IT201600086697A1 - Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo. - Google Patents

Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo.

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Gaudio Lucilla Del
Davide Moscatelli
Paola Albonico
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Eni Spa
Milano Politecnico
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Description

Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo
La presente invenzione si riferisce a un metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo.
In particolare, la presente invenzione si riferisce a un metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo che comprende l’iniezione nel giacimento di una composizione polimerizzabile capace di formare in situ un materiale polimerico in grado di bloccare o almeno rallentare la permeazione dell’acqua di giacimento nel pozzo di estrazione.
La composizione polimerizzabile è formulata in modo tale che la formazione del polimero avvenga selettivamente nelle zone del giacimento in cui è presente l’acqua, così da non alterare negativamente la mobilità dell’olio idrocarburico e quindi la capacità di recupero dell’olio attraverso il pozzo di estrazione.
In una forma di realizzazione preferita, il polimero che si forma è un idrogelo che assorbe l’acqua di giacimento con cui entra in contatto, immobilizzandola nella zona del giacimento in cui questa è presente.
Ai fini della presente invenzione, con l’espressione “olio idrocarburico” si intende un liquido contenente idrocarburi o prevalentemente idrocarburi avente origine naturale, presente in una formazione rocciosa sotterranea o sottomarina. L’olio idrocarburico può contenere eventualmente acqua in forma dispersa o emulsionata. Nel seguito della presente descrizione, i termini “olio idrocarburico” e “olio” sono impiegati in modo alternativo.
Ai fini della presente invenzione, con l’espressione “acqua irriducibile” si intende la frazione di acqua presente nei pori di una formazione rocciosa contenente un fluido idrocarburico o negli spazi compresi tra i granuli di roccia che costituiscono tale formazione; l’acqua irriducibile, trattenuta nella formazione prevalentemente per effetto di forze di tensione superficiali, non viene sostanzialmente rimossa durante l’estrazione del fluido dalla formazione.
Ai fini della presente invenzione, con l’espressione “acqua di giacimento” si intende la frazione di acqua presente in una formazione rocciosa contenente un fluido idrocarburico che può essere rimossa durante l’estrazione del fluido dalla formazione. L’acqua di giacimento può formarsi, ad esempio, per infiltrazione di acqua da un acquifero situato nelle vicinanze del giacimento oppure dalle iniezioni di acqua o vapore nel sottosuolo effettuate per spiazzare il fluido verso il pozzo di estrazione.
La presenza di acqua in associazione a un fluido idrocarburico (es. olio idrocarburico o gas naturale) estratto da un giacimento sotterraneo rappresenta un problema di grande impatto economico nel campo dell’estrazione petrolifera.
L’estrazione di un fluido idrocarburico in miscela con acqua riduce l’efficienza di estrazione del fluido stesso, aumenta i costi e le dimensioni delle apparecchiature necessarie alla separazione dell’acqua, aumenta i costi complessivi di estrazione del fluido e pone, infine, il problema dello smaltimento dell’acqua separata, che è contaminata da idrocarburi.
L’estrazione di acqua insieme al fluido idrocarburico da un pozzo petrolifero, oltre a comportare frequenti interruzioni delle operazioni di estrazione per consentire l’implementazione di misure di contenimento della permeazione dell’acqua, in alcuni casi può essere di entità tale da comportare la chiusura anticipata del pozzo, impedendo così il completo sfruttamento del giacimento petrolifero (ad esempio, quando il giacimento petrolifero si trova in prossimità di un acquifero).
Nello stato della tecnica sono note diverse tecniche per ridurre l’estrazione di acqua da un pozzo petrolifero. Una di queste tecniche prevede l’iniezione nella formazione rocciosa del giacimento di composti chimici, quali polimeri, gel e schiume, in grado di formare una barriera meccanica impermeabile all’acqua, bloccando i percorsi preferenziali dell’acqua nella formazione rocciosa verso il pozzo di estrazione. La barriera meccanica può essere ottenuta facendo reagire in situ due o più reagenti, iniettati separatamente, che formano un composto barriera.
Il brevetto US 3,965,986, ad esempio, descrive un metodo per incrementare la produttività di un pozzo petrolifero basato sulla riduzione della permeabilità all’acqua di strati selezionati della formazione rocciosa di un giacimento. La riduzione della permeabilità all’acqua di un determinato strato della formazione rocciosa è ottenuta attraverso una prima iniezione di una dispersione acquosa di silice colloidale nello strato, seguita da una seconda iniezione di una soluzione acquosa contenente un tensioattivo. Il contatto della soluzione acquosa contenente il tensioattivo con la silice colloidale porta alla formazione di un gel (composto barriera) che blocca i pori della formazione rocciosa dello strato, riducendo la permeabilità dello strato all’acqua.
WO 2012/090153 descrive un metodo per ridurre i fenomeni del “water coning” e del “gas coning” in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico da un giacimento sotterraneo situato in prossimità di un acquifero o di un gas di cappa.
Il metodo comprende l’iniezione nell’acquifero (o nel gas di cappa) di un fluido di trattamento – contenente un principio attivo - avente una densità intermedia tra quella del fluido idrocarburico da estrarre e l’acqua (o gas di cappa). Per effetto della differente densità, il fluido di trattamento migra spontaneamente sino all’interfaccia di contatto fra il fluido idrocarburico e l’acqua (o il gas di cappa). Il principio attivo contenuto nel fluido è attivato in situ, formando all’interfaccia di contatto composti in grado di formare una barriera impermeabile all’acqua. In una forma di realizzazione, il metodo descritto in WO 2012/090153 prevede l’iniezione di un primo fluido di trattamento contenente un monomero (es. ammide, acrilammide, etilene glicole) o un pre-polimero (poliammide, poliacrilammide, polietilenglicole) come principio attivo. Un secondo fluido di trattamento contenente un iniziatore di polimerizzazione è quindi iniettato nel medesimo punto del giacimento per innescare la polimerizzazione del monomero o prepolimero (attivazione in situ) e formare un composto barriera impermeabile all’acqua.
Tipicamente, gli iniziatori di polimerizzazione usati per la formazione in situ di polimeri sono iniziatori di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica (in inglese, thermal initiator). Questi iniziatori sono costituiti da composti che, a una determinata temperatura, si decompongono formando specie radicaliche libere che reagiscono con i monomeri, avviando la reazione di polimerizzazione.
Selezionando opportunamente l’iniziatore ad attivazione termica, è possibile innescare la reazione di polimerizzazione a una determinata profondità del giacimento, ossia in un punto del giacimento in cui si raggiunge la temperatura di attivazione dell’iniziatore.
I metodi per inibire o ridurre la permeazione di acqua nei pozzi di estrazione noti nello stato della tecnica presentano diversi inconvenienti.
In primo luogo, l’effetto di riduzione della permeazione dell’acqua è di breve durata. Ciò comporta frequenti interruzioni dell’attività di estrazione per consentire ulteriori iniezioni di fluido di trattamento nel giacimento con conseguente riduzione della capacità produttiva.
In secondo luogo, i composti iniettati in accordo ai metodi dell’arte nota hanno una scarsa selettività nei confronti dell’acqua di giacimento. Questi composti, infatti, possono interagire anche con l’acqua irriducibile, determinando anche una riduzione della mobilità dell’olio e, quindi, della sua resa di estrazione.
In terzo luogo, gli effetti dell’applicazione dei metodi per ridurre la permeazione dell’acqua in un pozzo di estrazione sono irreversibili. Eventuali errori nell’iniezione del fluido di trattamento possono comportare, pertanto, danni economici notevoli (es. chiusura anticipata del pozzo di estrazione).
I metodi dell’arte nota basati sulla formazione in situ di polimeri presentano poi lo svantaggio di una scarsa controllabilità della reazione di polimerizzazione. La reazione di polimerizzazione, infatti, può avvenire in qualunque punto del giacimento in cui vi sia una temperatura sufficiente ad attivare la decomposizione dell’iniziatore con formazione di radicali, incluse le zone del giacimento in cui è presente prevalentemente olio anziché acqua, comportando così la riduzione della mobilità dell’olio verso il pozzo di estrazione.
I metodi basati sulla formazione di polimeri in situ in cui è prevista l’iniezione separata di monomeri e iniziatori di polimerizzazione (o altri composti necessari a fare avvenire la reazione di polimerizzazione), inoltre, hanno efficacia limitata, in quanto solo una parte dei composti iniettati in successione entrano effettivamente in contatto fra loro, dando luogo efficacemente alla formazione di polimeri.
In considerazione del suddetto stato della tecnica, la Richiedente si è posta l’obiettivo primario di fornire un metodo per inibire efficacemente la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico, così da ridurre le interruzioni dell’attività di estrazione e incrementare la produttività dell’olio idrocarburico.
Nell’ambito di tale obiettivo, uno scopo della presente invenzione è fornire un metodo per inibire, o almeno ridurre, la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico che permetta di ridurre la quantità di acqua estratta, attenuando così gli inconvenienti connessi alle attività di separazione dell’acqua dall’olio e di smaltimento dell’acqua contaminata dagli idrocarburi.
Un secondo scopo della presente invenzione è fornire un metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico che sia impiegabile efficacemente in giacimenti caratterizzati da formazioni rocciose aventi differenti caratteristiche geologiche.
La Richiedente ha ora trovato che questi e altri scopi, che verranno meglio illustrati nella descrizione che segue, possono essere raggiunti da un metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo che comprende iniettare in detto giacimento almeno una composizione polimerizzabile comprendente:
- almeno un monomero idrofilo,
- almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo (iniziatore idrofilo),
- almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo (iniziatore lipofilo).
In accordo a un secondo aspetto, la presente invenzione concerne una composizione polimerizzabile liquida comprendente:
- almeno un monomero idrofilo,
- almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo,
- almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo.
Il metodo secondo la presente invenzione permette di aumentare l’efficienza di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo.
Il suddetto metodo si basa sull’iniezione nel giacimento di una composizione polimerizzabile contenente uno o più monomeri idrofili in grado di formare un polimero capace di modificare la permeabilità all’acqua della formazione rocciosa del giacimento, così da prevenire o ritardare la permeazione dell’acqua nel pozzo di estrazione.
La formazione del polimero avviene in situ, ossia all’interno della formazione rocciosa del giacimento successivamente all’iniezione della composizione polimerizzabile. Il polimero formatosi va ad occupare gli spazi vuoti del sistema poroso o delle fratture della formazione rocciosa, bloccandone l’accesso all’acqua di giacimento.
La composizione polimerizzabile comprende almeno due iniziatori di polimerizzazione radicalica attivabili termicamente, che innescano la reazione di polimerizzazione dei monomeri una volta che la composizione polimerizzabile è giunta nelle zone del giacimento aventi una temperatura almeno pari alla temperatura di attivazione degli iniziatori.
L’uso di monomeri idrofili in combinazione con almeno un iniziatore di polimerizzazione idrofilo e almeno un iniziatore di polimerizzazione lipofilo permette di ottenere la formazione del polimero in modo selettivo soltanto o prevalentemente nelle zone del giacimento in cui è presente l’acqua, lasciando invece sostanzialmente inalterate le zone in cui è presente l’olio.
L’iniziatore lipofilo e l’iniziatore idrofilo sono infatti presenti nella composizione polimerizzabile in una concentrazione complessiva sufficiente a far avvenire la polimerizzazione dei monomeri (di seguito indicata anche come “concentrazione di attivazione”), una volta che la composizione polimerizzabile ha raggiunto le zone del giacimento aventi una temperatura almeno pari alla temperatura di attivazione di entrambi gli iniziatori.
Quando la composizione polimerizzabile entra in contatto con l’olio nel suo percorso all’interno del giacimento, tuttavia, l’iniziatore lipofilo tende a migrare verso l’olio, facendo scendere la concentrazione complessiva degli iniziatori nella composizione polimerizzabile al di sotto della concentrazione di attivazione. In tali condizioni la composizione polimerizzabile non è in grado di polimerizzare. In presenza di olio, infatti, il monomero idrofilo rimane sostanzialmente nella composizione polimerizzabile o eventualmente migra verso l’acqua di giacimento, se presente, insieme con l’iniziatore idrofilo. Poiché tuttavia la concentrazione dell’iniziatore idrofilo è al di sotto della concentrazione di attivazione, la polimerizzazione non ha luogo anche se la temperatura della composizione polimerizzabile è pari o superiore alla temperatura di attivazione degli iniziatori.
Quando la composizione polimerizzabile non incontra nel suo percorso all’interno del giacimento zone a olio, essa può giungere inalterata sino alle zone del giacimento in cui è presente l’acqua, avviando qui la reazione di polimerizzazione, a patto che la temperatura di tali zone sia uguale o superiore alla temperatura di attivazione degli iniziatori.
Quando la composizione polimerizzabile giunge in zone del giacimento prive di olio e di acqua, ma aventi una temperatura uguale o superiore alla temperatura di attivazione degli iniziatori, può aver luogo la formazione del polimero con conseguente intasamento del sistema poroso o delle fratture della formazione rocciosa interessata. La formazione del polimero, tuttavia, non ha evidentemente sostanziali conseguenze negative sulla capacità produttiva del pozzo di estrazione.
In una forma di realizzazione preferita della presente invenzione, il polimero che si forma in situ a partire dalla composizione polimerizzabile è un polimero avente elevata affinità per l’acqua, pur essendo insolubile in essa, quale ad esempio un idrogelo. Una volta formatosi, l’idrogelo è in grado di interagire con l’acqua di giacimento con cui entra in contatto, aumentandone la viscosità e, quindi, bloccandola all’interno della formazione rocciosa. Le particelle di idrogelo assorbenti l’acqua, inoltre, possono interagire fra loro legandosi le une alle altre e formando uno strato relativamente consistente che agisce da barriera al passaggio di ulteriore acqua.
Il metodo dell’invenzione si può applicare a formazioni rocciose aventi diverse caratteristiche geologiche. In particolare, il metodo è adatto per ridurre la mobilità dell’acqua sia in formazioni rocciose fratturate sia in formazioni rocciose porose.
Il metodo dell’invenzione, inoltre, ben si adatta a essere impiegato in giacimenti aventi differenti caratteristiche geologiche, in particolare differenti profili di temperatura, ossia giacimenti in cui si osservano differenti variazioni della temperatura in funzione della profondità del giacimento. L’azione della composizione polimerizzabile, infatti, può essere regolata in base alla temperatura dello strato di giacimento a cui si vuole far avvenire la reazione di polimerizzazione, variando opportunamente la composizione chimica della composizione polimerizzabile, in particolare selezionando opportunamente gli iniziatori idrofilo e lipofilo in base alla loro cinetica di decomposizione (attività). In generale, una volta determinato il profilo di temperatura di un giacimento, selezionando gli iniziatori in base alla loro temperatura di attivazione è possibile applicare il metodo della presente invenzione per modificare in modo selettivo le caratteristiche di permeabilità all’acqua a una profondità predeterminata o in una zona predeterminata del giacimento.
Come detto, la composizione polimerizzabile iniettata nel giacimento comprende almeno un monomero idrofilo, almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo (iniziatore idrofilo) e almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo (iniziatore lipofilo).
I monomeri utilizzabili ai fini della presente invenzione sono molecole in grado di formare polimeri attraverso reazioni di polimerizzazione radicalica. I monomeri sono idrofili, ossia monomeri solubili o facilmente disperdibili in acqua. In particolare, i monomeri idrofili utilizzabili ai fini della presente invenzione possiedono un grado di affinità per l’acqua tale che, quando la composizione polimerizzabile entra in contatto con l’olio del giacimento, essi non migrano in modo sostanziale nell’olio, ma rimangono prevalentemente nella composizione polimerizzabile o eventualmente passano nell’acqua di giacimento.
In una forma preferita della presente invenzione, detti monomeri idrofili hanno una solubilità in acqua uguale o maggiore di 5 g/L, più preferibilmente maggiore o uguale a 10 g/L e fino a completa miscibilità con acqua.
La composizione polimerizzabile secondo la presente invenzione può contenere anche due o più monomeri differenti (comonomeri). In tal caso, la reazione di polimerizzazione porta alla formazione di copolimeri.
Esempi di monomeri idrofili preferiti utilizzabili ai fini della presente invenzione sono i seguenti: monomero acrilico, monomero metacrilico, monomero comprendente almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica.
In particolare, esempi specifici di monomeri idrofili che è possibile impiegare ai fini della presente invenzione sono: acrilammide, sodio acrilato, sodio metacrilato, acido 2-propilacrilico, acido 2-etilacrilico, acido 2-trifluorometilacrilico, acido 2-bromoacrilico, 2-amminoetilacrilato, 2-amminoetilmetacrilato, polietilenglicol-metacrilati e polietilenglicol-acrilati.
In una forma di realizzazione preferita, la composizione polimerizzabile include monomeri in grado di formare un idrogelo.
Gli idrogeli sono strutture polimeriche tridimensionali in grado di assorbire notevoli quantità d’acqua (ad esempio, da 10 a 100 volte il peso secco della struttura polimerica). Gli idrogeli possono essere omopolimeri o copolimeri.
Gli idrogeli possono essere ottenuti ad esempio per polimerizzazione di acrilati (es. acido acrilico), metacrilati (es. 2-idrossietil metacrilato), acrilammidi e metacrilammidi (es. acrilammide, N-metilacrilammide, N-metilmetacrilammide, N,N-dimetilacrilammide) e lattami ciclici (es. N-vinil pirrolidone).
Considerato che l’acqua di giacimento può avere una salinità elevata, preferibilmente l’idrogelo è in grado di assorbire anche acqua salina, ossia acqua con un contenuto di sali espresso in equivalenti di NaCl da 1 g/l a 300 g/l.
La Richiedente ha trovato che idrogeli particolarmente adatti ai fini della presente invenzione sono i copolimeri ottenibili dalla polimerizzazione di almeno un primo monomero acrilico (monomero principale) con almeno un secondo monomero comprendente almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica (co-monomero).
Questi idrogeli presentano un’elevata capacità di assorbimento dell’acqua e sono stabili alle condizioni di temperatura e salinità dell’acqua tipiche di un giacimento a olio (es. temperatura nell’intervallo 50 -120°C). In particolare, questi idrogeli, una volta assorbita l’acqua, possono resistere al contatto prolungato con acqua ad elevato contenuto salino, senza subire una significativa degradazione strutturale.
Idrogeli preferiti secondo la presente invenzione sono ottenuti dalla polimerizzazione di almeno un primo monomero (monomero principale) comprendente almeno un gruppo funzionale acrilico o metacrilico e un secondo monomero (comonomero) comprendente almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica.
Preferibilmente, il monomero principale è scelto fra acido acrilico e acido metacrilico.
Preferibilmente i gruppi carbossilici acidi dell’acido acrilico o metacrilico sono neutralizzati almeno parzialmente, ad esempio con ioni metallici, quali ioni di metalli alcalini e alcalino-terrosi o ioni di metalli di transizione.
Preferibilmente, la quantità di gruppi carbossilici dell’acido acrilico o metacrilico neutralizzati (grado di salificazione) è pari a 30% -100% dei gruppi carbossilici dell’acido di partenza, più preferibilmente pari a 60% – 100%, ancora più preferibilmente pari a 70 – 100%.
Il comonomero comprende almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica.
Un esempio preferito di co-monomero è il composto avente la formula (I) sotto riportata
(I)
dove:
R1è H oppure CH3;
R2è scelto fra: H, OH, alchile C1-C4, alcossi C1-C4, oppure un gruppo acrilato COCR3=CH2in cui R3è H oppure CH3;
X è O oppure NH;
n è un numero intero nell’intervallo 1 – 500, preferibilmente nell’intervallo 1 – 200, ancora più preferibilmente nell’intervallo 4 - 100.
In una forma di realizzazione preferita, nella suddetta formula (I) X è un atomo di ossigeno, il comonomero essendo così un monomero acrilico.
In un’altra forma di realizzazione preferita, nella suddetta formula (I) X è un gruppo NH, il comonomero essendo così un monomero acrilammidico.
In una forma di realizzazione particolarmente preferita, il monomero di formula (I) ha una sola insaturazione etilenica, vale a dire nel monomero di formula (I) R1è CH3, R2è scelto fra H, OH, alchile C1-C4oppure alcossi C1-C4, X è O oppure NH ed n è un numero intero nell’intervallo 1-50.
La classe di monomeri di formula generale (I) in cui X rappresenta O e R1rappresenta CH3è nota nell’arte anche con il nome di 2-idrossietil metacrilato-PEG (HEMA-PEG).
In un’altra forma di realizzazione preferita, il co-monomero di formula (I) è un monomero difunzionale e comprende almeno due insaturazioni etileniche.
Preferibilmente, il comonomero ha un peso molecolare nell’intervallo 200 Da – 10000 Da, più preferibilmente nell’intervallo 500 Da – 5000 Da, ancora più preferibilmente nell’intervallo 1000 Da – 4000 Da.
Nella presente descrizione i pesi molecolari dei polimeri sono espressi come valore medio in peso (Mw), come determinabile ad esempio tramite cromatografia a permeazione di gel (GPC).
Preferibilmente, il rapporto fra il peso del comonomero e il peso del monomero principale è nell’intervallo 5% - 50%, preferibilmente nell’intervallo 10% - 35%, ancora più preferibilmente nell’intervallo 20% - 30%.
La composizione polimerizzabile secondo la presente invenzione comprende almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo e almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo.
Ai fini della presente invenzione, l’iniziatore è idrofilo se il suo coefficiente di ripartizione fra acqua e 1-ottanolo è minore di zero.
Ai fini della presente invenzione, l’iniziatore è lipofilo se il suo coefficiente di ripartizione fra acqua e 1-ottanolo è maggiore di zero.
L’iniziatore idrofilo e l’iniziatore lipofilo possono essere scelti in base alla loro attività, ossia la capacità di rendere disponibili, a determinate condizioni di temperatura, una quantità di radicali liberi sufficiente ad avviare e proseguire la reazione di polimerizzazione dei monomeri idrofili sino alla formazione del polimero.
L’attività dell’iniziatore nella composizione polimerizzabile dipende principalmente dalla velocità di decomposizione propria dell’iniziatore ad una determinata temperatura, dalla composizione chimica dei monomeri idrofili e da quella dell’eventuale liquido di trasporto (carrier), ad esempio acqua, in cui monomeri e iniziatori sono dispersi o disciolti.
Un indice dell’attività di un iniziatore è il suo tempo di emivita (in inglese “half-life time” (t1/2)), ossia il tempo necessario affinché la concentrazione iniziale di una soluzione dell’iniziatore si riduca del 50% a una data temperatura. La relazione tra il tempo di emivita di un iniziatore e la temperatura può essere espressa ad esempio mediante la temperatura a cui l’iniziatore presenta un’emivita pari a 10 ore in un determinato solvente (T1/2(10h)).
Preferibilmente gli iniziatori idrofili utilizzabili ai fini della presente invenzione hanno una temperatura T1/2(10h) in acqua nell’intervallo 50-150°C. Preferibilmente, la T1/2(10h) è uguale o superiore a 60°C, più preferibilmente uguale o superiore a 70°C. Preferibilmente, la T1/2(10h) è uguale o inferiore a 130°C, più preferibilmente uguale o inferiore a 120°C.
Preferibilmente gli iniziatori lipofili utilizzabili ai fini della presente invenzione hanno una temperatura T1/2(10h) in benzene nell’intervallo 50-150°C. Preferibilmente, la T1/2(10h) è uguale o superiore a 60°C, più preferibilmente uguale o superiore a 70°C. Preferibilmente, la T1/2(10h) è uguale o inferiore a 130°C, più preferibilmente uguale o inferiore a 120°C.
Quando si desidera ottenere la formazione dei polimeri alla profondità di fondo pozzo, dove la temperatura del giacimento è generalmente nell’intervallo 70-100°C, preferibilmente l’iniziatore idrofilo ha una temperatura T1/2(10h) in acqua nell’intervallo 60-100°C e l’iniziatore lipofilo ha una temperatura T1/2(10h) in benzene nell’intervallo 60-100°C.
Ai fini della presente invenzione, gli iniziatori idrofili e lipofili ad attivazione termica possono essere scelti fra gli iniziatori di polimerizzazione radicalica noti nell’arte ed aventi le caratteristiche di idrofilia o lipofilia sopra definite.
Esempi di iniziatori idrofili preferiti sono riportati qui di seguito con le rispettive temperature T1/2(10h) in acqua e coefficienti di ripartizione (Log Pottanolo/acqua):
1) 2,2'-Azobis[2-(2-immidazolin-2-il)propano]diidrocloruro (VA-044) - T1/2(10h) = 44°C, Log P < 0;
2) 2,2'-Azobis[2-(2-immidazolin-2-il)propano]disolfato diidrato (VA-046B) - T1/2(10h) = 47°C, Log P < 0;
3) 2,2'-Azobis(2-metilpropionammidina)diidrocloruro (V50) - T1/2(10h) = 56°C, Log P < 0;
4) 2,2'-Azobis[N-(2-carbossietil)-2-metilpropionammidina]tetraidrato (VA-057) - T1/2(10h) = 57°C, Log P < 0;
5) 2,2'-Azobis{2-[1-(2-idrossietil)-2-immidazolin-2-il]propano}-diidrocloruro (VA-060) - T1/2(10h) = 60°C, Log P < 0;
6) 2,2'-Azobis[2-(2-immidazolin-2-il)propano] (VA-061) - T1/2(10h) = 61°C, Log P < 0;
7) 2,2'-Azobis(1-imino-1-pirrolidino-2-etilpropano)diidrocloruro (VA-067) - T1/2(10h) = 67°C, Log P < 0;
8) 2,2'-Azobis{2-metil-N-[1,1-bis(idrossimetil)-2-idrossietil]propionammide} (VA080) - T1/2(10h) = 80°C, Log P < 0;
9) 2,2'-Azobis[2-metil-N-(2-idrossietil)propionammide](VA086) - T1/2(10h) = 87°C, Log P < 0;
10) persolfato di ammonio - T1/2(10h) = 65°C, Log P << 0;
11) persolfato di sodio - T1/2(10h) = 65°C, Log P << 0; 12) persolfato di potassio - T1/2(10h) = 65°C, Log P << 0;
13) acido idrossimetansolfonico sale monosodico diidrato - T1/2(10h) = 60°C, Log P << 0;
14) 4,4’-Azobis(acido-4-cianovalerico) - T1/2(10h) = 50°C, Log P < 0;
15) 2,2′-Azobis(2-metilpropionammidina) diidrocloruro granulare - T1/2(10h) = 55°C, Log P < 0.
Esempi di iniziatori lipofili preferiti sono riportati qui di seguito con le rispettive temperature T1/2(10h) in benzene e coefficiente di ripartizione (Log Pottanolo/acqua:
1) perossido di benzoile - T1/2(10h) = 65°C, Log P > 0; 2) 2,2'-Azobis(4-metossi-2.4-dimetil valeronitrile)(V-70) - T1/2(10h) = 30°C, Log P > 0;
3) 2,2'-Azobis(2,4-dimetil valeronitrile) (V-65) -T1/2(10h) = 51°C, Log P > 0;
4) dimetil-2,2'-azobis(2-metilpropionato)(V-601) -T1/2(10h) = 66°C, Log P >> 0;
5) 2,2'-azobis(2-metilbutirronitrile) (V-59) T1/2(10h) = 67°C, Log P >> 0;
6) 1,1'-azobis(cycloesan-1-carbonitrile) (V40) -T1/2(10h) = 88°C, Log P > 0;
7) 2,2'-azobis[N-(2-propenil)-2-metilpropionamide] (VF-096) - T1/2(10h) = 96°C, Log P > 0;
8) 1-[(1-ciano-1-metiletil)azo]formamide (V-30) -T1/2(10h) = 104°C, Log P >> 0;
9) 2,2'-azobis(N-butil-2-metilpropionamide) (VAm-110) -T1/2(10h) = 110°C, Log P >> 0;
10) 2,2'-azobis(N-cicloesil-2-metilpropionamide) (VAm-111) - T1/2(10h) = 111°C, Log P >> 0;
11) perossido di dicumile - T1/2(10h) = 75°C, Log P > 0;
12) perossido di tert-butile - T1/2(10h) = 70°C, Log P > 0;
13) perossibenzoato di tert-butile - T1/2(10h) = 73°C, Log P >> 0;
14) perossido di lauroile - T1/2(10h) = 75°C, Log P > 0.
La scelta dell’iniziatore idrofilo e lipofilo può tenere conto anche del tempo di latenza desiderato per la composizione polimerizzabile, ossia il tempo necessario affinché nella composizione polimerizzabile si avvii la reazione di polimerizzazione a determinate condizioni di concentrazione degli iniziatori e di temperatura della composizione polimerizzabile.
Vantaggiosamente, quindi, la composizione polimerizzabile secondo la presente invenzione può essere formulata con un tempo di latenza tale da consentire la sua iniezione nel giacimento e il raggiungimento della profondità desiderata (ad esempio, il fondo pozzo o uno strato intermedio del giacimento di cui si vuole ridurre la permeabilità all’acqua), senza che nel frattempo la reazione di polimerizzazione abbia avuto luogo in modo sostanziale.
In accordo con un aspetto preferito della presente invenzione, il tempo di latenza della composizione polimerizzabile è nell’intervallo 5-72 ore. Preferibilmente, il tempo di latenza è uguale o superiore a 8 ore, più preferibilmente uguale o superiore a 16 ore. Preferibilmente, il tempo di latenza è uguale o inferiore a 60 ore, più preferibilmente uguale o inferiore a 48 ore.
Il tempo di latenza della composizione polimerizzabile dipende inoltre dalla concentrazione complessiva dell’iniziatore idrofilo e dell’iniziatore lipofilo. Come detto, la concentrazione totale dei suddetti due iniziatori è uguale o superiore a una determinata concentrazione soglia (concentrazione di attivazione). Al di sotto di tale concentrazione soglia, la reazione di polimerizzazione dei monomeri avviene, per una data temperatura, a una velocità insufficiente da potere essere sfruttata a fini pratici per formare polimeri in seno alla formazione rocciosa di un giacimento.
Preferibilmente, la concentrazione totale degli iniziatori, ovvero dell’iniziatore idrofilo e dell’iniziatore lipofilo, è nell’intervallo da 0,006% a 1,00% in peso rispetto al peso complessivo dei monomeri.
Più preferibilmente, la concentrazione totale dell’iniziatore idrofilo e dell’iniziatore lipofilo è nell’intervallo da 0,01% a 0,50% in peso rispetto al peso complessivo dei monomeri.
Preferibilmente, l’iniziatore lipofilo è presente in una concentrazione complessiva compresa nell’intervallo da 0,005% a 0,500% in peso rispetto al peso complessivo dei monomeri.
Preferibilmente, l’iniziatore idrofilo è presente in una concentrazione complessiva compresa nell’intervallo da 0,001% a 0,100% in peso rispetto al peso complessivo dei monomeri.
In accordo con un aspetto preferito della presente invenzione, il rapporto in peso tra l’iniziatore idrofilo e l’iniziatore lipofilo presenti nella composizione polimerizzabile è compreso nell’intervallo da 95:5 a 5:95, preferibilmente nell’intervallo da 60:40 a 5:95, più preferibilmente nell’intervallo da 50:50 a 10:90.
In accordo con un aspetto preferito della presente invenzione, la composizione polimerizzabile può comprendere un liquido di trasporto.
La funzione del liquido di trasporto è veicolare gli ingredienti della composizione polimerizzabile all’interno della formazione del giacimento, così da favorire il raggiungimento da parte dei suoi componenti delle zone da trattare, in particolare le zone in cui è presente l’acqua di giacimento. Vantaggiosamente, la composizione polimerizzabile comprende un liquido di trasporto quando essa non contiene ingredienti allo stato liquido, che possano svolgere la funzione di liquido di trasporto. Se la composizione polimerizzabile include, ad esempio, monomeri idrofili liquidi, l’uso di un liquido di trasporto aggiuntivo può essere evitato.
Il liquido di trasporto è preferibilmente acqua o altro solvente in cui il monomero idrofilo può essere facilmente disperso oppure disciolto. Il liquido di trasporto deve inoltre essere sufficientemente idrofilo per mantenere disciolto o disperso il monomero idrofilo della composizione polimerizzabile.
Esempi di solventi che è possibile impiegare ai fini della presente invenzione come liquidi di trasporto sono: acqua, THF, etanolo, acetone.
Quando presente, il liquido di trasporto è in una quantità nell’intervallo 20-70% in peso rispetto al peso complessivo dei monomeri idrofili.
La composizione polimerizzabile può inoltre contenere uno o più agenti reticolanti per ottenere polimeri reticolati. Preferibilmente, gli agenti reticolanti sono inclusi nelle composizioni polimerizzabili quando si desidera formare in situ degli idrogeli.
La formazione di polimeri reticolati, inoltre, è preferibile nel caso in cui il metodo della presente invenzione venga impiegato per ridurre la permeazione all’acqua di formazioni rocciose fratturate, in quanto ciò permette ai polimeri che si formano in situ di intasare in modo più efficace e stabile le fratture, esercitando così una migliore azione di contenimento dell’acqua.
I polimeri reticolati, inoltre, presentano una resistenza strutturale superiore alle condizioni di utilizzo nel giacimento rispetto ai polimeri non reticolati.
Gli agenti reticolanti possono essere scelti fra i composti in grado di reticolare i monomeri scelti per la preparazione del polimero. Esempi di agenti reticolanti, particolarmente preferiti nel caso di polimeri idrogeli, sono: N,N’-metilen-bis-acrilammide, etilenglicole-dimetacrilato, divinilbenzene, poli(etilenglicole)diacrilato, 1,4-butandiolo diacrilato, trimetil-propano triacrilato, 1,4-bis(4-vinilfenossi)butano, bis(2-metacriloil)osseti disolfuro.
Il grado di reticolazione del polimero può essere variato, regolando la concentrazione di agente reticolante nella composizione polimerizzabile.
Preferibilmente, il rapporto fra il peso dell’agente reticolante e il peso totale dei monomeri della composizione polimerizzabile è nell’intervallo 0,2% - 2%, più preferibilmente nell’intervallo 0,5% -0,9%.
La composizione polimerizzabile può essere preparata in accordo con le tecniche e utilizzando i dispositivi noti all’esperto del ramo.
La composizione polimerizzabile può essere preparata ad esempio miscelando i monomeri, gli iniziatori idrofilo e lipofilo e gli eventuali ingredienti opzionali, quali liquido di trasporto (es. acqua), tensioattivi, agenti reticolanti, ecc., mediante agitazione meccanica (ad esempio, tramite un mixer statico).
Il metodo della presente invenzione si può applicare a formazioni rocciose aventi diverse caratteristiche geologiche. In particolare, il metodo è adatto per ridurre la mobilità dell’acqua sia in formazioni rocciose fratturate sia in formazioni rocciose porose.
Le composizioni polimerizzabili, infatti, contenendo composti monometrici, hanno di per sé bassa viscosità e pertanto sono facilmente iniettabili nel sottosuolo. La viscosità della composizione polimerizzabile può essere inoltre regolata aggiungendo un liquido di trasporto (es. acqua) oppure variando la quantità di liquido di trasporto ove presente.
Il metodo secondo la presente invenzione può essere applicato sia prima di iniziare l’estrazione dell’olio idrocarburico da un giacimento petrolifero sia quando il pozzo è già in produzione, ossia a sfruttamento iniziato.
In particolare, il metodo può essere vantaggiosamente applicato ai pozzi di estrazione cosiddetti “maturi”, ossia ai pozzi ormai giunti al limite della capacità produttiva, che si caratterizzano per l’estrazione di significative quantità di acqua in associazione all’olio idrocarburico.
L’iniezione della composizione polimerizzabile in un giacimento può essere realizzata con le apparecchiature e secondo le tecniche note del settore dell’industria dell’estrazione petrolifera.
L’iniezione della composizione polimerizzabile nel giacimento può essere effettuata sia tramite il pozzo di estrazione del fluido idrocarburico sia attraverso gli altri pozzi generalmente presenti in un campo petrolifero, quali i pozzi per l’iniezione nel sottosuolo di vapore, acqua o altri fluidi (c.d. pozzi iniettori).
Il metodo secondo la presente invenzione può quindi essere utilizzato nell’ambito delle attività secondarie e terziarie di recupero di un olio idrocarburico, sia negli interventi di blocco dell’acqua (water shut-off treatment) sia nei trattamenti della formazione rocciosa (conformation treatment).
Le quantità di composizione polimerizzabile da iniettare possono variare ampiamente in funzione della specifica conformazione geologica del giacimento.
La quantità di composizione polimerizzabile può essere facilmente determinata dall’esperto del ramo sulla base delle caratteristiche geologiche del giacimento, in particolare del suo pofilo di temperatura, e di semplici prove sperimentali di routine.
L’iniezione della composizione polimerizzabile può eventualmente essere seguita dall’iniezione di un fluido di spiazzamento (ad esempio, il medesimo liquido di trasporto, della composizione polimerizzabile, se presente), così da favorire la penetrazione della composizione polimerizzabile nella formazione rocciosa del giacimento.
Al termine dell’iniezione della composizione polimerizzabile ed eventualmente del fluido di spiazzamento, si può avviare o riprendere l’estrazione del fluido idrocarburico dal pozzo. Preferibilmente, prima di procedere con l’estrazione del fluido idrocarburico, si attende un lasso di tempo sufficiente a consentire alla composizione polimerizzabile di giungere a contatto con l’acqua di giacimento e reagire formando polimeri in situ, ottenendo l’effetto desiderato di riduzione della mobilità dell’acqua.
Ove necessario, l’estrazione del fluido idrocarburico può essere interrotta per effettuare ulteriori iniezioni di fluido di trattamento, così da ottenere un ulteriore incremento della produttività del pozzo di estrazione.
Vantaggiosamente, nel caso in cui i polimeri che si formano in situ siano gli idrogeli descritti in precedenza, gli effetti dell’iniezione di una composizione polimerizzabile secondo la presente invenzione risultano almeno parzialmente reversibili. L’acqua assorbita dagli idrogeli, infatti, può essere nuovamente espulsa dai polimeri per contatto degli idrogeli con un composto acido. Il composto acido, quale un acido minerale (es. acido cloridrico) oppure un acido organico (es. acido formico), può essere iniettato nel giacimento con le stesse modalità descritte per il fluido di trattamento.
Questa proprietà degli idrogeli può essere sfruttata per ovviare almeno in parte a eventuali errori di iniezione dei polimeri nel giacimento, nel caso in cui ad esempio le iniezioni di polimero causino un peggioramento della capacità produttiva dell’olio.
I seguenti esempi di realizzazione sono forniti a mero scopo illustrativo della presente invenzione e non devono essere intesi in senso limitativo dell’ambito di protezione definito dalle accluse rivendicazioni.
ESEMPI
Preparazione delle composizioni polimerizzabili Composizioni polimerizzabili secondo la presente invenzione sono state preparate utilizzando i seguenti ingredienti:
a) una miscela di monomeri idrofili formata da acido metacrilico (AMA), come monomero principale, e 2-idrossietil metacrilato-PEG (HEMA-PEG), come comonomero (peso molecolare (Mw) di HEMA-PEG circa 2000 Da; valore medio di n nella formula generale (I) pari a 45; grado di salificazione di HEMA-PEG pari a circa 100%);
b) 4,4’-azobis(acido-4-cianovalerico) come iniziatore di polimerizzazione idrofilo;
c) perossido di benzoile come iniziatore di polimerizzazione lipofilo;
d) bisacrilammide come agente reticolante.
Le quantità relative di monomero principale e comonomero rispetto al peso complessivo della miscela di monomeri idrofili sono: 75% AMA, 25% HEMA-PEG.
Le composizioni polimerizzabili sono state preparate dapprima miscelando fra loro il monomero e il comonomero e, quindi, aggiungendo gli iniziatori idrofilo e lipofilo e l’agente reticolante alla miscela risultante.
Prove di polimerizzazione
Per verificare il comportamento delle composizione polimerizzabili in condizioni prossime a quelle di giacimento, ciascuna composizione è stata sottoposta a due distinte reazioni di polimerizzazione, in presenza rispettivamente di:
(i) acqua salina (acqua distillata contenente ioni Na<+>(34 g/l), Ca<++>(5,8 g/l), Mg<++>(0,6 g/l));
(ii) miscela acqua/olio (dispersione) al 50% in peso.
Le prove sono state effettuate versando la composizione polimerizzabile in una provetta contenente l’acqua salina o la miscela acqua/olio mantenute alla temperatura di 85°C.
Le prove in acqua hanno dimostrato la capacità delle composizioni polimerizzabili secondo la presente invenzione di polimerizzare sino a formare un idrogelo.
Nel corso delle prove in acqua, è stato inoltre misurato il tempo durante il quale la composizione polimerizza formando l’idrogelo (tempo di gelazione).
Le prove in miscela acqua/olio hanno dimostrato invece che le composizioni polimerizzabili non formano sostanzialmente idrogeli a contatto con un olio.
La composizione chimica delle composizioni polimerizzabili e i risultati delle prove sono riportati nella seguente Tabella 1.
Tabella 1.
Miscela
monomeri Conc. Formazione Rapporto Tempo
Composi- idrofili Agente totale idrogelo in In. Lip/In. gelazione in
zione n. AMA/ reticolante<2>iniziatori<2>miscela Idr.<3>acqua
HEMA- acqua/olio PEG<1>
S46 75/25 0,35 0,05 90/10 5 ore 16 min NO S50 75/25 0,35 0,025 70/30 > 8 ore NO S51 75/25 0,35 0,025 60/40 > 8 ore NO 1 – rapporto in peso AMA/HEMA-PEG nella miscela di monomeri idrofili 2 – percentuale in peso rispetto al peso della miscela di monomeri idrofili
3 – rapporto in peso iniziatore lipofilo (In. Lip.)/iniziatore idrofilo (In. Idr.) Le prove effettuate dimostrano che le composizioni polimerizzabili secondo la presente invenzione polimerizzano selettivamente in presenza di acqua, mentre risultano inattive in presenza di olio.

Claims (15)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo che comprende iniettare in detto giacimento almeno una composizione polimerizzabile comprendente: - almeno un monomero idrofilo, - almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo (iniziatore idrofilo), - almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo (iniziatore lipofilo).
  2. 2. Metodo secondo la rivendicazione precedente, in cui la concentrazione totale di detto almeno un iniziatore idrofilo e detto almeno un iniziatore lipofilo è nell’intervallo 0,006 – 1,00 % in peso, preferibilmente nell’intervallo 0,01 – 0,50% in peso rispetto al peso complessivo di detto almeno un monomero idrofilo.
  3. 3. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto almeno un iniziatore lipofilo è presente in una concentrazione nell’intervallo 0,005 – 0,500 % in peso rispetto al peso complessivo di detto almeno un monomero idrofilo.
  4. 4. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto almeno un iniziatore idrofilo è presente in una concentrazione nell’intervallo 0,001 – 0,100 % in peso rispetto al peso complessivo di detto almeno un monomero idrofilo.
  5. 5. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui il rapporto in peso tra l’iniziatore idrofilo e l’iniziatore lipofilo presenti nella composizione polimerizzabile è compreso nell’intervallo da 95:5 a 5:95, preferibilmente nell’intervallo da 60:40 a 5:95, più preferibilmente nell’intervallo da 50:50 a 10:90.
  6. 6. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detta composizione polimerizzabile comprende almeno un composto reticolante.
  7. 7. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detta composizione polimerizzabile comprende almeno un tensioattivo.
  8. 8. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detto monomero idrofilo è scelto fra: monomero acrilico, monomero metacrilico, monomero comprendente almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica.
  9. 9. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detta composizione polimerizzabile polimerizza formando un idrogelo.
  10. 10. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detta composizione polimerizzabile comprende: - almeno un primo monomero scelto fra monomero acrilico o monomero metacrilico, e - almeno un secondo monomero comprendente almeno un’insaturazione etilenica e almeno una catena poliossoetilenica.
  11. 11. Metodo secondo la rivendicazione precedente, in cui detto secondo monomero ha la seguente formula (I) (I) dove: R1è H oppure CH3; R2è H, OH, alchile C1-C4, alcossi C1-C4, oppure un gruppo acrilato COCR3=CH2in cui R3è H oppure CH3; X è O oppure NH; n è un numero intero nell’intervallo 1 – 500.
  12. 12. Metodo secondo la rivendicazione 10 o 11, in cui detto primo monomero è scelto fra acido acrilico e acido metacrilico.
  13. 13. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, in cui detta iniezione di detta composizione polimerizzabile è seguita da almeno un’iniezione di almeno un fluido di spiazzamento.
  14. 14. Metodo secondo una o più delle rivendicazioni precedenti, che comprende estrarre detto olio idrocarburico da detto giacimento sotterraneo.
  15. 15. Composizione polimerizzabile comprendente: - almeno un monomero idrofilo, - almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica idrofilo (iniziatore idrofilo), - almeno un iniziatore di polimerizzazione radicalica ad attivazione termica lipofilo (iniziatore lipofilo).
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