholder olje og/eller gass. Det som kjennetegner disse metoder er at gelstrukturen ikke er lett nedbrytbar og derfor har en varig eller permanent karakter. Dette gjelder innenfor stabiliteten av kovalente bindinger eller chelatbindinger som holder gelen sammen under reservoarforhold (gruppe I). to block highly permeable zones in a reservoir containing oil and/or gas. What characterizes these methods is that the gel structure is not easily degradable and therefore has a lasting or permanent character. This applies within the stability of covalent bonds or chelate bonds that hold the gel together under reservoir conditions (group I).

Typiske representanter for denne type geler er slike som Typical representatives of this type of gels are such as

er basert på lineære polymerer som f.eks. akrylamider og polysakkarider som så tverrbindes med visse metallioner (Ti<4+>, Zr<4+>, Sn<4+>, Cr<3+>, Fe<3+>, Al<3+> etc.) eller difunksjonelle acyleringsreagenser med f.eks. epoksygrupper, klorhydringrupper, klormetylgrupper eller vinylsulfongrupper (se NO-søknad 86.1706 og EPO-publ. 174.856). is based on linear polymers such as e.g. acrylamides and polysaccharides which are then cross-linked with certain metal ions (Ti<4+>, Zr<4+>, Sn<4+>, Cr<3+>, Fe<3+>, Al<3+> etc.) or difunctional acylation reagents with e.g. epoxy groups, chlorohydrin groups, chloromethyl groups or vinyl sulfone groups (see NO application 86.1706 and EPO publ. 174.856).

Det er også kjent teknologi å anvende en pseudoplastisk polymerløsning som på grunn av skjærtynning "lett" kan pumpes inn i høypermeable soner. Når så trykkgradienten og bevegelsen opphører, vil polymerløsningen gele/fortykkes så mye at den høypermeable sonen etterpå ikke virker som strømmingskanal (se f.eks. EPO-publ. 202.935) (gruppe II). It is also known technology to use a pseudoplastic polymer solution which, due to shear thinning, can "easily" be pumped into highly permeable zones. When the pressure gradient and the movement cease, the polymer solution will gel/thicken so much that the highly permeable zone afterwards does not act as a flow channel (see e.g. EPO-publ. 202,935) (group II).

Resultatet av alle disse metodene med geling i de høy-permeable soner i formasjonen er at gelene er statiske. Gelstrukturen er enten stabilisert rent kovalent, med chelatbindinger eller gjennom saltdannelse og/eller hydrogenbindinger som ikke lett påvirkes av forholdene i reservoaret. Dette betyr i praksis at total-permeabiliteten i reservoaret nedsettes varig på grunn av blokkering av de høypermeable sonene. Skal en slik gel fjernes må den brytes ned kjemisk i sine enkelte bestanddeler (gruppe I), eller utsettes for fysiske betingelser som det vil være svært vanskelig å generere i et reservoar av normal størrelse/utstrekning (gruppe II). Således vil kovalent og chelatbundne geler på grunn av svært stor motstand mot væskegjennomstrømming være svært resistente mot tilførte reagenser som skal kunne bryte gelstrukturen. Den eneste rimelige muligheten er derfor den naturlige termiske nedbrytning formasjonen for disse geltypene. For de salte og/eller hydrogen-bundne gelene hersker omtrent de samme forhold, idet mulighetene for å få flyt i en lengre plugg i en høypermeabel sone etter at polymeren har "satt seg" er svært begrenset. Det som kjennetegner disse gelene og deres tetning av høypermeable soner er at de er permanente når de først er på plass og derfor nedsetter totalpermeabiliteten i formasjonen varig. The result of all these methods of gelation in the high-permeable zones of the formation is that the gels are static. The gel structure is either stabilized purely covalently, with chelate bonds or through salt formation and/or hydrogen bonds which are not easily affected by the conditions in the reservoir. In practice, this means that the total permeability in the reservoir is permanently reduced due to blocking of the highly permeable zones. If such a gel is to be removed, it must be broken down chemically into its individual components (group I), or exposed to physical conditions that would be very difficult to generate in a reservoir of normal size/extent (group II). Thus, due to their very high resistance to liquid flow, covalently and chelate-bound gels will be very resistant to added reagents which should be able to break the gel structure. The only reasonable option is therefore the natural thermal degradation formation for these gel types. For the salty and/or hydrogen-bonded gels, approximately the same conditions prevail, as the possibilities of getting flow in a longer plug in a highly permeable zone after the polymer has "settled" are very limited. What characterizes these gels and their sealing of highly permeable zones is that they are permanent once they are in place and therefore permanently reduce the total permeability of the formation.

Disse problemene kan helt eller delvis bli løst ved at man anvender en polymer som kjennetegnes ved at den er løselig i injeksjonsvannet når det er kaldt, men er uløselig i dette når det er varmt, eller at polymeren er løselig i injeksjonsvannet, men ikke i formasjonsvannet ved den temperatur som formasjonen har. These problems can be solved in whole or in part by using a polymer that is characterized by the fact that it is soluble in the injection water when it is cold, but is insoluble in it when it is hot, or that the polymer is soluble in the injection water, but not in the formation water at the temperature of the formation.

Det er prinsipielt to forskjellige fysio/kjemiske mekanismer som kan utnyttes for å oppnå den ønskede effekt: There are basically two different physio/chemical mechanisms that can be used to achieve the desired effect:

utnyttelse av en termisk gradient som oppstår i utilization of a thermal gradient that occurs in

reservoaret på grunn av injeksjon av kaldt vann i formasjonen the reservoir due to injection of cold water into the formation

utnyttelse av en ionestyrke-gradient som oppstår i reservoaret på grunn av injeksjon av vann med lavere ionestyrke enn formasjonsvannet i formasjonen. exploiting an ionic strength gradient that occurs in the reservoir due to the injection of water with a lower ionic strength than the formation water into the formation.

Mekanismene kan utnyttes sammen, eller hver for seg. The mechanisms can be used together, or separately.

1. Termisk gradient 1. Thermal gradient

Denne mekanismen baserer seg på at injeksjonsvæsken øker i temperatur i formasjonen. Polymerløsningen vil gele ved en temperatur som primært avhenger av polymer-konsentrasjonen og saltmengden i injeksjonsvannet. På den måten utnyttes den termiske gradienten som dannes i reservoaret til å generere en gelsone med høyt trykkfall. Gjennom denne mekanismen utnyttes varmekapasiteten i formasjonen til å regulere væskefronten til injeksjonsvannet. Da varmekapasiteten er lite avhengig av permeabiliteten i formasjonen, vil bevegelsen til væskefronten bli mer ideell og lettere å styre. Sprekker og andre variasjoner i formasjonen vil miste den effekt som de nå har til å forstyrre ønsket effekt av vanninjeksjon. Bedringen skyldes gelplugg-dannelser i eventuelle høypermeable sprekker og/eller soner på grunn av varmediffusjon inn i disse områdene fra omgivelsene. This mechanism is based on the injection fluid increasing in temperature in the formation. The polymer solution will gel at a temperature which primarily depends on the polymer concentration and the amount of salt in the injection water. In this way, the thermal gradient that forms in the reservoir is used to generate a gel zone with a high pressure drop. Through this mechanism, the heat capacity in the formation is used to regulate the liquid front of the injection water. As the heat capacity is little dependent on the permeability of the formation, the movement of the fluid front will be more ideal and easier to control. Cracks and other variations in the formation will lose the effect they now have to disrupt the desired effect of water injection. The improvement is due to gel plug formations in any highly permeable cracks and/or zones due to heat diffusion into these areas from the surroundings.

Betingelsen for ønsket funksjon er at injisert kaldt vann kan presses gjennom gelen slik at formasjonen i gelområdet avkjøles. Gelen vil da gå i løsning for igjen å felles ut lengre frem. Dette er i motsetning til kjent teknologi der høypermeable soner fylles med en polymerløsning langs strømningsretningene i formasjonen før polymeren bringes til å danne en permanent gel som tvinger etterfølgende injeksjonsvæske til å ta veien om de mindre permeable sonene i formasjonen slik at hydrokarboner kan utvinnes fra disse. The condition for the desired function is that injected cold water can be forced through the gel so that the formation in the gel area is cooled. The gel will then go into solution to precipitate again further on. This is in contrast to known technology where highly permeable zones are filled with a polymer solution along the flow directions in the formation before the polymer is made to form a permanent gel which forces subsequent injection fluid to bypass the less permeable zones in the formation so that hydrocarbons can be extracted from them.

Den nye teknologien gir en gelsone som prinsipielt dannes på tvers av strømningsretningen i formasjonen. Gelen danner her en sone med økt trykkfall og er i dynamisk likevekt mellom selvassosiasjon i forkant og oppløsning i bakkant av gelsonen. Dette betyr at polymeren må gi en gel med så åpen struktur at den tillater væske i gelen som ikke løser denne, å byttes ut med fortrengende væske som er i stand til å løse gelen. Væskefrontens bevegelse gjennom formasjonen er da bestemt av motstanden mot fortrengningsmotstand i gelen og ikke av de tilfeldige variasjonene i permeabilitet som finnes i formasjonen. The new technology provides a gel zone which is basically formed across the direction of flow in the formation. The gel here forms a zone with an increased pressure drop and is in dynamic equilibrium between self-association at the front and dissolution at the rear of the gel zone. This means that the polymer must give a gel with such an open structure that it allows liquid in the gel that does not dissolve it to be replaced by displacing liquid that is able to dissolve the gel. The movement of the liquid front through the formation is then determined by the resistance to displacement resistance in the gel and not by the random variations in permeability found in the formation.

For fagmannen på området som omfatter polymerutfellinger/- geler vil dette bety at gelen skal ha en definert porøsitet og motstand mot vanngjennomstrømning slik at ønsket effekt oppnås. Dette er en karakteristisk egenskap for den eller de polymerer som skal brukes til mobilitetskontroll etter dette prinsippet. Selve gelstrukturen er hovedsakelig avhengig av måten polymeren er bygd opp på, molvekt til polymeren og konsentrasjonen av polymeren i løsning på vanlig kjent måte. En ekstra fordel med dette konseptet er at gelsonen er "selvsentrerende" slik at når det tilføres erstatning for absorbsjonstap til formasjonen og for økning av gelvolum etter som avstanden fra injeksjonsbrønnen øker, så vil konsentrasjonen av polymer i gelsonen kunne holdes konstant idet polymeren bremses i forhold til gelens fremkant mens tilførsler av polymer kan fås fra tilstrømmende løsning i bakkant. Denne effekten tillater også en høyere polymerkonsen-trasjon i gelen enn i selve injeksjonsvæsken, hvilket er gunstig fra såvel pumpetekniske som strømningstekniske syns-punkter. I tillegg kan man få et lavere forbruk av polymer enn ved vanlig polymerløsning for mobilitetskontroll der polymeren ikke er en geldanner under reservoarbetingelser. For the person skilled in the field that includes polymer precipitates/gels, this will mean that the gel must have a defined porosity and resistance to water flow so that the desired effect is achieved. This is a characteristic feature of the polymer(s) to be used for mobility control according to this principle. The gel structure itself mainly depends on the way the polymer is built up, the molecular weight of the polymer and the concentration of the polymer in solution in a commonly known manner. An additional advantage of this concept is that the gel zone is "self-centering" so that when compensation is added for absorption loss to the formation and for an increase in gel volume as the distance from the injection well increases, the concentration of polymer in the gel zone can be kept constant as the polymer is slowed down in relation to to the leading edge of the gel, while supplies of polymer can be obtained from the inflowing solution at the trailing edge. This effect also allows a higher polymer concentration in the gel than in the injection liquid itself, which is favorable from both pump and flow technical points of view. In addition, a lower consumption of polymer can be obtained than with a normal polymer solution for mobility control where the polymer is not a gel former under reservoir conditions.

2. Kjemisk gradient 2. Chemical gradient

Den andre mekanismen baserer seg på at polymeren løser seg i injeksjonsvæsken ved de betingelser som er i reservoaret, men geler i reservoarvæsken ved de samme betingelser. Dersom denne effekten baseres på generell utsaltning på grunn av høyere ionestyrke i reservoarvæsken, gir dette svært enkle og oversikt-lige forhold, men i tilfelle effekten skyldes spesifikke ioner i reservoarvæsken som feller ut polymeren, vil dette lett skape ionebyttereffekter som kan gi kompliserte og uoverskuelige forhold. Geldannelsen bør derfor først og fremst skje gjennom økning av ionestyrken når polymerløsningen blandes med formasjonsvannet i fronten av det injiserte vannet. Oppførselen til en kjemisk styrt geling er ellers helt lik eksemplet med temperaturstyrt geling så lenge man erstatter temperaturgradient med ionestyrkegradient og høy/lav temperatur med høy/lav ionestyrke. The second mechanism is based on the polymer dissolving in the injection fluid under the conditions in the reservoir, but gelling in the reservoir fluid under the same conditions. If this effect is based on general salting out due to a higher ionic strength in the reservoir liquid, this gives very simple and clear conditions, but if the effect is due to specific ions in the reservoir liquid that precipitate the polymer, this will easily create ion exchange effects that can give complicated and unclear relationship. The gel formation should therefore primarily occur through an increase in the ionic strength when the polymer solution is mixed with the formation water in the front of the injected water. The behavior of a chemically controlled gelation is otherwise completely similar to the example of temperature-controlled gelation as long as one replaces temperature gradient with ionic strength gradient and high/low temperature with high/low ionic strength.

På grunn av at disse gelene dannes fra ellers løselige polymerkjeder vil systemene være relativt ufølsomme for nedbrytning av polymerkjedene ettersom gelingen (eller den maksimale viskositeten) styres av at mindre polymerkjeder assosierer med hverandre. Dette vil funksjonere så lenge bruddstykkene ikke blir så små at de blir løselige under alle forhold i reservoaret. Dette er en stor fordel, da polymerdegradering ellers er et stort problem på grunn av den viskositetsreduksjon som ofte opptrer under strømningskontroll av injeksjonsvæsker med polymerer i reservoarbergarter. Because these gels are formed from otherwise soluble polymer chains, the systems will be relatively insensitive to degradation of the polymer chains as the gelation (or maximum viscosity) is controlled by smaller polymer chains associating with each other. This will work as long as the fragments do not become so small that they become soluble under all conditions in the reservoir. This is a great advantage, as polymer degradation is otherwise a major problem due to the viscosity reduction that often occurs during flow control of injection fluids with polymers in reservoir rocks.

Det må forventes at både den termiske og den kjemiske virkningsmekanisme i større eller mindre grad samtidig vil være aktive under reelle reservoarbetingelser, men det er ingenting som hindrer at kun den ene av de to vil være aktiv under gitte betingelser. It must be expected that both the thermal and the chemical action mechanism will be active to a greater or lesser extent at the same time under real reservoir conditions, but there is nothing to prevent that only one of the two will be active under given conditions.

Det som kjennetegner foreliggende fremgangsmåte er at den under en flømming er en dynamisk prosess. Denne prosess kan stoppes og startes etter ønske. Gelen dannes og oppløses i en front som passerer gjennom formasjonen i følge med en salt eller termisk gradient. Dette medfører at permeabiliteten av formasjonen sett under ett ikke blir varig nedsatt i motsetning til ved bruk av permanente polymergeler. What characterizes the present method is that it is a dynamic process during flooding. This process can be stopped and started as desired. The gel forms and dissolves in a front that passes through the formation along a salt or thermal gradient. This means that the permeability of the formation seen as a whole is not permanently reduced, in contrast to the use of permanent polymer gels.

Alt etter forholdene kan man ved denne metode tvinge fram "plug flow" i et ellers heterogent porøst medium idet "smale" høypermeable soner kan blokkeres midlertidig ved hjelp av saltgradientmetoden, og "større" heterogeniteter kan bygges over ved hjelp av temperaturgradientmetoden. Begrensningene for disse effektene er ennå ikke kjent i detalj, men forsøk har vist lovende resultater. Depending on the conditions, this method can force "plug flow" in an otherwise heterogeneous porous medium, as "narrow" highly permeable zones can be temporarily blocked using the salt gradient method, and "larger" heterogeneities can be built over using the temperature gradient method. The limits of these effects are not yet known in detail, but trials have shown promising results.

En annen distinksjon for foreliggende oppfinnelse er at gelen dannes på grunn av polymerens synkende løselighet når vannstrukturen endres på grunn av salttilførsel og/eller oppvarming. Bindingen mellom polymeren og vannet svekkes, og polymeren koagulerer/faller ut når vekselvirkningen med løsningsmidlet nedsettes. Det er derfor kjennetegnende for polymerer for denne type flømming at de faller ut og danner geler når vannløsningen når opp til geltemperaturen under gjeldende reservoarbetingelser. Geltemperaturen for polymerer må tilpasses reservoarforholdene for hvert enkelt tilfelle. Another distinction for the present invention is that the gel is formed due to the decreasing solubility of the polymer when the water structure changes due to salt addition and/or heating. The bond between the polymer and the water is weakened, and the polymer coagulates/precipitates when the interaction with the solvent is reduced. It is therefore characteristic of polymers for this type of flooding that they precipitate and form gels when the water solution reaches the gel temperature under current reservoir conditions. The gel temperature for polymers must be adapted to the reservoir conditions for each individual case.

Oppfinnelsen tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte ved forøket utvinning av hydrokarboner i en undergrunnsformasjon, som er karakterisert ved at det for kontroll av vannflom i et hydrokarbon-reservoar inj iseres en vannbasert polymerløsning av en polymer som er løselig i injeksjonsvannet, men uløselig ved at den danner en gel i injeksjonsvannet ved formasjonens temperatur, og/eller løselig i injeksjonsvannet ved formasjonens temperatur, men uløselig ved at den danner en gel i formasjonsvannet ved samme temperatur, men på grunn av annen saltholdighet/- ionestyrke i reservoaret, idet gelen som ikke har permanent karakter beveges som en front sammen med den temperatur/salt-gradient som dannes på grunn av innføring av injeksjonsvann i formasjonen. The invention consequently provides a method for increased extraction of hydrocarbons in an underground formation, which is characterized in that, for the control of water flooding in a hydrocarbon reservoir, a water-based polymer solution of a polymer that is soluble in the injection water, but insoluble in that it forms a gel in the injection water at the temperature of the formation, and/or soluble in the injection water at the temperature of the formation, but insoluble in that it forms a gel in the formation water at the same temperature, but due to different salinity/- ionic strength in the reservoir, since the gel that is not permanent moves as a front together with the temperature/salt gradient that is formed due to the introduction of injection water into the formation.

Polymereksempler Polymer examples

Det finnes flere kjente kjemiske strukturer som er i stand til å gi en polymer med de ønskede egenskapene. Disse polymerene kan være bygd opp på de kjente måtene med kondensasjon, There are several known chemical structures capable of producing a polymer with the desired properties. These polymers can be built up in the known ways by condensation,

addisjon og/eller podningspolymerisasjon samt substitusjon av polymerkjeder med funksjonelle grupper. Av de mange mulige kjemiske strukturer som kan gi ønsket resultat, er følgende valgt som eksempler. addition and/or graft polymerization as well as substitution of polymer chains with functional groups. Of the many possible chemical structures that can produce the desired result, the following have been chosen as examples.

Etere: Ethers:

Amider: Amides:

Variasjonsmulighetene er svært store, særlig om mulighetene for kopolymerisering og podningspolymerer tas i betraktning. The possibilities for variation are very large, especially if the possibilities for copolymerization and grafting polymers are taken into account.

Handelsprodukter Trade products

Kommersielt finnes en del av de mulige polymertypene, disse er her tatt med som eksempel på hva som finnes, og ikke som begrensning på hva som er teknisk interessant. Some of the possible polymer types are commercially available, these are included here as an example of what is available, and not as a limitation on what is technically interesting.

1. Polyetere: 1. Polyethers:

PLURONIC, DOWFAX, GENAPOL-PF, PLURONIC, DOWFAX, GENAPOL-PF,

HARTOPOL, MARLOX, MONOLAN, PLURIOL, PLURIOL-RPE, PLURONIC-R HARTOPOL, MARLOX, MONOLAN, PLURIOL, PLURIOL-RPE, PLURONIC-R

2. Polyvinylmetyletere: 2. Polyvinyl methyl ethers:

LUTONAL M40, GANTREZ M LUTONAL M40, GANTREZ M

3. Celluloseetere (metyl-, hydroksyetylmetyl- og hydroksy-propyl metylcellulose): 3. Cellulose ethers (methyl, hydroxyethylmethyl and hydroxypropyl methylcellulose):

CELACOL, CUMINAL, MARPOLOSE, CELACOL, CUMINAL, MARPOLOSE,

METHOCEL, METOLOSE, MODOCOLL, METHOCEL, METOLOSE, MODOCOLL,

TYLOSE M, WALSRODER MC TYLOSE M, WALSRODER MC

Hydroksyetylcellulose: Hydroxyethyl cellulose:

CELLOSIZE, NATROSOL, TYLOSE H CELLOSIZE, NATROSOL, TYLOSE H

Hydroksypropylcellulose: Hydroxypropyl cellulose:

KLUCEL KEY

I det følgende bringes endel eksempler som beskriver oppfinnelsen. In the following, some examples are given which describe the invention.

Eksempel I Example I

I en glasskolonne med vannkappe for temperaturkontroll ble det laget en reservoarmodell bestående av glasskuler pakket ved hjelp av vibrator. Glasskulene hadde en midlere diameter på 0,2 mm, og denne kolonnen ble så mettet med en 5%ig koksalt-løsning (NaCl). Denne "formasjonsvæsken" ble så fortrengt med en ferskvannsløsning med 0,5% hydroksypropylcellulose (KLUCEL HB) ved 36°C. Fortrengningen gikk uten at kolonnen ble tettet av utfelt polymer til tross for at en 5%ig NaCl-løsning som blir sjiktet under en 0,5% hydroksypropylcelluloseløsning danner en gelmembran ved 3 6°C. Forsøket viste at en polymerløsning som geler i kontakt med reservoarvæsken kan fortrenge denne uten at reservoaret tettes igjen. In a glass column with a water jacket for temperature control, a reservoir model was made consisting of glass balls packed with the help of a vibrator. The glass balls had an average diameter of 0.2 mm, and this column was then saturated with a 5% sodium chloride solution (NaCl). This "formation fluid" was then displaced with a fresh water solution of 0.5% hydroxypropyl cellulose (KLUCEL HB) at 36°C. The displacement proceeded without the column being clogged by precipitated polymer, despite the fact that a 5% NaCl solution which is layered under a 0.5% hydroxypropyl cellulose solution forms a gel membrane at 36°C. The experiment showed that a polymer solution that gels in contact with the reservoir liquid can displace this without the reservoir becoming clogged.

Eksempel II Example II

I reservoarmodellen fra eksempel I ble kolonnen vasket og igjen mettet med en 5%ig NaCl-løsning. Denne "formasjonsvæsken" ble så fortrengt med en polymerløsning som inneholdt 0,375% metylhydroksybutylcelluloseløsning (METHOCEL HB). Ved 50"C In the reservoir model from example I, the column was washed and again saturated with a 5% NaCl solution. This "formation fluid" was then displaced with a polymer solution containing 0.375% methyl hydroxybutyl cellulose solution (METHOCEL HB). At 50"C

danner denne polymerløsningen en gel når den er i kontakt med en 5%ig NaCl-løsning. Fortrengningsforsøket viste at polymer-løsninger som geler i kontakt med reservoarvæsken kan fortrenge denne uten at reservoaret tettes igjen av polymerutfellinger. this polymer solution forms a gel when in contact with a 5% NaCl solution. The displacement test showed that polymer solutions that gel in contact with the reservoir liquid can displace this without the reservoir being clogged by polymer deposits.

Eksempel III Example III

Ved syntese ble 10 g av en kommersiell polymer (METHOCEL HB) med de ønskede utgangsegenskaper innfarget med 2,5% Remazol brilliantblau R special, og renset ved varmekoagulering. Innfarging av polymeren ble gjort for at resultatene i de etterfølgende eksempler lettere kunne observeres. During synthesis, 10 g of a commercial polymer (METHOCEL HB) with the desired starting properties was colored with 2.5% Remazol brilliantblau R special, and purified by heat coagulation. Coloring of the polymer was done so that the results in the following examples could be more easily observed.

I en glasskolonne med vannkappe for temperaturkontroll ble det preparert en reservoarmodell der en høypermeabel sone kortsluttet innløp og utløp. Dette ble gjort ved at plasttråd ble klemt mellom filterpapiret og kolonneveggen. In a glass column with a water jacket for temperature control, a reservoir model was prepared in which a highly permeable zone short-circuited the inlet and outlet. This was done by squeezing plastic wire between the filter paper and the column wall.

Det danner seg da to kanaler langs plasttråden, og disse kanalene ga modellen et hydrodynamisk "hull" hvor mesteparten av væsken som ble trykket igjennom systemet passerte. For å vite når de forskjellige væskene passerte utløpet til kolonnen, ble ledningsevnen til utløpsvannet kontrollert konduktometrisk og resultatet plottet ved hjelp av en skriver. Two channels are then formed along the plastic wire, and these channels gave the model a hydrodynamic "hole" through which most of the liquid that was pressed through the system passed. To know when the different liquids passed the outlet of the column, the conductivity of the outlet water was checked conductometrically and the result plotted using a printer.

Ved å fortrenge en 5%ig NaCl-løsning med den fargede modifiserte polymeren ble det observert at når kolonnetempera-turen var under gelpunktet (25°C) for 5%ig NaCl-løsning i kontakt med 0,375% farget polymerløsning, så rant den fortrengende væsken hovedsakelig igjennom de høypermeable kanalene. Etter at ca. 0,3 porevolum var fortrengt var det små endringer i det observerte bildet inntil forsøket ble avbrutt. Det var lett å se at polymerflømming under slike forhold hadde liten totaleffekt på-effektiviteten av fortrengningen i dette system. By displacing a 5% NaCl solution with the colored modified polymer, it was observed that when the column temperature was below the gel point (25°C) of 5% NaCl solution in contact with 0.375% colored polymer solution, the displacing the liquid mainly through the highly permeable channels. After approx. 0.3 pore volume was displaced, there were small changes in the observed picture until the experiment was interrupted. It was easy to see that polymer flow under such conditions had little overall effect on the efficiency of displacement in this system.

Etter vask og innflømming av ny 5%ig NaCl-løsning, ble flømmingsforsøket gjentatt, men nå under gelende betingelser (37°C). Det viste seg at det dannet seg en gelpropp i den høypermeable sonen, som da midlertidig ble tettet slik at det ble pluggstrøm i kolonnen. Denne tilstanden holdt seg slik at det ikke ble observert gjennombrudd verken av vann (konduktivi-tetsmåling) eller polymer (farge) før hele porevolumet var skiftet ut. Det kunne også kontrolleres visuelt at gelen som blokkerte de to høypermeable kanalene løste seg når fronten av fortrengningsvæsken hadde passert, slik at den totale permeabiliteten av systemet ikke ble varig nedsatt. After washing and flooding with a new 5% NaCl solution, the flooding experiment was repeated, but now under suitable conditions (37°C). It turned out that a gel plug formed in the highly permeable zone, which was then temporarily sealed so that there was plug flow in the column. This condition remained such that no breakthrough was observed either by water (conductivity measurement) or polymer (colour) until the entire pore volume had been replaced. It could also be checked visually that the gel blocking the two highly permeable channels dissolved when the front of the displacement fluid had passed, so that the overall permeability of the system was not permanently reduced.

Eksempel IV Example IV

For å teste metoden i naturlig sandstein ble det skåret ut en plugg av Berea sandstein. Pluggen ble skåret slik at de relativt små heterogenitetene denne sandsteintypen har, ble liggende parallelt til strømmingsretningen. Denne pluggen ble limt fast i en glasskolonne med vannkappe for temperaturkontroll. En kommersielt tilgjengelig polymer (METHOCEL HB) med ønskede egenskaper ble så løst i 0,75%ig NaCl-løsning med en konsentra-sjon på 0,375%. Saltet (0,75% NaCl) er med for å hindre mobilisering av leirepartikler i sandsteinen - dette ville ellers kunne nedsette porøsiteten under forsøket slik at resultatene ville bli upålitelige. To test the method in natural sandstone, a plug of Berea sandstone was cut out. The plug was cut so that the relatively small heterogeneities of this type of sandstone lay parallel to the direction of flow. This plug was glued into a glass column with a water jacket for temperature control. A commercially available polymer (METHOCEL HB) with desired properties was then dissolved in 0.75% NaCl solution with a concentration of 0.375%. The salt (0.75% NaCl) is used to prevent the mobilization of clay particles in the sandstone - this could otherwise reduce the porosity during the experiment so that the results would be unreliable.

Etter at kolonnen var mettet med 5%ig NaCl-løsning og temperert til 35'C, som er under gelingspunktet til polymer-løsningen i kontakt med "formasjonsvannet", ble det foretatt en fortrengning av formasjonsvannet med 0,375%ig polymerløsning. Forløpet ble fulgt konduktometrisk og resultatet plottet med en skriver. After the column was saturated with 5% NaCl solution and tempered to 35'C, which is below the gelation point of the polymer solution in contact with the "formation water", the formation water was displaced with 0.375% polymer solution. The course was followed conductometrically and the result plotted with a printer.

Etter dette ble forsøket gjentatt, men nå under gelende betingelser der 0,375% polymer i 0,75%ig NaCl-løsning geler mot "formasjonsvannet" med 5% NaCl ved 50°C. Forløpet ble også nå fulgt konduktometrisk og resultatet plottet med skriver. After this, the experiment was repeated, but now under suitable conditions where 0.375% polymer in a 0.75% NaCl solution gels against the "formation water" with 5% NaCl at 50°C. The course was also now followed conductometrically and the result plotted with a printer.

Til tross for at Berea er en svært homogen sandstein viste kurven for fortrengning under gelende betingelser et noe gunstigere forløp enn under ikke-gelende betingelser. Despite the fact that Berea is a very homogeneous sandstone, the curve for displacement under gelling conditions showed a somewhat more favorable course than under non-gelling conditions.

Forsøket viser at det er fullt mulig å fortrenge en reservoarvæske med en gelende polymerløsning i en naturlig reservoarbergart uten at permeabiliteten i sandsteinen ødelegges varig på grunn av permanente gelutfellinger. The experiment shows that it is entirely possible to displace a reservoir fluid with a gelled polymer solution in a natural reservoir rock without permanently destroying the permeability of the sandstone due to permanent gel deposits.

Claims

Method for increased extraction of hydrocarbons in an underground formation, characterized in that, to control water flooding in a hydrocarbon reservoir, a water-based polymer solution of a polymer that is soluble in the injection water, but insoluble in that it forms a gel in the injection water at the temperature of the formation, is injected, and/or soluble in the injection water at the temperature of the formation, but insoluble in that it forms a gel in the formation water at the same temperature, but due to different salinity/ionic strength in the reservoir, as the gel, which does not have a permanent character, moves as a front along with that temperature /salt gradient that is formed due to the introduction of injection water into the formation.