ITMI20071196A1

ITMI20071196A1 - Fluidi a base acquosa per prevenire la formazione di emulsioni w-o o per risolvere emulsioni w-o gia'formate in matrici porose

Info

Publication number: ITMI20071196A1
Application number: IT001196A
Authority: IT
Inventors: Paola Albonico; Sandra Cobianco; Gaudio Lucilla Del; Chiara Neva Emiliani; Giuseppe Ripa
Original assignee: Eni Spa
Priority date: 2007-06-14
Filing date: 2007-06-14
Publication date: 2008-12-15
Also published as: KR20100029817A; US20100216670A1; EP2158287B1; KR101453590B1; EA200901592A1; WO2008151791A3; EP2158287A2; CA2703349C; HRP20120881T1; EA017750B1; CA2703349A1; US8691732B2; JP5539189B2; IL202724A; WO2008151791A2; IL202724A0; CN101730729B; JP2010529269A; CN101730729A; PL2158287T3

Description

FLUIDO A BASE ACQUOSA PER PREVENIRE LA FORMAZIONE DI EMULSIONI W/0 0 PER RISOLVERE EMULSIONI W/0 GIÀ' FORMATE IN MATRICI POROSE.

DESCRIZIONE

La presente invenzione si riferisce ad un fluido a base acquosa che può essere utilizzato come fluido di completamento per prevenire la formazione dì emulsioni inverse W/0 nei pozzi petroliferi o come fluido remediai per risolvere emulsioni W/0 già formate.

Più in particolare l'invenzione sì riferisce ad un fluido comprendente tensioattivi non ionici caratterizzati da un opportuno HLB ed eventualmente sali, che può essere usato per prevenire la formazione dì emulsioni inverse W/O o per risolverle nel caso siano già formate, nei pozzi petrolìferi in cui sono stati impiegati fluidi dì perforazione a base olio.

La produttività di un pozzo petrolifero è fortemente influenzata da tutte le operazioni che vengono effettuate in pozzo sin dalle prime fasi di perforazione e completamento.

Generalmente la perforazione di pozzi mineralizzati a gas e caratterizzati da formazioni produttive con un elevato contenuto di argille soprattutto reattive, richiede l'impiego di fluidi di perforazione capaci di stabilizzare le pareti del foro ed evitare così il collasso del pozzo per azione del rigonfiamento delle argille reattive.

Per questo scopo si possono utilizzare fluidi a base olio, generalmente emulsioni inverse W/0, oppure fluidi a base acquosa contenenti specifici additivi capaci di interagire con le argille e limitare i problemi di rigonfiamento.

In alcuni casi però, soprattutto in formazioni multistrato, i fluidi acquosi non sono in grado di garantire risultati soddisfacenti e quindi l'unica alternativa è l'impiego di un fluido a base olio.

Tuttavia l'interazione del fluido dì perforazione ad olio presente in formazione come residuo o filtrato dalla matrice porosa, con quello impiegato nella successiva fase di completamento, generalmente una soluzione acquosa salina (brine), può causare una riduzione temporanea o permanente della produttività del pozzo.

E' stato osservato, infatti, che quando il filtrato del fango ad olio, che penetra nella matrice porosa durante la perforazione, entra in contatto con il brine di completamento può formare delle emulsioni di tipo W/0 molto viscose e stabili anche ad alta temperatura.

Il filtrato del fango ad olio, come dice il termine stesso, è costituito da olio {lamium, gasolio) e dai tensioattivi presenti nella formulazione del fango, caratterizzati da un basso HLB. Quelli che più comunemente troviamo nelle formulazioni commerciali dei fanghi ad olio sono poliammidi di acidi grassi modificati, ammine di acidi grassi alcossilate. Questi tensioattivi vengono utilizzati per formulare i fanghi ad olio in quanto permettono di ottenere emulsioni inverse W/0 estremamente stabili.

Una volta terminata la fase di completamento, il pozzo viene aperto e messo in produzione. Tuttavia in alcuni casi, soprattutto nei pozzi a gas, l'erogazione risulta lenta o addirittura non si osserva alcuna produzione di idrocarburi.

Tra i possibili meccanismi di danneggiamento che possono essere la causa della mancata erogazione, la formazione di emulsioni è quello che si ipotizza essere il più probabile. Se l'emulsioneW/0 si forma, questa può avere elevata viscosità e non può essere spiazzata da successivi flussaggi con brine in quanto la fase continua è costituita da olio: questo tipo di emulsioni funziona come un vero e proprio tappo che ostruisce l'erogazione.

Il danneggiamento indotto da emulsioni è comunque un problema che si può verificare sia in pozzi produttori dove si può osservare una mancata erogazione di idrocarburi sia nei pozzi iniettori di acqua, nel caso in cui l'acqua iniettata per sostenere la pressione del giacimento venga iniettata in un livello ad olio.

Attualmente non esistono tecnologie efficaci per risolvere/prevenire questo problema. L'unica opzione alternativa è l'impiego di un fango ad acqua per la perforazione, compatibile con il fluido di completamento (brine).

Tuttavia questa opzione non è sempre attuabile in pozzi con elevato contenuto di argille reattive dove l'impiego di un fango ad acqua potrebbe causare seri problemi di instabilità del foro.

E' stato ora trovato che quando vengono impiegati fluidi di perforazione a base olio formulati con una particolare tipologia di tensioattivi, l'uso di un fluido abase acquosa ad<d>izionato di tensioattivi caratterizzatida un opportuno HLB e solubilità in soluzioni acquose ad alto contenuto salino, consente sia di prevenire la formazione dell'emulsione inversa W/0 sia di risolvere la suddetta emulsione nel caso essa sia già formata. Nel primo caso si parla di uso di fluidi di completamento nel secondo di uso dì fluidi remediai.

Costituisce pertanto oggetto della presente invenzione un fluido a base acquosa, per applicazioni in campo petrolifero, comprendente tensioattivi non ionici stabili a temperature comprese tra 10 e 90°C, aventi HLB compreso tra 8 e 20 e solubili in acqua con un contenuto salino compreso tra 0 e 60% peso ed eventualmente sali.

Costituisce un ulteriore oggetto della presente invenzione l'uso di detto fluido per prevenire la formazione di emulsioni inverse W/0 o per risolvere emulsioni già formate in pozzi petroliferi in cui vengono impiegati fanghi a base oleosa.

Generalmente i sali presenti nel fluido della presente invenzione sono scelti tra CaC12 a concentrazione compresa tra 1-35% peso, KC1 a concentrazione compresa tra 1-10% peso, CaBr2 a concentrazione compresa tra 40-60% peso.

Preferibilmente i tensioattivi non ionici addizionati al fluido dell'invenzione hanno HLB compreso tra 10 e 15.

Quando il fluido viene utilizzato per prevenire la formazione di emulsioni W/O si parla di fluido o brine di completamento e ,in questo caso, i tensioattivi sono presenti a concentrazione compresa tra 0.1 e 1% peso, mentre quando viene utilizzato per risolvere emulsioni già formate, si parla di fluido o brine remediai e i tensioattivi sono presenti a concentrazione compresa tra 0.2 e 5% peso.

I fluidi dell'invenzione possono convenientemente essere utilizzati sia per prevenire o per rompere emulsioni inverse W/O nei pozzi produttori di idrocarburi sia nei pozzi iniettori di acqua che sono la causa della mancata erogazione di idrocarburi.

La classe dei tensioattivi alchilpoliglucosidici si è rivelata particolarmente adatta allo scopo della presente invenzione in quanto è stabile nell'intervallo di temperatura 10-90°C ed è solubile in acqua con un contenuto di sali compreso tra 0 e 60% peso.

Ad esempio possono essere preparati fluidi di completamento o remedìal comprendenti tensioattivi alchilpoliglucosidici commerciali, a tossicità nulla, che trovano già applicazione in svariati campi<(>detergenza, cosmetica, alimentare), come i prodotti della Seppie a sigla SL8, SL10 e il prodotto della Cognis denominato GP215.

L'impiego di alcuni di essi è già noto in campo petrolifero per applicazioni di pulizia del casing.

Risultati particolarmente soddisfacenti sono stati ottenuti con il Glucopon 215, un alchilpoliglucoside della Cognis avente struttura illustrata in figura 1, dove R rappresenta una catena alchilica di lunghezza C8 - CIO ed n ha il valore di 1.5 e rappresenta il grado di oligomerizzazione

Il fluido di completamento dell' invenzione è particolarmente efficace quando interagisce con fluidi di perforazione ad olio che sono presenti in formazione come residuo o come filtrato dalla matrice porosa.

Il fluido remediai dell' invenzione, invece, è particolarmente efficace quando interagisce direttamente con una emulsione W/0 già costituita, presente in formazione come prodotto dell'interazione tra fluidi impiegati in trattamenti precedenti (ad esempio tra un residuo o filtrato di un fango di perforazione ad olio ed un tradizionale brine di completamento).

I fluidi di perforazione a base olio sono principalmente costituiti da un olio, generalmente paraffinico a bassa tossicità, utilizzato come fase disperdente, come per esempio il lamium, e da un tensioattivo o una coppia dì tensioattivi, dì cui uno funge da emulsionante primario (presente nel fango alla concentrazione 3-5% v/v) e l'altro da emulsionante secondario (1-3% nel fango).

Esempi di tensioattivi o di coppie di tensioattivi presenti nei principali fanghi ad olio commerciali sono:

Tali tensioattivi sono disponibili in commercio con i seguenti nomi:

Il filtrato è generalmente costituito da tutti 1 componenti presenti nel fango ad olio che riescono a filtrare attraverso la matrice porosa .

I filtrati modello utilizzati nella presente invenzione sono stati preparati mediante dissoluzione in lamium di una coppia di tensioattivi selezionata tra quelle presenti nei sei fanghi ad olio commerciali precedentemente considerati.

La concentrazione dei tensioattivi nel lamium è tuttavia un ordine di grandezza inferiore rispetto a quella minima di impiego nella formulazione del fango originale (0.33% emulsionante primario, 0.13% emulsionante secondario). In questo modo si è voluto simulare un basso residuo in formazione deidue tensioattivi, ipotizzando una loro paragonabile filtrazione in matrice.

Gli esempi sotto riportati sono a scopo illustrativo e non limitativo della presente invenzione.

FORMAZIONE DI EMULSIONI

Esempio 1.

In questo esempio è stata verificata la formazione di emulsioni al variare del rapporto W(brine)/0(filtrato sintetico).

E' stato utilizzato un filtrato ad olio sintetico (FS) comprendente lamium ,un olio paraffinico a bassa tossicità utilizzato per la formulazione dei fluidi di perforazione a base olio (OBM) e dai due tensioattivi Novatec P (primario) e Novatec S (secondario),di cui l'emulsionante primario è presente alla concentrazione dello 0.33% v/v e quello secondario alla concentrazione dello 0.13% v/v.

In un beaker da 500 mi viene miscelato alla temperatura di 25 °C, sotto agitazione (500 rpm) mediante agitatore Silverson per 10 minuti, un dato volume di FS con una soluzione acquosa di CaC12 (concentrazione di sale pari a 380 g/1) a 3 diversi rapporti di miscelazione: 75/25, 50/50 e 25/75 per un volume totale di 200 mi. Per i tre rapporti di miscelazione si è osservata la formazione un'emulsione W/0 stabile per mesi. Le emulsioni sono state caratterizzate mediante misure reologiche e di conducibilità elettrica. In Tabella 1 sono riportati i risultati ottenuti.

Esempio 2

In questo esempio è stata valutata la formazione di emulsioni anche con altri brine di completamento.

Utilizzando la stessa procedura descritta nell'esempio 1 ma considerando solo il rapporto di miscelazione W:0 pari a 75:25, perché ritenuto più rappresentativo delle condizione reali di pozzo, è stata verificata la formazione delle emulsioni anche con altri brine di completamento: CaC12 3%, CaC12 10%, KC13% e CaBr254%. Con tutti brine utilizzati è stata osservata la formazione di emulsioni W/0 stabili e viscose, come confermato dai dati di conducibilità elettrica delle varie emulsioni confrontati con il valore di conducibilità elettrica misurato per lo stesso brine riportati in Tabella 2. Dalla caratterizzazione reologica risulta inoltre che la viscosità a bassi shear rate delle emulsioni formulate con KC13% è maggiore di circa un ordinedì grandezza rispetto a quelle contenenti CaC12 al 34% come illustrato dal confronto delle curve di flusso di Figura 1.

Esempio 3

In questo esempio è stata valutata la formazione di emulsioni con filtrati sintetici rappresentativi di differenti fanghi ad olio commerciali e KC1 3% come brine di completamento.

Filtrati sintetici di tutti e cinque i fanghi ad olio commerciali illustrati nella tabella sotto riportata sono stati preparati e emulsionati in rapporto 25:75 con KC1 al 3%.

In tutti i casi è stata prodotta una emulsione stabile nel tempo, per mesi, e viscosa.

Esempio 4

In questo esempio viene valutata la formazione di emulsioni con filtrati sintetici rappresentativi di differenti fanghi ad olio commerciali e CaC12 come brine di completamento.

Filtrati sintetici di tutti e cinque i fanghi ad olio commerciali riportati nell'esempio precedente sono stati preparati ed emulsionati in rapporto 25:75 con CaC12 d= 1.25 s.g. In tutti i casi è stata prodotta una emulsione stabile e viscosa.

PREVENZIONE DELLA FORMAZIONE DI EMULSIONI:

VALUTAZIONE DELL'EFFICACIA DEL FLUIDO DI COMPLETAMENTO

Esempio 5

In questo esempio viene valutata l'efficacia del trattamento di prevenzione oggetto di questo brevetto.

Utilizzando la stessa procedura descritta nell'esempio 1 è stata verificata la possibilità di prevenire la formazione dell'emulsione attraverso l'aggiunta al brine di un tensioattivo. I tensioattivi utilizzati appartengono alla classe dei non ionici, alchilpoliglucosidici, solubili nei brine utilizzati per la sperimentazione. Le concentrazioni d'impiego variano nell'intervallo tra 0.2 e 1% come riportato in Tabella 3. Come si osserva dai valori di conducibilità elettrica tutti i tensioattivi testati permettono di prevenire l'emulsione W/0 in quanto caratterizzati da una conducibilità paragonabile a quella del brine utilizzato, tranne il sistema SL 4 che alla concentrazione considerata non ha dato risultati positivi.

Esempio 6.

In questo esempio viene valutata la prevenzione della formazione di emulsione con filtrati sintetici rappresentativi di differenti fanghi ad olio commerciali e CaC12 d=1.25 addizionato di 0.5% Glucopon 215.

50 mi di filtrato sintetico (25% in volume) rappresentativo dei 5 fanghi ad olio commerciali considerati vengono emulsionati con 150 mi di CaC12 d=1.25 (75% in volume), addizionato dello 0.5% di Glucopon 215 per 10 minuti a 5000 giri con Silverson munito di griglia a fori rettangolari in un beaker da 250 mi di forma alta. Il rapporto tra fase acqua e fase olio è stato mantenuto costante per valutare tutti i filtrati sintetici considerando l'eccesso di brine rappresentativo di una situazione di campo.

Con questa procedura è stata verificata la possibilità di prevenire la formazione dell'emulsione viscosa e stabile attraverso l'aggiunta al brine di un tensioattivo (Glucopon 215 allo 0.5%).

Al termine dell' emulsionamento tutti e cinque i sistemi valutati, in tempi al di sotto dei 30 minuti, hanno evidenziato una perfetta separazione della fase olio dalla fase acqua. Le due fasi separate erano limpide .

Esempio 7,

Verifica della prevenzione della formazione dì emulsione stabile con filtrati sintetici rappresentativi di differenti fanghi ad olio commerciali e KC1 3% addizionato di 0.5% Glucopon 215.

E' stata eseguita la medesima sperimentazione riportata nell'esempio 6, ma cambiando il brine.

In questo caso al termine dell'emulsionamento quasi tutti e cinque i sistemi valutati hanno portato in tempi al di sotto dei 30 minuti alla perfetta separazione della fase olio dalla fase acqua. Le due fasi separate erano limpide. Per le emulsioni provenienti dai filtrati sintetici con Carbotec Carbomul e Faze mul Faze wet quali tensioattivi nel filtrato di partenza si è osservata la formazione di emulsioni sempre instabili ma che necessitano di tempi molto più lunghi di risoluzione.

RISOLUZIONE DI EMULSIONI GIÀ' FORMATE: VALUTAZIONE DELL'EFFICACIA DEL FLUIDO REMEDIAL

Esempio 8,

In questo esempio viene valutata la risoluzionedi emulsioni (formate con filtrato sintetico e CaC12 d= 1.25 s.g.) con brine additivati di differenti concentrazioni di Glucopon 215.

Mediante agitatore Silverson, viene preparata l'emulsione con la fase brine (CaCl2 d - 1.25 s.g.)e il filtrato sintetico corrispondente al fango N° 1 in tabella. Le condizioni operative di emulsionamento sono 5 minuti di agitazione a 5000 rpm. Il rapporto tra le due fasi è 25:75.

Vengono preparati una serie di campioni in cui vengono posti pari volumi di brine (tal quale e addizionato di concentrazioni crescenti di glucopon) a contatto con l'emulsione.

Lo studio è stato condotto mettendo a punto un test in statico di cinetica di separazione delle fasi con il Turbiscan. Questo strumento è in grado di monitorare nel tempo il profilo di trasmissione e back scattering del campione partendo dalla base della cella sino al suo apice, evidenziando la presenza di fasi differenti ed evoluzioni di esse. Con questo sistema è possibile prescindere dalla soggettività delle osservazioni visive e confrontare andamenti di campioni preparati in momenti differenti. Nella cella vengono introdotti 10 mi di risolutore {- brine tensioattivo) da testare e sopra di essa vengono posti 10 mi di emulsione (l'emulsione essendo acqua in olio sta necessariamente sopra). Una misura iniziale del campione e altre successive nel tempo permettono di seguire la eventuale smiscelazione delle fasi sino ad una completa scomparsa dell'emulsione dì partenza.

Sulla base di questo test inizialmente sono stati valutati e messi a confronto concentrazioni crescenti sino al 5% dei tensioattivi DFE 726 e Glucopon 215 CS in CaC12 d= 1.25 come risolutori per un'emulsione (75w/25o) preparata con CaC12 d=l.25. Glucopon 215 è risultato essere più efficace nella risoluzione dell'emulsione nonostante inizialmente la separazione delle fasi risulta essere più veloce con DFE. Quest'ultimo infatti, anche alla più alta concentrazione sperimentata (5%), non porta mai ad una risoluzione totale dell'emulsione. Nella Figura 2 sono fotografati tre campioni a confronto dopo 21 ore dal contatto risolutore/emulsione: il bianco (assenza di tensioattivo nel risolutore) e i campioni con rispettivamente il 5% di DFE 726 e di Glucopon 215 CS UP. Si può osservare come con Glucopon si ha ad una perfetta risoluzione dell'<">emulsione in due fasi perfettamente limpide (già in sole in 4 ore) mentre con DFE permane all'interno della fase acqua un alone torbido che si mantiene tale nel tempo (anche mesi), Nel bianco il volume della fase emulsione resta invariato ma si assiste alla separazione di un eccesso di olio. Esempio 9.

Verifica della risoluzione di emulsioni (formate con filtrato sintetico e differenti brine additìvati di differenti concentrazioni di Glucopon 215.

Sono stati determinati tempi di risoluzione di emulsioni formate secondo il protocollo definito nell'esempio precedente con differenti brine quali KC1 3%, CaCl2 3% e CaBr2 d = 1.8. Come risolutori sono state preparate soluzioni da 0,5 a 5% di Glucopon in brine; è stato utilizzato lo stesso tipo di brine per la preparazione dell'emulsione e nel risolutore.

Sinteticamente i dati ottenuti sono riportati in Tabella 4.In presenza di brine ad elevata concentrazione salina si ottengono risoluzioni più rapide dell'emulsione. Tutte le concentrazioni di Glucopon testate portano, in tempi diversi, a completa risoluzione dell'emulsione, mentre in assenza di tensioattivo l'emulsione permane stabile .

Esempio 10,

In questo esempio viene valutata la risoluzione di emulsioni (formate con filtrato sintetico e brine KC1 3% con differenti brine additivati di differenti concentrazioni di Glucopon 215.

Per incrementare la velocità di risoluzione dell'emulsione si è verificato se brine diversi da KC1 3% fossero stati in grado di veicolare il Glucopon con maggiore efficacia.

In Tabella 5 sono riportati i tempi di risoluzione dell'emulsione da KCl 3% con risolutori costituiti dal 5% e 8% di Glucopon in differenti brine.

L'impiego di CaC12 al 3% si candida come un' alternativa vantaggiosa al KCl 3%, mentre brine aventi elevate densità non si dimostrano altrettanto efficaci.

Esempio 11.

Effetto della temperatura sulla risoluzione di emulsioni (formate con filtrato sintetico e KCl 3%) con brine CaCl2 addizionato di Glucopon 215.

E' stato valutato l'effetto della temperatura sui tempi di risoluzione dell'emulsione formata con filtrato sintetico e KC1, mediante contatto con soluzioni all'8% di Glucopon 215 in KC1 e CaCl2 al 3%.

Per poter meglio discriminare le cinetiche e caratteristiche di risoluzione dell'emulsione queste prove sono state seguite in continuo al Turbiscan termostatato a 40°C con misurazioni in automatico ogni 20 minuti

L'effetto della temperatura ha permesso di velocizzare di un 60% i tempi di risoluzione rispetto a quelli ottenuti a temperatura ambiente (1 - 2 gg).

Nella Tabella 6 si riportano i risoluzione dell'emulsione ottenuti con i brine CaC12 e KC1 al 3%, a temperatura ambiente e a 40°C.

L'impiego di CaC12 al 10% anziché al 3% può essere considerato vantaggioso in quanto, anche se non porta a sensibili variazioni sui tempi di risoluzione permette di ottenere soluzioni di Glucopon più limpide, soprattutto nei casi in cui lo si impieghi al elevata concentrazione (8%).

VERIFICA DI FORMAZIONE DI EMULSIONI E PREVENZIONE DELLA LORO FORMAZIONE IN MEZZO POROSO

Esempio 12.

Test per valutare il danneggiamento del mezzo poroso indotto dall'interazione del filtrato ad olio con il brine di completamento.

La valutazione di quanto un fluido danneggia una formazione produttiva durante le fasi di perforazione e completamento viene effettuata mediante un apparato sperimentale che consente il flussaggio di fluidi in un mezzo poroso (carote dì roccia). 11 sistema è costituito da una cella Hassler pressurizzata con acqua in cui viene inserita una carota di roccia del diametro dì 2.54 cm e di lunghezza variabile (nei nostri test era di 7 cm) contenuta in un manicotto di gomma. L'apparato consente una caratterizzazione accurata della permeabilità iniziale e finale della carota, il monitoraggio della formazione di un sistema intasante nella carota e la valutazione del danneggiamento residuo della carota.

Il test è stato effettuato secondo la seguente procedura:

1, saturazione sottovuoto della carota con il fluido FS = filtrato sintetico, che simula il filtrato di un fango di perforazione a base olio. Il FS contiene lamium (taglio di raffineria a base di idrocarburi alifatici) e 1/10 della concentrazione dei tensioattivi (emulsionante primario ed emulsionante secondario) utilizzati per la formulazione dei fanghi ad olio,

2. dopo aver determinato la permeabilità iniziale all'olio il brine, CaC12 34%, viene iniettato in carota mantenendo la pressione costante (70 bar) tramite l'utilizzo di un cilindro dotato dì un pistone flottante. Contemporaneamente la quantità di fluidi filtrati attraverso la carota viene moniforata mediante una bilancia elettronica collegata ad un sistema di acquisizione dati,

3. Infine, se la carota non è completamente tappata, viene iniettato nuovamente il FS e misurata la permeabilità finale all'olio.

4. Il danneggiamento globale della carota viene determinato come rapporto tra la permeabilità finale e quella iniziale.

Esempio 13 - comparativo

Dopo aver determinato la permeabilità iniziale all'olio (8 rr\D), seguendo quanto descritto al punto 2 dell'esempio 4, si è iniziato ad iniettare CaC12 con □P pari a 75 bar. Si è osservata la fuoriuscita dì circa 5 mi di olio e poi la filtrazione si è bloccata. Pertanto si è aumentato il OP a 90 bar ma dopo l'uscita dì altri 5-6 mi si è avuto il blocco completo. Il tentativo di iniettare FS con un CIP di 85-90 bar nel senso opposto a quello del brine non ha permesso di ripristinare il flusso in carota, che è risultata completamente danneggiata.

Esempio 14

Seguendo la procedura descritta nell'esempio 4.1 bis è stato effettuato un test con CaC12 additivato con l'l% di tensioattivo GP215. Non è stato osservato alcun blocco della carota la cui permeabilità è stata completamente recuperata dopo flussaggio con olio. Il danneggiamento residuo è stato pertanto nullo.

APPLICAZIONI DI CAMPO

Qui di seguito si riportano alcuni case histories tra i più rappresentativi per le applicazioni di campo effettuate con Glucopon aggiunto al brine di completamento per prevenire la formazione di emulsioni.

Esempio 15

In Armida4bìs il pozzo venne perforato in OEM e sparato in brine+Glucopon; in Basii 8 il Glucopon si aggiunse al brine di completamento per eseguire un HRWP per sand control; in Armida 4 il Glucopon si aggiunse al brine per controllare il pozzo durante operazioni di wireline.

In tutti i casi si riscontrò il beneficio del sistema sulla produzione del pozzo, che venne ottenuta secondo le stime laddove fu completato un nuovo livello, o venne mantenuta secondo il trend nel pozzo in cui venne eseguita un'operazione dove è richiesta la chiusura del pozzo.

Italia

* Armida 4BIS

Pozzo Armida 4 Bis

Data 31/08/05

(in produzione da 2 mesi)

Qgas 96.800Sm3/g

FTHP 234 kg/cm2

SBHP 483 kg/cm2

Fluido di perforazione OBM

Fluido di completamento Brine 3% Glucopon

* Basii 8

Pozzo Basii 8

Data 10/12/05

Qgas 225600 Sm3/g (*)

FTHP 144 kg/cm2

SBHP 235 kg/cm2

«

Fluido di perforazione OBM

Fluido di completamento Brine 3% Glucopon per HRPW (*) da early production

* Armida 4

Il Glucopon è stato aggiunto al brine usato per controllare il pozzo durante delle operazioni wireline. Infatti durante queste operazioni il brine avrebbe potuto contattare la formazione, sparata in OBM e quindi creare emulsioni. Le operazioni vennero svolte con successo poiché il pozzo venne rimesso in produzione senza alcuna diminuzione di produzione.

Tabella 1

Tabella 2.

Valori di conducibilità elettrica dei brine e delle emulsioni con essi preparate

Tabella 3

Valori di conducibilità elettrica dei sistemi tensioattivo-acqua-FS

Tabella 4

Tempi di risoluzione dell'emulsione per vari risolutori testati.

Tabella 5

Tempi di risoluzione dell'emulsione da KC13%con differenti brine e due concentrazioni di Glucopon

Tabella 6

Tempi di risoluzione dell'emulsione da KCl 3% ottenuti alle

temperature di 25 e 40°C con Glucopon 8% veicolato da due differenti brine (KCl e CaC12 al

3%)

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Fluido a base acquosa per applicazioni in campo petrolifero comprendente tensioattivi non ionici stabili a temperature comprese tra 10 e 90°C, aventi HLB compreso tra 8 e 20 e solubili in acqua con un contenuto salino compreso tra 0 e 60% peso, ed eventualmente sali.
2. Fluido secondo la rivendicazione 1 in cui i sali sono scelti tra CaC12 a concentrazione compresa tra 1-35% peso, KC1 a concentrazione compresa tra 1-10% peso, CaBr2 a concentrazione comprese tra 40-60% peso.
3. Fluido secondo la rivendicazione 1 in cui i tensioattivi non ionici hanno HLB compreso tra 10 e 15.
4. Fluido secondo la rivendicazione 1 in cui i tensioattivi non ionici appartengono alla classe dei tensioattivi alchìlpoliglucosidici.
5. Fluido secondo la rivendicazione 4 in cui i tensioattivi alchìlpoliglucosidici sono selezionati tra quelli commerciali a sigla SL8, L10 della Seppie e quello denominato Glucopon 215 della Cognis.
6. Uso del fluido della rivendicazione 1 come fluido di completamento per prevenire la formazione di emulsioni inverse W/0 o come fluido remediai per risolvere emulsioni già formate in pozzi petroliferi in cui sono stati impiegati fanghi a base oleosa.
7. Uso secondo la rivendicazione 6 in cui quando il fluido è utilizzato per prevenire la formazione di emulsioni contiene tensioattivi non ionici a concentrazione compresa tra 0.1 e 1% peso, quando viene utilizzato per risolvere emulsioni contiene tensioattivi non ionici a concentrazione compresa tra 0.2 e 5% peso.
8 . Uso secondo la rivendicazione 6 sia nei pozzi produttori di idrocarburi sia nei pozzi iniettori di acqua.
9. Uso secondo la rivendicazione 6 in cui i fanghi a base· oleosa comprendono un olio paraffinico alvilizzato come fase disperdente e un tensioattivo o ■una coppia di tensioattivi, di cui uno funge da emulsionante primario v/v e l'altro da emulsionante secondario.
10. Uso secondo la rivendicazione 9 in cui l'olio paraffìnico è il lamium.
1 1 Uso secondo la rivendicazione 9 in cui l'emulsionante primario è presente nel fango alla concentrazione 3-5% peso e l'emulsionante secondario al la concentrazione 1-3% peso.
12. Procedimento per prevenire emulsioni inverse W/0 ohe si formano nei pozzi produttori di idrocarburi perforati con fluidi ad olio in cui il fluido a base acquosa della rivendicazione 1 viene iniettato nel pozzo e lasciato interagire con i fluidi di perforazione ad olio che sono presenti in formazione come residuo o come filtrato dalla matrice porosa.
13. Procedimento per risolvere emulsioni inverse W/0 che si formano nei pozzi produttori di idrocarburi perforati con fluidi ad olio in cui il fluido a base acquosa della rivendicazione 1 viene iniettato nel pozzo e lasciato interagire direttamente con l'emulsione W/0 già costituita,