NO326818B1 - Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull - Google Patents
Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO326818B1 NO326818B1 NO19975040A NO975040A NO326818B1 NO 326818 B1 NO326818 B1 NO 326818B1 NO 19975040 A NO19975040 A NO 19975040A NO 975040 A NO975040 A NO 975040A NO 326818 B1 NO326818 B1 NO 326818B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- mixture
- mixture according
- urea
- foam
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 7
- 239000006260 foam Substances 0.000 title description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 8
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 7
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 4
- -1 alcohol ether sulfates Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 61
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N N,N'-dimethylurea Chemical compound CNC(=O)NC MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- WDNIVTZNAPEMHF-UHFFFAOYSA-N acetic acid;chromium Chemical compound [Cr].CC(O)=O.CC(O)=O WDNIVTZNAPEMHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 2
- 229940057054 1,3-dimethylurea Drugs 0.000 description 1
- CYDQOEWLBCCFJZ-UHFFFAOYSA-N 4-(4-fluorophenyl)oxane-4-carboxylic acid Chemical compound C=1C=C(F)C=CC=1C1(C(=O)O)CCOCC1 CYDQOEWLBCCFJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000008043 acidic salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229940005581 sodium lactate Drugs 0.000 description 1
- 239000001540 sodium lactate Substances 0.000 description 1
- 235000011088 sodium lactate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/518—Foams
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en skumbar gelblanding som anvendes for forbedring av produksjonen fra undergrunns hydrokarbonreservoarer. Mer spesifikt angår den en gel som er skumbar med en gass inneholdende karbon-dioksyd. Enda mer spesifikt angår den en C02-skumbar gelblanding som anvendes for strukturregulering (conformance control). Videre omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for regulering av strukturen i et produserende borehull, innbefattet det trinn å innsprøyte et drivfluid gjennom et innsprøytingsborhull.
Innsprøyting av forskyvningsfluider i undergrunns hydrokarbonbærende formasjoner for understøttelse av produksjonen av hydrokarboner fra disse er vel-kjent. Vann og forskjellige gasser, i tillegg til mer kompleks fluider så som overflateaktive løsninger og polymerløsninger, er vanlige forskyvningsfluider som anvendes både i blandbare og ikke-blandbare oljeforskyvnings-overflømninger (floods).
Når et forskyvningsfluid innsprøytes i en formasjon med høy- og lavper-meabilitets-strømningsveier, blir fluidet hovedsakelig avledet bort fra lavpermeabi-litets-strømningsveiene. Som en følge av dette vil ikke forskyvningsfluidet strøm-me gjennom lavpermeabilitets-strømningsveiene, og forskyvningsfluidets renseef-fektivitet i formasjonen er dårlig. Strukturreguleringsteknikker anvendes for forbedring av renseeffektiviteten i makroskopisk målestokk, dvs. ved effektiv blokkering av høypermeabilitets-strømningsveiene, så som revne/sprekk-nettverk.
Polymer-geler er blitt anvendt i stor utstrekning for struktur-regulering av naturlig spaltede/sprukne reservoarer. For en oversikt over eksisterende poly-merblandinger henvises til US-patenter nr. 5 486 312 og 5 203 834, som også oppregner en rekke patenter og andre kilder som angår geldannende polymerer.
I et forsøk på å redusere omkostningene for geldannelsessystemet uten at behandlingens effektivitet reduseres i noen vesentlig grad, er det kjent prøver som i det minste delvis erstatter polymeren med en mindre kostbar komponent. Én måte som er av spesifikk interesse når det gjelder den foreliggende oppfinnelse, er skumbare gelblandinger som for eksempel beskrevet i US-patenter nr. 5 105 884, 5 203 834 og 5 513 705, hvor polymerinnholdet er redusert ved kons-tant volum av blandingen.
De typiske komponenter i en skumbar gelblanding er (a) et løsningsmiddel, (b) en tverrbindbar polymer, (c) et tverrbindingsmiddel som kan tverrbinde polyme ren, (d) et overflateaktivt middel for redusering av overflatespenningen mellom løsningsmidlet og gassen, og (e) selve skumdannelsesgassen.
US-patent nr. 5 105 884 beskriver skummede gelsystemer basert på delvis hydrolysen polyakrylamid-PHPA tverrbundet med Cr(lll)acetat. Når det gjelder skumdannelsesgassen, anvender alle de fire eksempelsystemer nitrogen (N2), skjønt C02nevnes som alternativ.
Anvendelse av C02som skumdannende gass er ønskelig ut fra et økono-misk synspunkt, siden denne gass anvendes ved mange gassinnsprøytingspro-sjekter utformet for frembringelse av en ytre fluid-drivkraft i reservoaret. En øko-nomisk svarende kilde til C02vil derfor i prinsippet være tilgjengelig for gelskum-mingstrinnet. Forsøk med kjente gelsystemer viste imidlertid at C02, ved anvendelse som skumdannelsesgass, har betydelig innvirkning på stabiliteten av geldannelsessystemet. I motsetning til N2, oppviser C02 betydelig løselighet både i vann og olje. Når C02 oppløses i vann, omdannes det til karbonsyre. Det ble funnet at kjente preparater for geldannelsessystemer enten ikke dannet gel i nærvær av C02-gass, eller de resulterte i en gel med redusert langsiktig stabilitet.
Det er derfor et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en C02-skumbar geldannelsesblanding. Det er et spesielt formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en kostnadseffektiv blanding med tilstrekkelig langsiktig stabilitet til at den kan anvendes ved strukturregulering-anvendelser.
Ovennevnte formål oppnås med et C02-skumbart geldannelsessystem. Det antas som et viktig trekk ved oppfinnelsen at det nye geldannelsessystem omfatter en komponent som dekomponeres under betingelser nede i hullet under frigjø-ring av bikarbonat.
Foreliggende oppfinnelse omfatter en geldannelsesblanding hvor blandingen er skumbar med C02-gass, omfattende
- en vannløselig polymer,
- et tverrbindingsmiddel,
- et overflateaktivt middel; og
- et dekomponeringsmiddel som frigjør bikarbonater under undergrunnsbetingel-ser. Videre omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for regulering av strukturen i et produserende borehull, innbefattende det trinn å innsprøyte et drivfluid gjennom et innsprøytingsborehull, omfattende at - det tilveiebringes en geldannelsesblanding ifølge krav 1;
- blandingen dannes til skum under anvendelse av C02, og
- den innsprøytes i en undergrunnsformasjon gjennom innsprøytings-borehullet under blokkering av høypermeabilitets-soner; og
- innsprøyting av drivfluidet gjentas.
Spesielt egnede dekomponeringsmidler for den foreliggende oppfinnelses formål er urea eller derivater av urea, natriumcyanat og blandinger av disse. Ved en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen velges dekomponeringsmidlet slik at pH i geldannelsessystemet stabiliseres på mellom 4 og 4,5.
Blant de tallrike polymerer som er kjent for å tilveiebringe en stabil gel ble det funnet at vannløselig polyakrylamid (PA) i kombinasjon med et Cr(lll)-basert tverrbindingsmiddel kan anvendes med spesiell fordel. Ved en foretrukket utførel-sesform anvendes delvis hydrolysert polyakrylamid (PHPA), enda mer foretrukket PHPA med en begynnelses-hydrolyseringsgrad i området 0,1-2,5%, som geldan-nelsespolymer.
Det ble videre funnet at, i motsetning til det nitrogenskummede geldannelsessystem som beskrevet for eksempel i US-patent nr. 5 105 884, har C02-gassen en sterk og ofte uheldig virkning på effektiviteten av det overflateaktive middel ved geldannelsesprosessen. Som resultat av svikt hos de fleste av de kjente overflateaktive midler omfatter en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen alkoholetersulfater (AES) som overflateaktivt middel. Alkoholetersulfater gir god skummingsytelse i sure saltløsninger med et vidt område av ionestyrke og hardhet. De muliggjør at væskefasen av skummet kan danne en sterk og robust gel under sure betingelser.
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen, foretrukne utførelsesformer og vari-anter derav, mulige anvendelser og fordeler vil bli verdsatt og forstått av fagfolk på området ut fra den detaljerte beskrivelse og tegningene som følger nedenfor.
TEGNING
Fig. 1 viser gelstyrken av en geldannelsesblanding i henhold til oppfinnelsen, i forhold til mengden av tilsatt dekomponeringsmiddel (urea).
EKSEMPLER I
Målte data viste at C02-oppløsing kan redusere likevekts-pH hos en salt-løsning slik at den er under en kritisk geldannelses-pH for den C02-skummede geldannelsesblanding. Under den kritiske geldannelses-pH vil ikke blandingen geldannes. Når det gjelder det foretrukne PHPA/Cr(lll)/AES-system, er den kritiske geldannelses-pH 4-4,5, mens C02-gassen reduserer pH til under 4 - en verdi som varierer avhengig av saltløsningens bikarbonatinnhold.
Siden bikarbonatinnholdet i typiske formasjons-saltløsninger kan variere innenfor området fra 0,0002 til 0,18 mol/l, er det nødvendig med en indre buffer for å sikre at det foretrukne system danner en robust og habil gel under et vidt område av reservoarbetingelser. Én fremgangsmåte for å sikre at pH nede i hullet er over den kritiske geldannelses-pH er å tilsette bikarbonat til blandevannet. I praksis er denne fremgangsmåte vanskelig å gjennomføre. Tilsetting av bikarbonat (natrium- eller ammoniumsalt) til en typisk formasjons-saltløsning ved overflaten vil sannsynligvis forårsake utfelling av uløselige karbonater så som kalsitt. Enda viktigere er det at tilsetting av Cr(lll)-karboksylat-tverrbindingsmiddel til den bikarbonat-rike saltløsning sannsynligvis vil forårsake utfelning av Cr(lll)-karbo-nat, slik at Cr(lll)-konsentrasjonen i løsning er for lav til dannelse av gelen.
En alternativ metode til regulering av pH nede i hullet uten at det forårsakes utfelling på overflaten er å tilsette saltet av en svak syre til saltløsningen. Eksempler er formiat eller acetat (natrium- eller ammoniumsalt). I praksis er denne fremgangsmåte også uegnet på grunn av at et stort overskudd av karboksylat-ligander, L, inhiberer geldannelse ved forskyvning av likevekten:
[1 ] n RCOO" + C?+( L) m <=> (RCOCOnCr<3>+ m L
Den foretrukne metode for sikring av at pH nede i hullet er over den kritiske geldannelses-pH er å tilsette en lettløselig forbindelse som ikke er reaktiv ved overflaten, men som senere dekomponeres under trykk- og temperaturbetingelser nede i hullet, med frigjøring av den fordrede pH-buffer. Eksempler som dekomponeres under dannelse av bikarbonat-bufferen, er urea (karbamid) og derivater av urea så som 1,3-dimetylurea. Under sure betingelser dekomponeres urea via re-aksjonen:
[2] (NH2)2CO + 2H+ + 2 H20 <=> 2 NH4<+>+ H2C03
Hastigheten av denne reaksjon avhenger av temperaturen slik at urea er stabil ved typiske overflatetemperaturer, men dekomponeres under frigjøring av bikarbonat-bufferen når temperaturen øker til over 49°C. For situasjoner hvor re gulert frigjøring av bufferen er nødvendig ved lavere temperaturer (<49°C) kan det anvendes natriumcyanat eller en blanding av natriumcyanat og urea.
En transparent høytrykkscelle ble anvendt til testing av ytelsen av buffer-systemet med regulert frigjøring under typiske reservoarbetingelser. Som kontroll ble et system inneholdende 7 g/l polymer (DH=1%), 127 ppm (deler pr. million) Cr(lll)acetat og 0,5 vekt% AES (fremstilt i saltløsningen inneholdende 29800 ppm NaCI, 1250 ppm HC03" og 1040 ppm Ca"") eldet ved P(C02) = 13,8 MPa og T = 71 °C. I henhold til målingene beskrevet ovenfor dannet ikke dette system noen gel, på grunn av at dets pH (beregnet til 3,75) er under den kritiske geldannelses-pH. Med urea i en konsentrasjon på henholdsvis 3 g/l (kurve 11) og 15 g/l (kurve 12) tilsatt til det samme system under de samme gass-(C02)-trykk- og temperaturbetingelser utvikles fluidet til å danne en tverrbundet gel (se fig. 1). Gelstyrken på fig. 1 måles i indekstall. En gelstyrke på over 4 for et tidsrom som overstiger 1000 timer er ønskelig for strukturregulerings-anvendelser. Figuren viser også at dekomponeringshastigheten for urea øker med begynnelseskonsentrasjonen av urea.
Det er også mulig å erstatte urea i forannevnte eksempel med en ekvivalent mengde, dvs. 4,4 g/l dimetylurea (DMU) eller 6,5 g/l natriumcyanat. Sistnevnte eksempel kan med fordel anvendes under lavtemperatur-betingelser. Ved ytterligere eksempler erstattes tverrbindingsmidlet med en ekvivalent mengde av Cr(lll)propionat.
Videre ble det utført kjerneoverflømmingsforsøk for bekreftelse av betydningen av dekomponeringsmidlet.
To sand-fyllmasser (hver med en lengde på 30,5 cm og en diameter på 2,5 cm) ble i begynnelsen mettet med saltløsning inneholdende 29800 ppm NaCI, 1250 ppm HC03' og 1040 ppm Ca"""; den målte saltløsnings permeabilitet for begge fyllmasser var 16 Darcy. Ved P(C02) = 13,8 MPa og T=71°C ble en blanding av 92 volum% C02og 8 volum% saltløsning deretter innsprøytet sammen gjennom hver fyllmasse; ved likevektsbetingelser ble metningen av saltløsningen redusert til 40 volum% av porerommet i begge fyllmasser. En blanding av 92 volum% C02og 8 volum% skum-gel ble deretter innsprøytet sammen gjennom hver fyllmasse. Væskefasen av skummet som fantes i begge sandfyllmasser, inneholdt 7 g/l PHPA med DH 1-2%, 0,56 g/l Cr(Ac)3, 0,5 vekt% AES i saltløsningen inneholdende 29800 ppm NaCI, 1250 ppm HCO3 og 1040 ppm Ca". Samtidig innsprøyting av blandingen av C02 og skumgel danner et skum som blir jevnt fordelt gjennom porerommet. En bufferkomponent med regulert frigjøring var ikke innbefattet i væskefasen av skummet som ble innført i fyllmasse 1; som resultat av dette falt pH in situ for væskefasen av dette skum til ca. 3,7, dvs. under den avgjørende geldannelses-pH for systemet. En bufferkomponent med regulert frigjøring (urea) inngikk i væskefasen av skummet som ble innført i fyllmatesse 2; urea øker bikarbonat-konsentrasjonen i væskefasen av skummet med 0,05 mol/l slik at pH in situ for systemet ble stabilisert på ca. 4,5, dvs. over den kritiske geldannelses-pH for systemet. Etter 400 timers elding ble strømningsmotstanden hos skummet/den skummede gel i fyllmasser 1 og 2 målt ved innsprøyting av blandingen av 80 volum% C02og 20 volum% saltløsning ved en serie av konstante trykk. En motstandsfaktor (RF), definert ved forholdet mellom permeabiliteten av fyllmaterialet før og etter behandlingen med den skummede gel, beregnes ved hver påført trykkgradient. De målte motstandsfaktorer som funksjon av påført trykkgradient og den kritiske (svikt) trykkgradient for begge systemer er oppført i følgende tabell.
Systemet som inneholder det dekomponerende urea, frembringer en habil skummet gel-barriere som har en kritisk (svikt) trykkgradient på 2,53 MPa/m. I motsetning til dette utvikler ikke det lavere pH-system uten dekomponeringsmidlet en habil skummet gel, slik at blandingen av 80 volum% C02og 20 volum% salt- løsning trenger gjennom fyllmassen ved den laveste påførte trykkgradient [0,23 MPa/m].
Et ytterligere eksempel understreker betydningen av anvendelse av en delvis hydrolysert polyakrylamid-polymer med en begynnelsesgrad av hydrolyse i området 0,1-2,5% ved det foretrukne CCVskummede system.
Ved en fremgangsmåte i likhet med den som er beskrevet foran, og under like pH-betingelser, ble to sand-fyllmasser (hvert med lengde 30,5 cm og diameter 2,5 cm) i begynnelsen mettet med saltløsningen inneholdende 29 800 ppm NaCI, 1250 ppm HC03" og 1040 ppm Ca"; den målte saltløsnings-permeabilitet for begge fyllmasser var 16 Darcy. Under betingelsene P(C02) = 13,8 MPa og T = 71 °C ble en blanding av 92 volum% C02og 8 volum% saltløsning deretter inn-sprøytet sammen gjennom hver fyllmasse. Ved likevektstilstander ble saltløsning-ens metning redusert til 40 volum% av porerommet i begge fyllmasser. En blanding av 92 volum% C02 og 8 volum% skum-gel ble deretter innsprøytet sammen gjennom hver fyllmasse; skumgel-væskefasen inneholdt 7 g/l polymer (DH 10-12%), 0,35 g/l Cr(Ac)3og 1 vekt% AES. Samtidig innsprøyting av blandingen av CO2og skum-gel danner et skum som blir jevnt fordelt gjennom hele porerommet. Etter skuminnsprøyting var gassinnholdet in-situ i skummet i fyllmasse 1 og fyllmasse 2 henholdsvis 80 og 70 volum%. Med tiden utvikles in-situ-skummet slik at det dannes en skummet gel. For hver fyllmasse ble strømningsmotstanden hos den skummede gel målt ved innsprøyting av blandingen av 92 volum% C02 og 8 volum% saltløsning ved en serie av konstante trykk. Ved en kritisk påført trykkgradient svikter den skummede gel, og gassen og/eller væsken får bryte gjennom fyllmassen. Som før beregnes en motstandsfaktor (RF), definert ved forholdet mellom permeabiliteten av fyllmassen før og etter behandling med den skummede gel, ved hver påført trykkgradient.
I det foreliggende eksempel ble strømningsmotstanden hos fyllmasse 1 og fyllmasse 2 målt etter elding av in-situ-skummet i henholdsvis 191/2 og 461/2 timer. Dataene er vist i tabell 2.
Etter 19<1>/2timer gir den nylig dannede skummede gel høy motstandsfaktor inntil den påførte trykkgradient økes til 1,219 MPa/m. Etter 46<1>/2timer er imidlertid den skummede gel blitt svakere under de sure betingelser som hersker, slik at den svikter ved en påført trykkgradient på 0,14 MPa/m. Disse forsøk bekrefter at når det gjelder et C02-skummet system, er det fordelaktig å anvende en polymer med en hydrolysegrad på under 10%.
Andre målinger utført for ikke-skummede geldannelsessystemer med PHPA på 10-12% viste at etter den hurtige begynnelsesdannelse av en sterk gel nedbrytes gelen senere under de sure betingelser som hersker.
Et ytterligere eksempel sammenlikner geldannelsesoppførselen hos fem forskjellige preparater som inneholder fire forskjellige overflateaktive midler, og som alle er kjemisk forenlige med PHPA/Cr(lll)-baserte geldannelsessystemer.
(Kjemisk uforenlighet diagnostiseres ved utvikling av en turbid løsning og/eller betydelig utfelling). Det overflateaktive middel er det foretrukne alkoholetersulfat (AES), et overflateaktivt middel av blandet alkylsulfonat (MAS) og to forskjellige ikke-ioniske overflateaktive midler med høyt tåkepunkt (NM og NI2). Detaljer an-gående preparatene er oppført nedenfor i tabell 3:
Alle preparater var basert på 7 g/l PHPA (DH=1%); pH 4,50 +/- 0,05; T = 71 °C; saltløsning inneholdende 29800 ppm NaCI, 1250 ppm HC03' og 1040 ppm Ca".
Begge de ikke-ioniske overflateaktive midler (NM og NI2) inhiberer fullstendig geldannelse av systemet. Det blandede overflateaktive alkylsulfonat-middel forårsaker en lang forsinkelse av geldannelse (selv når forholdet mellom tverrbindingsmiddel og overflateaktivt middel i fluidet er det dobbelte av dette forhold i fluidene inneholdende AES), og når MAS-gelene er fullstendig dannet, er de betydelig svakere (med en gelstyrke på 3 under anvendelse av samme definisjon som innført med hensyn til fig. 1 ovenfor) enn de som dannes av fluidene inneholdende AES (gelstyrke 5-6).
Ved et ytterligere eksempel ifølge oppfinnelsen ble Cr(lll)acetatet blandet med natriumlaktat, noe som ga en mer forsinket omdannelse av skummet til en skummet gel.
Claims (11)
1. Geldannelsesblanding hvor blandingen er skumbar med C02-gass,karakterisert vedat den omfatter - en vannløselig polymer, - et tverrbindingsmiddel, - et overflateaktivt middel; og - et dekomponeringsmiddel som frigjør bikarbonater under undergrunnsbetingel-ser.
2. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat dekomponeringsmidlet omfatter urea eller derivater av dette.
3. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat dekomponeringsmidlet omfatter natriumcyanat eller en blanding omfattende natriumcyanat og/eller urea eller derivater derav.
4. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat dekomponeringsmidlet er valgt slik at det fås en phi på 4-4,5 i den undergrunns-sone.
5. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat polymeren omfatter karboksylat-sidegrupper.
6. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat polymeren omfatter 0,1-2,5% hydrolyserte karboksylat-sidegrupper.
7. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat polymeren omfatter polyakrylamid.
8. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat det overflateaktive middel omfatter alkoholetersulfater.
9. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat tverrbindingsmidlet er basert på Cr(lll).
10. Blanding ifølge krav 1,
karakterisert vedat dekomponeringsmiddeletfrigjørbikarbonater.
11. Fremgangsmåte for regulering av strukturen i et produserende borehull, innbefattende det trinn å innsprøyte et drivfluid gjennom et innsprøytingsborehull,karakterisert vedat - det tilveiebringes en geldannelsesblanding ifølge krav 1; - blandingen dannes til skum under anvendelse av C02, og - den innsprøytes i en undergrunnsformasjon gjennom innsprøytings-borehullet under blokkering av høypermeabilitets-soner; og - innsprøyting av drivfluidet gjentas.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB9622794A GB2318814B (en) | 1996-11-01 | 1996-11-01 | Foamable gel composition |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO975040D0 NO975040D0 (no) | 1997-10-31 |
| NO975040L NO975040L (no) | 1998-05-04 |
| NO326818B1 true NO326818B1 (no) | 2009-02-23 |
Family
ID=10802312
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19975040A NO326818B1 (no) | 1996-11-01 | 1997-10-31 | Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6268314B1 (no) |
| CA (1) | CA2219621C (no) |
| GB (1) | GB2318814B (no) |
| NO (1) | NO326818B1 (no) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2335680B (en) | 1998-03-27 | 2000-05-17 | Sofitech Nv | Method for water control |
| US6439308B1 (en) * | 1998-04-06 | 2002-08-27 | Da Qing Petroleum Administration Bureau | Foam drive method |
| US6632778B1 (en) * | 2000-05-02 | 2003-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Self-diverting resin systems for sand consolidation |
| US6862676B1 (en) | 2001-01-16 | 2005-03-01 | Sun Microsystems, Inc. | Superscalar processor having content addressable memory structures for determining dependencies |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US7183239B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| US7405188B2 (en) | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
| US7205262B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
| US7199083B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
| US7618926B1 (en) * | 2002-12-20 | 2009-11-17 | Bj Services Company | Method of foaming saturated or near saturated brines with synergistic mixtures |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US9262171B2 (en) * | 2009-06-30 | 2016-02-16 | Oracle America, Inc. | Dependency matrix for the determination of load dependencies |
| US8183183B2 (en) | 2010-06-23 | 2012-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a wellbore at high temperature in contact with carbon dioxide |
| US20110315384A1 (en) | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Emilio Miquilena | Gelled foam compositions and methods |
| US9969923B2 (en) | 2013-10-30 | 2018-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions for use in subterranean formation operations |
| US9796902B2 (en) | 2013-10-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions for use in subterranean formation operations |
| CA2998856C (en) | 2015-09-17 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| US5105884A (en) * | 1990-08-10 | 1992-04-21 | Marathon Oil Company | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations |
| US5203834A (en) * | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5513705A (en) * | 1995-05-10 | 1996-05-07 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
-
1996
- 1996-11-01 GB GB9622794A patent/GB2318814B/en not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-10-30 US US08/961,046 patent/US6268314B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-30 CA CA002219621A patent/CA2219621C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-10-31 NO NO19975040A patent/NO326818B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO975040D0 (no) | 1997-10-31 |
| CA2219621A1 (en) | 1998-05-01 |
| US6268314B1 (en) | 2001-07-31 |
| GB2318814A (en) | 1998-05-06 |
| CA2219621C (en) | 2008-07-08 |
| GB2318814B (en) | 2001-02-21 |
| GB9622794D0 (en) | 1997-01-08 |
| NO975040L (no) | 1998-05-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO326818B1 (no) | Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull | |
| US5780395A (en) | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations | |
| US5706895A (en) | Polymer enhanced foam workover, completion, and kill fluids | |
| AU2002301861B2 (en) | Subterranean Formation Water Permeability Reducing Methods | |
| US20140338903A1 (en) | Method for enhanced oil recovery by in situ carbon dioxide generation | |
| US20160017216A1 (en) | Gelled foam compositions and methods | |
| EP2451889B1 (en) | Dispersion compositions with nonionic surfactants for use in petroleum recovery | |
| US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
| CA2145627C (en) | Polymer enhanced foams for reducing gas coning | |
| US4088190A (en) | Carbon dioxide foam flooding | |
| NO301611B1 (no) | Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon | |
| US5513712A (en) | Polymer enhanced foam drilling fluid | |
| EP0188856A1 (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| WO2021247059A1 (en) | Method for modifying well injection profile | |
| EP0186663B1 (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
| US11441069B2 (en) | Method for improving aquifer remediation using in-situ generated nitrogen foam | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| US12258845B2 (en) | Subterranean storage of hydrogen foams | |
| RU2244110C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Xu et al. | Laboratory investigation on CO2 foam flooding for mature fields in Western Australia | |
| JPS5984971A (ja) | 泡堀削工法用泡流体の製造法 | |
| US12286585B2 (en) | Foamed gel system for water shut off in subterranean zones | |
| CN112752825A (zh) | 用于碳酸盐储层的使用盐水溶液和稀释聚合物的采油组合物的采油方法 | |
| Anto-Darkwah et al. | Laboratory Investigation of Static Bulk-Foam Tests in the Absence and Presence of Crude Oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |