ITMI20102413A1 - Metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera - Google Patents

Description

Metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera

La presente invenzione si riferisce a un metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera.

In particolare, la presente invenzione si riferisce ad un metodo per contenere la formazione di coni d’acqua in pozzi a olio basato sulla realizzazione in situ di una barriera posizionata all’interfaccia olio/acqua tramite iniezione nel sottosuolo dei suddetti fluidi.

La presente invenzione si riferisce, inoltre, al suddetto fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato di sostanze barriera e a microcapsule contenenti le suddette sostanze barriera.

La formazione di coni d’acqua (in inglese, water coning) à ̈ un fenomeno che interessa le attività di estrazione di idrocarburi (olio o gas naturale) da giacimenti sotterranei mediante pozzi petroliferi.

Il water coning à ̈ un fenomeno legato alla presenza di un acquifero che delimita inferiormente o lateralmente il giacimento. Quando la portata di estrazione dell’olio supera un determinato valore limite, per effetto della depressione creata dall’attività di estrazione, l’acqua dell’acquifero viene trascinata verso l’alto in direzione del pozzo di produzione (secondo un profilo a forma di cono) ed estratta insieme all’olio. Con il protrarsi della produzione, la quantità di acqua estratta insieme con l’olio tende ad aumentare progressivamente fino a prevalere rispetto alla quantità di olio prodotto.

La produzione di olio con elevate quantità di acqua riduce notevolmente l’efficienza di estrazione dell’olio dal giacimento, aumenta i costi complessivi di produzione (anche perché richiede la separazione dell’acqua dall’olio) e pone, infine, il problema dello smaltimento dell’acqua in condizioni di sicurezza per l’ambiente.

Nello stato della tecnica sono state proposte diverse soluzioni al problema del water coning.

Una prima soluzione à ̈ rappresentata dalla perforazione direzionata di pozzi, ossia la perforazione di pozzi di estrazione aventi traiettorie e completamenti appositamente studiati per ridurre i fenomeni di coning.

Una seconda soluzione à ̈ rappresentata dalla realizzazione di barriere di permeabilità all’acqua nelle immediate vicinanze del pozzo mediante iniezioni nel sottosuolo di composti chimici in grado di modificare le caratteristiche di permeabilità della formazione rocciosa, diminuendo la permeabilità dell’acqua rispetto a quella dell’olio. I composti utilizzati a questo scopo sono generalmente polimeri, gel o schiume. Questi composti sono noti con il nome di “modificatori di permeabilità relativa†(in inglese, relative permeability modifiers).

Un esempio dell’impiego di questa tecnica à ̈ descritto nel brevetto US 3,965,986. Questo documento descrive un metodo per ridurre il water coning basato sulla riduzione della permeabilità all’acqua in porzioni selezionate di un giacimento, così da rallentare la migrazione dell’acqua verso il pozzo di produzione. La riduzione della permeabilità à ̈ ottenuta attraverso una prima iniezione di una dispersione acquosa di silice colloidale, seguita da una seconda iniezione di acqua contenente un tensioattivo, con formazione di un gel che riduce la permeabilità della matrice porosa.

Un secondo esempio di metodo per ridurre il water coning in un giacimento a olio con alta produzione d’acqua à ̈ riportato nel brevetto US 5,062,483. Il metodo descritto prevede l’iniezione all’interno del giacimento di una massa di gas incondensabili (ad esempio, aria o gas naturale) attraverso un pozzo di iniezione situato in prossimità del pozzo di estrazione. Tale iniezione aumenta la saturazione in gas nell’intorno del pozzo di estrazione. In una fase successiva, il metodo prevede l’iniezione di un’ulteriore quantità di gas incondensabili attraverso il pozzo di estrazione e la messa in produzione del pozzo di estrazione stesso.

I metodi per ridurre il water coning noti nello stato della tecnica e basati sulla formazione di barriere impermeabili all’acqua presentano diversi svantaggi.

Innanzitutto, i metodi noti producono effetti di contenimento solo nelle immediate vicinanze del pozzo di estrazione (in un raggio dell’ordine di qualche metro di distanza da questo), apportando così benefici molto limitati in termini di aumento del fattore di recupero finale dell’olio.

In secondo luogo, questi metodi prevedono l’iniezione di composti chimici all’interno della formazione rocciosa che contiene l’olio, con l’elevato rischio di danneggiare irrimediabilmente il pozzo di produzione in caso di errore nell’iniezione, poiché essa avviene attraverso lo stesso pozzo.

L’iniezione di composti chimici nel giacimento in accordo alla tecnica nota, inoltre, non à ̈ in grado, se non in modo molto limitato, di realizzare barriere di permeabilità in porzioni precise del sottosuolo, in particolare nei punti in cui possono essere più necessarie o efficaci.

In considerazione del suddetto stato della tecnica nel settore dell’industria petrolifera risulta tuttora molto sentita l’esigenza di individuare metodi alternativi e, possibilmente, più vantaggiosi ed efficaci per contrastare gli effetti del water coning.

Scopo della presente invenzione à ̈ quello di superare gli inconvenienti evidenziati dallo stato della tecnica.

Oggetto della presente invenzione à ̈ quindi un metodo per la riduzione del coning in un pozzo a olio di un giacimento sotterraneo delimitato da un acquifero comprendente una fase di iniezione di un fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato di sostanze barriera in detto acquifero con formazione di una barriera impermeabile localizzata all’interfaccia olio/acqua, caratterizzato dal fatto che detto fluido comprende una dispersione acquosa di microcapsule costituite da

- un nucleo (core) comprendente una sostanza modificatrice della permeabilità assoluta della formazione rocciosa che ospita detto giacimento,

- un guscio (shell) protettivo insolubile in acqua che riveste detto nucleo.

È un secondo oggetto della presente invenzione una microcapsula costituita da

- un nucleo (core) comprendente una sostanza modificatrice della permeabilità assoluta della formazione rocciosa di un giacimento a olio,

- un guscio (shell) protettivo insolubile in acqua che riveste detto nucleo.

Sono oggetto della presente invenzione, inoltre, un fluido micro(nano)strutturato comprendente una dispersione acquosa delle suddette microcapsule e il relativo uso nel suddetto metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio.

Per comprendere meglio le caratteristiche della presente invenzione nella descrizione si farà riferimento all’allegata figura 1, che riporta le curve di produzione cumulativa di olio (P) da un pozzo in funzione della durata della produzione, simulata mediante applicazione di un modello matematico.

Il metodo oggetto della presente invenzione permette di aumentare la produttività di un pozzo di produzione e anche l’efficienza di recupero dal giacimento di fluidi idrocarburici, sia liquidi (olio) sia gassosi (gas naturale), impedendo la comparsa o riducendo notevolmente il manifestarsi del fenomeno del water coning.

Nel seguito della descrizione si farà riferimento all’applicazione del metodo della presente invenzione all’estrazione di olio da un giacimento sotterraneo. Tuttavia, la presente invenzione à ̈ applicabile con i medesimi vantaggi anche al caso di un giacimento di gas naturale.

È quindi oggetto della presente invenzione anche il metodo precedentemente descritto per la riduzione del coning in un pozzo di produzione di gas naturale.

Il metodo si basa sulla realizzazione in situ di una barriera di permeabilità posizionata all’interfaccia tra il fluido idrocarburico e l’acqua. La barriera impedisce o almeno rallenta il movimento dell’acqua presente nel giacimento verso il pozzo di produzione, ritardando o evitando la comparsa di coni d’acqua.

La barriera di permeabilità realizzabile con il metodo della presente invenzione può essere di estensione notevole, sino ad occupare un’area che si estende per un raggio di diverse decine di metri dal pozzo di produzione. Grazie a tale estensione, la barriera attenua gli effetti indesiderati del coning in maniera decisamente più efficace rispetto ai metodi della tecnica nota. Nei casi più favorevoli, l’efficacia della barriera può essere tale da prevenire completamente la comparsa del fenomeno del coning.

Il metodo oggetto della presente invenzione ha l’ulteriore vantaggio di potere essere applicato sia prima di iniziare lo sfruttamento del giacimento, ossia prima di porre il pozzo di estrazione “in produzione†, sia a sfruttamento già avviato.

In accordo alla presente invenzione, la barriera di permeabilità à ̈ ottenuta in situ mediante iniezione nell’acquifero di una dispersione acquosa contenente microcapsule a rilascio controllato di sostanze barriera, ossia sostanze che possono modificare la permeabilità assoluta di un giacimento formando in situ una barriera al movimento dell’acqua verso i pozzi di produzione.

Esempi di barriere che à ̈ possibile formare utilizzando sostanze modificatrici della permeabilità sono le barriere in gel inorganici e gel organici (questi ultimi detti anche gel polimerici). Tra le barriere in gel inorganico, particolarmente efficaci sono le barriere ottenibili per gelificazione di sostanze barriera quali i composti metallo-alcossidi, in particolare alcossi-silani (Si-alcossidi).

Tra le barriere in gel organico, particolarmente preferite sono le barriere in gel di poliacrilammide, ottenibili per copolimerizzazione di sostanze barriera quali acrilammide e N,N’-metilen-bis-acrilammide, e quelle in gel a base di amido, ottenibili per gelificazione dell’amido (sostanza barriera) con acqua.

Il fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato di sostanze barriera oggetto della presente invenzione à ̈ costituito da una dispersione acquosa di microcapsule contenenti una sostanza modificatrice di permeabilità.

Una volta iniettate nel sottosuolo, le microcapsule contenute nel fluido vengono fatte migrare nell’acquifero verso l’interfaccia acqua/olio del giacimento, dove possono rilasciare il contenuto del core. La sostanza barriera rilasciata, secondo diversi possibili meccanismi fisici o chimici, dà quindi origine in situ a sostanze in grado di modificare le caratteristiche di permeabilità della formazione rocciosa (modificatori della permeabilità) grazie all’occlusione degli spazi porosi intergranulari.

Le microcapsule sono costituite da un nucleo (core) centrale, contenente la sostanza barriera, e da un guscio (shell) di rivestimento, realizzato in un materiale sostanzialmente insolubile in acqua. Il guscio di rivestimento ricopre l’intera superficie del nucleo.

Le microcapsule hanno sostanzialmente forma sferica e diametro variabile nell’intervallo 0,01-30 µm. Nel seguito della descrizione i termini guscio e shell sono usati in modo interscambiabile fra loro, così come i termini nucleo e core.

Il materiale che compone il guscio di rivestimento ha caratteristiche chimiche e fisiche tali da proteggere il contenuto del nucleo mentre le microcapsule si trovano in dispersione acquosa e durante l’iniezione nell’acquifero. Grazie a tale protezione, le microcapsule possono attraversare inalterate l’acquifero sino all’interfaccia olio/acqua, dove rilasciano la sostanza barriera contenuta nel nucleo e formano in situ una barriera impermeabile.

La modalità ed il tempo di rilascio del contenuto del nucleo all’interfaccia olio/acqua possono essere controllati selezionando opportunamente il materiale di cui si compone il guscio delle microcapsule in funzione delle caratteristiche del giacimento. Il tempo di rilascio dipende anche dallo spessore del guscio protettivo e dalla temperatura a cui sono esposte le microcapsule.

In una prima forma di realizzazione preferita della presente invenzione, il contenuto del nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato mediante dissoluzione del guscio protettivo delle microcapsule posto a contatto con la fase olio all’interfaccia olio/acqua. A tal fine il guscio à ̈ realizzato con un materiale solubile in olio.

In una seconda forma di realizzazione preferita, il contenuto del nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato mediante decomposizione termica del guscio protettivo delle microcapsule in prossimità dell’interfaccia olio/acqua. A tal fine, il guscio à ̈ realizzato con un materiale decomponibile termicamente alle specifiche condizioni di temperatura del giacimento.

In una terza forma di realizzazione preferita, il contenuto del nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato in prossimità dell’interfaccia olio/acqua per diffusione attraverso il guscio protettivo. A tal fine, il guscio à ̈ realizzato con un materiale permeabile alla sostanza barriera contenuta nel core; la sostanza barriera, una volta che la microcapsula à ̈ giunta all’interfaccia olio/acqua, diffonde quindi a velocità controllata attraverso il guscio.

Variando opportunamente la composizione chimica del guscio à ̈ quindi possibile controllare con precisione sia il punto del rilascio delle sostanze barriera all’interno del giacimento sia la velocità di formazione della barriera stessa. La velocità di formazione della barriera dipende anche dal tipo di fenomeno chimico o fisico che porta alla formazione della barriera (polimerizzazione, rigonfiamento (swelling)).

Per consentire alle microcapsule di giungere inalterate all’interfaccia olio/acqua, il materiale di cui si compone il guscio delle microcapsule deve essere insolubile in acqua. Per materiale insolubile si intende un materiale avente una velocità di dissoluzione in acqua (alle specifiche condizioni di temperatura e pressione dell’acquifero) sufficientemente bassa da garantire alle microcapsule di giungere pressoché inalterate all’interfaccia olio/acqua.

Il materiale di cui si compone il guscio può essere scelto fra un’ampia varietà di materiali polimerici noti nello stato della tecnica. Esempi di materiali polimerici sono: polietilenglicole, poliacrilato, polimetacrilato, polistirene, cellulosa, polilattato, copolimero poli(lattico-co-glicolico).

Particolarmente preferito à ̈ l’uso di polimeri di resine acriliche mono- e multi-funzionali polimerizzabili mediante radiazioni UV. Sono resine acriliche monofunzionali le resine a base di monomeri acrilici monoinsaturi, quali, ad esempio, gli esteri e le ammidi dell’acido acrilico e metacrilico, particolarmente metilmetacrilato. Sono resine acriliche multifunzionali in accordo con la presente invenzione le resine reticolabili comprendenti monomeri acrilici multifunzionali quali i composti acrilici polinsaturi come etilenglicoledimetacrilato, o metacrilato di vinile. Secondo quanto generalmente noto nell’arte, le resine acriliche multifunzionali comprendono, in miscela, monomeri acrilici sia monofunzionali sia multifunzionali.

L’uso di resine acriliche monofunzionali permette di ottenere gusci di rivestimento termoplastici, insolubili in acqua e solubili nella fase olio. Il contenuto del core di queste microcapsule à ̈ rilasciato all’interfaccia olio/acqua per dissoluzione del guscio a seguito del contatto con l’olio.

Utilizzando resine acriliche multifunzionali, invece, si ottengono gusci rigidi insolubili sia in acqua sia in olio, a causa dell’elevato grado di reticolazione ottenibile con la polimerizzazione di queste resine. In questo caso, il contenuto del core à ̈ rilasciato all’interfaccia olio/acqua per diffusione attraverso il materiale polimerico del guscio. La velocità di diffusione può essere controllata variando lo spessore del guscio. La velocità di diffusione dipende inoltre dal coefficiente di diffusione del materiale di core nel materiale di shell.

La scelta della sostanza modificatrice di permeabilità assoluta varia in funzione del tipo di barriera che si desidera ottenere.

Ad esempio, per formare una barriera impermeabile costituita da un gel inorganico il core può essere costituito da un composto appartenente alla classe dei composti metallo-organici, in particolare metalloalcossidi, dove il metallo à ̈ ad esempio Si, Al, Ti e Zr. Preferibilmente, il composto metallo-alcossido à ̈ un composto alcossi-silano, più preferibilmente à ̈ un composto scelto nel gruppo costituito da tetrametilortosilano (TMOS), tetraetilortosilano (TEOS), trimetilmetossisilano (TMMS), metiltrimetossisilano (MTMS) e metiltrietossisilano (MTES).

Un composto alcossi-silano particolarmente preferito à ̈ il TMOS, che à ̈ insolubile in acqua e debolmente solubile in olio.

I composti metallo-alcossidi succitati, a contatto con l’acqua presente all’interfaccia olio/acqua, si trasformano in un gel secondo un meccanismo di reazione noto come processo “sol-gel†. Il gel inorganico che si forma modifica la permeabilità della formazione rocciosa, riducendo così il fenomeno del coning.

Le proprietà dei gel inorganici (ad esempio, la rigidità) e la velocità del loro processo di formazione (gelificazione) dipendono da diversi parametri, quali natura della sostanza barriera, temperatura del processo di gelificazione, salinità dell’acqua, valore di pH.

Per controllare e/o favorire il processo di gelificazione, il nucleo può contenere anche catalizzatori o altri additivi tipicamente impiegati nei sistemi gelificanti noti nella tecnica, quali tensioattivi, stabilizzanti, antischiumogeni e tamponi di pH.

Per ottenere una barriera impermeabile costituita da un gel polimerico organico, occorre fare reagire all’interfaccia olio/acqua un monomero e/o prepolimero con un agente reticolante.

A tal fine, il metodo oggetto della presente invenzione prevede l’iniezione nell’acquifero di una dispersione acquosa comprendente microcapsule aventi un nucleo costituito da uno o più monomeri e/o prepolimeri (microcapsule-monomero) e microcapsule aventi un nucleo costituito da un agente reticolante (microcapsule-reticolante).

Le microcapsule-monomero e le microcapsulereticolante possono essere iniettate nell’acquifero contemporaneamente in un’unica dispersione acquosa.

Alternativamente, la fase di iniezione prevede una prima iniezione di una prima dispersione comprendente le microcapsule-monomero e una seconda iniezione di una seconda dispersione comprendente le microcapsule-reticolante. Le due dispersioni acquose sono iniettate nell’acquifero in qualunque ordine.

Monomeri e pre-polimeri adatti ai fini della presente invenzione sono, ad esempio, acrilammide, N,N’-metilen-bis-acrilammide e poliacrilammide parzialmente idrolizzata.

Gli agenti reticolanti (detti anche iniziatori di polimerizzazione) sono generalmente costituiti da composti metallici, in particolare composti di Cr o Al, composti organici, ad esempio aldeidi (glutaraldeide, formaldeide), fenolo, acido o-amminobenzoico, maminofenolo, fenilacetato e alcool furfurilico.

Una volta giunte all’interfaccia acqua/olio, le microcapsule-monomero e le microcapsule-reticolante rilasciano ognuna il costituente del proprio core dando inizio alla polimerizzazione, che forma il gel polimerico che agisce da barriera impermeabile, in particolar modo efficace per limitare o annullare il flusso di acqua verso i pozzi di produzione.

In una forma di realizzazione preferita della presente invenzione, la formazione in situ di una barriera in gel polimerico à ̈ ottenuta convogliando all’interfaccia olio/acqua:

- microcapsule-monomero aventi un core di acrilamide monomero,

- microcapsule-monomero aventi un core di N,N’-metilen-bis-acrilammide,

- microcapsule-reticolante aventi un core di persolfato di ammonio e tetrametiletilendiammina (TEMED).

Il persolfato di ammonio e il TEMED agiscono da iniziatori di polimerizzazione.

Le suddette microcapsule hanno un guscio di rivestimento solubile in olio, preferibilmente un guscio di rivestimento in poliacrilato.

Una volta che il core di ciascuna delle suddette tipologie di microcaspule à ̈ rilasciato all’interfaccia olio/acqua, ha inizio la reazione di polimerizzazione che porta alla formazione di un gel di poliacrilammide.

In un’ulteriore forma di realizzazione preferita della presente invenzione, il core delle microcapsule à ̈ costituito da amido. Con il termine “amido†si intende un polisaccaride costituito da unità di glucosio legate una all’altra tramite legami glicosidici α(1-4), caratteristici dell’amilosio, e α(1-6), caratteristici dell’amilopectina. L'amido à ̈ insolubile in acqua a temperatura ambiente, mentre gelifica nell’intervallo di temperatura 60-80°C. All’interfaccia acqua/olio, per effetto del contatto con la fase acqua, l’amido perde l’originaria struttura cristallina e le molecole d'acqua si legano tramite legami a idrogeno ai gruppi ossidrilici esposti delle unità amilasi e amilopectina, causando il rigonfiamento (swelling) dei granuli. Poiché l’amido à ̈ un polimero di origine naturale, il suo uso nel metodo della presente invenzione come sostanza barriera ha il particolare vantaggio di non introdurre nel sottosuolo sostanze potenzialmente pericolose per l’ambiente.

Preferibilmente, le microcapsule aventi un core comprendente amido sono rivestite da un guscio protettivo realizzato in un materiale solubile in olio, più preferibilmente un guscio di poliacrilato.

In un’ulteriore forma preferita di realizzazione, le microcapsule hanno un core di TMOS rivestito con uno shell polimerico solubile in olio, preferibilmente un guscio di poliacrilato.

Le microcapsule sono preparate secondo procedimenti di incapsulazione noti nello stato della tecnica. La tecnica dell’incapsulazione à ̈ impiegata nell’arte per la preparazione di micro- o nano-capsule per il rilascio controllato di principi attivi per applicazioni in campo farmaceutico, cosmetico, agrochimico o nell’industria delle composizioni di rivestimento (vernici, inchiostri, ecc.).

Per la preparazione delle microcapsule della presente invenzione l’incapsulazione delle sostanze barriera può prevedere una fase di preparazione di micro- o nano-emulsioni olio-in-acqua oppure micro- o nano-emulsioni acqua-in-olio-in-acqua contenenti le sostanze barriera e/o i composti necessari per la formazione del guscio delle microcapsule, seguita da una fase di separazione delle microcapsule dalle rispettive emulsioni.

Nel caso di precursori insolubili in acqua, quale ad esempio l’amido, le microcapsule possono essere ottenute per polimerizzazione in emulsione a partire da una dispersione dell’amido nel monomero (fase organica) del materiale che costituirà il guscio. Tale dispersione viene aggiunta ad una fase acquosa che può contenere stabilizzatori di emulsione, ad esempio tensioattivi anfifilici, quali poliidrossibutirrato, poliossietilene dodecil etere, sodio dodecilsolfato e polossameri, come il poli(ossido di etilene-b-ossido di propilene) copolimero (noto con il nome commerciale di Pluronic®).

La fase organica può essere costituita dal solo monomero oppure da una soluzione del monomero in opportuni solventi organici.

La miscelazione à ̈ realizzata aggiungendo la fase organica alla fase acquosa, mantenuta in costante agitazione. Dalla miscelazione si ottiene un’emulsione olio-in-acqua costituita da minuscole gocce di fase organica disperse nella fase acquosa. La concentrazione e le dimensioni delle gocce possono essere controllate variando la composizione e la concentrazione dei componenti dell’emulsione.

Dopo polimerizzazione in emulsione, le gocce sono quindi separate dalla fase acquosa in forma di microcapsule tramite centrifugazione e, successivamente, lavate con acqua e sottoposte ad essiccamento, ad esempio tramite un trattamento di liofilizzazione (in inglese, freeze-drying). La separazione delle microcapsule dall’emulsione può essere realizzata anche mediante sedimentazione.

Al termine dell’essiccamento, le microcapsule possono essere utilizzate per la preparazione del fluido (dispersione acquosa) da iniettare nel sottosuolo.

Nel caso di precursori solubili in acqua, ad esempio acrilamide e N,N’-metilen-bis-acrilammide, l’incapsulazione può essere ottenuta preparando una emulsione acqua-in-olio-in-acqua di ciascuno dei suddetti composti.

L’emulsione acqua-in-olio-in-acqua può essere preparata facendo gocciolare una soluzione acquosa delle sostanze barriera in una fase organica continua, mantenuta in agitazione, contenente composti stabilizzatori di emulsione (ad esempio, dello stesso tipo di quelli descritti per il caso dell’incapsulazione dei precursori insolubili in acqua).

L’emulsione acqua-in-olio così ottenuta à ̈ quindi miscelata a sua volta ad una fase acquosa continua, mantenuta in agitazione, contenente la sostanza precursore del materiale del guscio delle microcapsule (ad esempio, butilacrilato oppure propilacrilato), ottenendo così l’emulsione acqua-in-olio-in-acqua. Dopo polimerizzazione in emulsione, le microcapsule sono separate per centrifugazione, lavate con acqua e sottoposte ad essiccamento, ad esempio tramite liofilizzazione.

Tipicamente, la concentrazione nella fase acquosa o nella fase organica della sostanza barriera che forma il nucleo delle microcapsule varia nell’intervallo 0,1-50% in peso riferito al peso complessivo della fase.

La concentrazione nella fase acquosa o nella fase organica della sostanza utilizzata per formare il guscio delle microcapsule varia nell’intervallo 0,01-25% rispetto al peso complessivo della fase.

La concentrazione degli stabilizzatori di emulsione nella fase acquosa o organica varia nell’intervallo 0,01-1% rispetto al peso complessivo della fase.

Le microcapsule contenenti un guscio rigido di resina acrilica possono essere preparate, come precedentemente descritto, tramite la tecnica della polimerizzazione in emulsione, utilizzando in questo caso una resina acrilica almeno bi-funzionale.

La sostanza barriera (ad esempio TMOS) Ã ̈ miscelata ad una soluzione in solvente organico contenente una resina acrilica (ad esempio, una resina epossiacrilica) e un opportuno agente reticolante (ad esempio, un foto-iniziatore). Agenti reticolanti preferiti sono pentaeritrolo triacrilato (PETA), bisfenolo-A epossidato-diacrilato e tri-propilenglicole triacrilato.

La soluzione può contenere, inoltre, un tensioattivo anfifilico, ad esempio il 3-metacriloilossi-2-idrossi-propan-sulfonato.

L’emulsione à ̈ quindi esposta a radiazione UV. Per effetto della radiazione UV, la resina acrilica presente intorno alle gocce di sostanza barriera polimerizza, formando un guscio di rivestimento rigido di polimero acrilico.

Le tecniche di incapsulazione sopra descritte sono realizzabili con le apparecchiature note nello stato della tecnica.

Le sostanze chimiche utilizzabili per la preparazione delle microcapsule sono note nello stato della tecnica e disponibili in commercio.

Ai fini della presente invenzione le microcapsule sono utilizzate per preparare un fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato di sostanze barriera da iniettare nel sottosuolo.

Il fluido à ̈ preparato in forma di dispersione acquosa delle microcapsule.

Il fluido à ̈ preparato in forma concentrata e diluito con acqua sino ad aversi viscosità adeguata per la sua iniezione nell’acquifero. Generalmente, la viscosità del fluido à ̈ paragonabile a quella dell’acqua o di poco superiore e varia nell’intervallo 0,4-2 cP. La quantità di sostanza barriera e, quindi di fluido micro(nano)strutturato da iniettare, varia in funzione, oltre che delle caratteristiche desiderate per la barriera di permeabilità, anche di altre caratteristiche del giacimento e dell’acquifero (ad esempio, geometria del giacimento e dell’acquifero, caratteristiche del pozzo attraverso cui viene realizzata l’iniezione e la successiva produzione di olio, permeabilità della formazione rocciosa, temperatura, viscosità del fluido idrocarburico, salinità dell’acqua, ecc.).

L’iniezione del fluido micro(nano)strutturato nell’acquifero à ̈ realizzata con le apparecchiature e secondo le tecniche note nello stato della tecnica del settore dell’industria dell’estrazione petrolifera.

Le iniezioni del fluido micro(nano)strutturato possono essere ripetute sino a quando non si ottiene il posizionamento e la formazione di una barriera di permeabilità delle dimensioni desiderate.

Generalmente, il fluido à ̈ iniettato in quantità tale che la barriera di permeabilità possa estendersi per un raggio variabile da alcuni metri ad alcune decine di metri. Il fluido micro(nano)strutturato di trattamento, inoltre, à ̈ iniettato nel sottosuolo in quantità tale che la barriera di permeabilità abbia uno spessore di qualche centimetro.

La strategia di iniezione deve essere appositamente verificata in relazione alle caratteristiche geometriche del sistema pozzogiacimento-acquifero e delle proprietà petrofisiche (in particolare, permeabilità) della roccia che ospita il giacimento e dell’acquifero. Preferibilmente, all’iniezione del fluido micro(nano)strutturato, che può durare fino ad alcune settimane, si fa seguire una iniezione di acqua per un lasso di tempo dell’ordine del mese. L’acqua iniettata dopo il fluido micro(nano)strutturato ha lo scopo di sospingere le micro(nano)particelle più lontano dal pozzo iniettore e quindi di massimizzare l’estensione della barriera all’interfaccia olio/acqua per una data quantità di sostanza barriera iniettata.

L’iniezione del fluido à ̈ effettuata preferibilmente a portate crescenti. Questa strategia di iniezione, infatti, consente di distribuire in modo più uniforme il fluido micro(nano)strutturato all’interfaccia acqua/olio, così massimizzando l’estensione della barriera per una data quantità di sostanze barriera iniettate, oppure permettendo di limitare le quantità di sostanze barriera da iniettare per realizzare una barriera della medesima estensione, rispetto ad operare con portate circa costanti.

Il metodo oggetto della presente invenzione può essere applicato a giacimenti di fluidi idrocarburici aventi caratteristiche geologiche diverse. Determinazioni sperimentali, ancorché mediante modelli matematici in grado di simulare gli effetti di una barriera di permeabilità che venga realizzata con il metodo oggetto della presente invenzione, hanno evidenziato che il suddetto metodo produce i risultati migliori quando l’acquifero ha spessori contenuti. In particolare, il metodo proposto consente di ottenere i risultati migliori in giacimenti di olio a bassa viscosità (pari o inferiore a 1 cP) o media viscosità (alcuni cP), con spessore dell'acquifero relativamente piccolo (compreso preferibilmente tra 2 e 10 m, mediamente dell’ordine dei 5 m) e non necessita di permeabilità della roccia elevate (à ̈ sufficiente una permeabilità dell’ordine di un centinaio di mD).

È possibile che la barriera di permeabilità sia in grado di prevenire o comunque ridurre gli effetti dei fenomeni di coning per un arco di tempo limitato. Con il passare del tempo e il procedere del processo di estrazione, infatti, il livello del contatto olio-acqua potrebbe innalzarsi e l’acqua potrebbe sovrascorrere la barriera di permeabilità. Il tempo necessario affinché si verifichi questo fenomeno dipende dalla geometria del giacimento e dell’acquifero, nonché dalla forza dell’acquifero. Tuttavia , applicando il metodo oggetto della presente invenzione, à ̈ possibile estrarre per tempi più o meno lunghi (dell’ordine dei mesi) olio con ridotta o nulla produzione di acqua, migliorando significativamente l’efficienza complessiva di estrazione.

Una volta esauritosi l’effetto del posizionamento di una prima barriera di permeabilità, il metodo può essere anche applicato nuovamente, una o più volte, per formare nuove barriere di permeabilità. Il tecnico potrà eventualmente predisporre adeguati accertamenti, mediante le note tecniche atte allo scopo, al fine di determinare con sufficiente anticipo l’incipiente verificarsi di nuovi fenomeni di coning.

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.

ESEMPIO 1

Microcapsule aventi un core contenente le sostanze in grado formare in situ una barriera di gel di poliacrilammide ed un guscio di poliacrilato sono state preparate nel seguente modo.

Sono state preparate tre distinte soluzioni in cloroformio contenenti, rispettivamente, 20% in peso di acrilamide, 15% in peso di N,N’-metilen-bis-acrilammide e 2% in peso di persolfato di ammonio e TEMED, quale iniziatore radicalico (quest’ultima percentuale à ̈ riferita alla somma di persolfato di ammonio e TEMED.

Ciascuna soluzione organica à ̈ stata poi fatta gocciolare in una soluzione acquosa, mantenuta in costante agitazione, contenente 10% in peso di butilacrilato, 0,5% in peso di sodio dodecilsolfato come tensioattivo anfifilico e 1% in peso di fotoiniziatore radicalico di tipo benzoinico.

Ciascuna delle emulsioni così ottenute à ̈ stata sottoposta a polimerizzazione in emulsione per irraggiamento con lampada UV in atmosfera inerte.

Le microcapsule ottenute al termine della polimerizzazione sono centrifugate per separarle dal liquido. Successivamente, le microcapsule, dopo essere state lavate con acqua, sono quindi sottoposte a essiccamento tramite liofilizzazione a pressione inferiore a 0,1 mbar e temperatura prossima a -50°C.

ESEMPIO 2

Microcapsule aventi un core contenente amido ed un guscio di poliacrilato sono state preparate seguendo il procedimento descritto nell’esempio 1.

La fase organica à ̈ costituita da una sospensione contenente 30% in peso di amido in una soluzione di etanolo contenente 15% in peso di butilacrilato, 0,5% in peso di sodio dodecilsolfato come tensioattivo anfifilico e 1% in peso di fotoiniziatore radicalico di tipo benzoinico.

La fase organica à ̈ stata fatta gocciolare, sotto agitazione, in una soluzione acquosa contenente 0,5% in peso di sodio dodecilsolfato come tensioattivo anfifilico (fase acquosa).

L’emulsione à ̈ stata quindi irradiata con sorgente ultravioletta in atmosfera inerte sino a completa polimerizzazione del guscio delle microcapsule.

Le microcapsule ottenute al termine della polimerizzazione sono centrifugate per separarle dal liquido. Successivamente, le microcapsule, dopo essere state lavate con acqua, sono state sottoposte a essiccamento in stufa a 40°C.

ESEMPIO 3

Microcapsule aventi un core contenente tetrametilortosilano (TMOS) e un guscio di polimero acrilico sono state preparate con il seguente procedimento di polimerizzazione in emulsione.

È stata preparata una emulsione in dodecano contenente:

15% in peso di TMOS;

15% in peso di resina epossiacrilica;

0,5% in peso di 3-metacriloilossi-2-idrossipropan-sulfonato;

1% in peso di fotoiniziatore radicalico di tipo benzoinico

(percentuali riferite al peso complessivo della emulsione).

L’emulsione à ̈ stata quindi sottoposta a radiazione UV sino a completa polimerizzazione del guscio delle microcapsule. Le microcapsule sono state separate per centrifugazione, lavate e sottoposte a essiccamento tramite liofilizzazione a pressione inferiore a 0,1 mbar e temperatura prossima a -50°C.

ESEMPIO 4

Mediante un modello matematico sono stati simulati la fase di formazione in situ e l’efficacia di una barriera di permeabilità assoluta posizionata all’interfaccia olio/acqua di un ipotetico giacimento ad olio soggetto a water coning.

Tramite il programma di simulazione denominato “ECLIPSE Black Oil†(prodotto dalla Schlumberger), à ̈ stata stimata la variazione del fattore di recupero (RF) di due tipi di olio (un olio medio e un olio leggero) dovuta alla barriera rispetto al caso in cui la barriera sia assente.

Il fattore di recupero RF à ̈ il rapporto tra la quantità di olio che si stima di poter produrre e la quantità di olio presente originariamente in giacimento.

Con un modello matematico a geometria radiale à ̈ stato simulato un giacimento localizzato a 2000 m di profondità, con una pressione iniziale di 207 bar (3000 psi) e una temperatura di 70°C. È stata inoltre considerata una colonna di olio costante di 5 m, mentre per lo spessore dell’acquifero à ̈ stato considerato l’intervallo 2-26 m.

Il modello di calcolo utilizzato, di tipo 3D dinamico, era costituito da 50 celle in direzione radiale e 2 celle in direzione Î ̧. La dimensione verticale era variabile in funzione dello spessore dell’acquifero.

Per la simulazione degli effetti della barriera sul parametro RF si à ̈ correlata l’entità della riduzione della permeabilità assoluta del giacimento alla concentrazione della sostanza barriera, impostando una concentrazione limite della sostanza barriera e un valore limite di saturazione dell’olio.

Per la simulazione sono state ipotizzate le seguenti caratteristiche petrofisiche del giacimento:

- porosità del giacimento pari a 20%;

- compressibilità della roccia pari a 4·10<-6>psi<-1>. La permeabilità assoluta della formazione rocciosa à ̈ stata variata nelle simulazioni, assumendo i seguenti valori di permeabilità orizzontale assoluta: 50 mD, 100 mD, 200 mD e 500 mD. Sono state ipotizzate condizioni di totale isotropia, in quanto queste rappresentano la situazione più critica in termini di formazione del water coning.

I parametri caratterizzanti l’olio presente nel giacimento sono riportati in Tabella 1.

Tabella 1

Olio medio Olio

leggero Densità (API) 30° 45°

Viscosità (cP) 2 0,5

alle condizioni

di giacimento

Per l’acquifero si à ̈ assunta una densità dell’acqua pari a 1000 kg/m<3>, un fattore volumetrico di formazione di 1,03 bblr/bblST(1 bbl = 158,987 l) e un valore di viscosità dell’acqua pari a 0,5 cP.

Per la simulazione dell’iniezione del fluido contenente le microcapsule à ̈ stata utilizzata l’opzione “Polymers†del programma di calcolo che permette di simulare un fluido polimerico in fase acquosa. La viscosità del fluido à ̈ stata considerata pari, doppia o quadrupla rispetto a quella dell’acqua. La densità del polimero à ̈ stata assunta pari a 1000 kg/m<3>.

Il processo di formazione della barriera a seguito del rilascio del contenuto delle microcapsule all’interfaccia acqua/olio à ̈ stato simulato aggiornando in ogni cella i valori dei parametri di giacimento al variare della concentrazione della sostanza barriera calcolata dal programma. L’aggiornamento dei valori dei parametri di giacimento à ̈ stato ottenuto tramite un’elaborazione automatica dei dati di output del programma ECLIPSE, usando un secondo programma di elaborazione, appositamente sviluppato. Questo secondo programma verifica in ogni cella quando il valore di concentrazione calcolato supera il valore limite impostato; laddove à ̈ verificata questa condizione, il secondo programma calcola un nuovo valore di permeabilità assoluta per la cella moltiplicando il valore di permeabilità per un fattore di riduzione che dipende dalla relazione impostata fra concentrazioni limite ed effettiva del polimero e la saturazione dell’olio.

Il calcolo del programma di simulazione à ̈ stato fatto proseguire sino a simulare una produzione continuativa di olio dal pozzo di estrazione della durata di un anno.

Utilizzando il modello di calcolo sopra descritto à ̈ stato possibile valutare l’efficacia di una barriera di permeabilità in termini di aumento del fattore di recupero e riduzione della produzione di acqua rispetto allo scenario di riferimento (assenza della barriera) per diverse combinazioni di spessore dell’acquifero, permeabilità assoluta, durata dell’iniezione e viscosità dell’olio.

I risultati della simulazione mediante modello matematico dimostrano che la formazione in situ di una barriera di permeabilità all’interfaccia olio/acqua permette di aumentare il fattore di recupero (RF) in ogni scenario ipotizzato. L’efficacia della presente invenzione à ̈ riscontrabile nella figura 1, dove sono riportate le curve di produzione cumulativa di olio (P) in funzione della durata della produzione simulata (t).

In figura 1, le curve in linea intera “a†e “c†si riferiscono alle simulazioni di produzioni di olio in presenza di barriera di permeabilità all’interfaccia che hanno portato, rispettivamente, al minore (“worst case†) e al maggiore (“best case†) incremento del fattore di recupero. Le linee tratteggiate “b†e “d†indicano invece le curve delle simulazioni di riferimento (produzioni di olio in assenza di barriera) corrispondenti, rispettivamente, alle curve “a†e “c†. I risultati delle simulazioni dei due casi sono riportati nella Tabella 2.

Tabella 2

Caso Permeabilità Spessore ∆RF<1>Raggio Quantità assoluta acquifero (%) barriera polimero (mD) (m) (m) (lbs<2>) migliore 50 4 223 41 7000 peggiore 500 26 32 41 57000 1

Dopo un anno di simulazione.

2

1 lb = 0,453592 kg.

I dati di Tabella 2 dimostrano che anche nelle condizioni meno favorevoli (worst case) la barriera di permeabilità all’interfaccia à ̈ efficace nel rallentare la produzione di acqua per effetto del water coning. Inoltre, il fattore di recupero della produzione di olio, in opportune condizioni (best case), aumenta significativamente in un periodo di tempo molto breve (1 anno).

I risultati della simulazione mostrano che il metodo oggetto della presente invenzione può essere applicato efficacemente a giacimenti aventi caratteristiche petrofisiche e proprietà dell’olio anche molto differenti.

Claims (18)

1. RIVENDICAZIONI 1) Metodo per la riduzione del coning in un pozzo a olio di un giacimento sotterraneo delimitato da un acquifero comprendente una fase di iniezione di un fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato di sostanze barriera in detto acquifero con formazione di una barriera impermeabile localizzata all’interfaccia olio/acqua, caratterizzato dal fatto che detto fluido comprende una dispersione acquosa di microcapsule costituite da - un nucleo (core) comprendente una sostanza modificatrice della permeabilità assoluta della formazione rocciosa che ospita detto giacimento, - un guscio (shell) protettivo insolubile in acqua che riveste detto nucleo.
2. 2) Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui il contenuto di detto nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato mediante dissoluzione di detto guscio protettivo posto a contatto con la fase olio di detta interfaccia olio/acqua.
3. 3) Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui il contenuto di detto nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato mediante decomposizione termica di detto guscio protettivo in prossimità di detta interfaccia olio/acqua.
4. 4) Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui il contenuto di detto nucleo à ̈ rilasciato in modo controllato per diffusione attraverso detto guscio protettivo.
5. 5) Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detta fase di iniezione di detto fluido micro(nano)strutturato a rilascio controllato à ̈ seguita da una fase di iniezione di acqua.
6. 6) Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, caratterizzato dal fatto che detta dispersione acquosa comprende microcapsule aventi un nucleo costituito da uno o più monomeri e/o prepolimeri e microcapsule aventi un nucleo costituito da un agente reticolante.
7. 7) Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, caratterizzato dal fatto che detta fase di iniezione comprende una prima iniezione di una prima dispersione acquosa comprendente microcapsule aventi un nucleo costituito da uno o più monomeri e/o prepolimeri e una seconda iniezione di una seconda dispersione acquosa comprendente microcapsule aventi un nucleo costituito da un agente reticolante.
8. 8) Microcapsula costituita da - un nucleo (core) comprendente una sostanza modificatrice della permeabilità assoluta della formazione rocciosa di un giacimento a olio, - un guscio (shell) protettivo insolubile in acqua che riveste detto nucleo.
9. 9) Microcapsula secondo la rivendicazione precedente, caratterizzata dal fatto che detta sostanza modificatrice della permeabilità assoluta à ̈ un metalloalcossido, dove il metallo à ̈ scelto fra Si, Al, Ti e Zr; preferibilmente à ̈ un alcossi-silano (Si-alcossido).
10. 10) Microcapsula secondo la rivendicazione precedente, caratterizzata dal fatto che detta sostanza modificatrice della permeabilità assoluta à ̈ un alcossisilano scelto fra tetrametilortosilano (TMOS), tetraetilortosilano (TEOS), trimetilmetossisilano (TMMS), metiltrimetossisilano (MTMS) e metiltrietossisilano (MTES).
11. 11) Microcapsula secondo la rivendicazione 8, caratterizzata dal fatto che detto nucleo comprende uno o più monomeri e/o pre-polimeri oppure comprende un agente reticolante.
12. 12) Microcapsula secondo la rivendicazione precedente, caratterizzata dal fatto che detti monomeri e/o prepolimeri sono scelti nel gruppo costituito da acrilammide, N,N’-metilen-bis-acrilammide, poliacrilammide parzialmente idrolizzata.
13. 13) Microcapsula secondo la rivendicazione 11, caratterizzata dal fatto che detto agente reticolante à ̈ scelto nel gruppo costituito da composti di Cr o Al, glutaraldeide, formaldeide, fenolo, acido oamminobenzoico, m-aminofenolo, fenilacetato e alcool furfurilico.
14. 14) Microcapsula secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 13, caratterizzata dal fatto che detto guscio à ̈ costituito da un polimero scelto fra polietilenglicole, poliacrilato, polimetacrilato, polistirene, cellulosa, polilattato, copolimero poli(lattico-co-glicolico), preferibilmente poliacrilato.
15. 15) Microcapsula secondo la rivendicazione 8, caratterizzata dal fatto che - detto nucleo comprende amido; - detto guscio di rivestimento à ̈ in poliacrilato.
16. 16) Microcapsula secondo la rivendicazione 8, caratterizzata dal fatto che - detto nucleo comprende tetrametilortosilano; - detto guscio di rivestimento à ̈ costituito da un polimero acrilico ottenuto a partire da una resina acrilica mono- o multi-funzionale.
17. 17) Fluido micro(nano)strutturato comprendente una dispersione acquosa di microcapsule secondo una o più delle rivendicazioni da 8 a 16.
18. 18) Fluido micro(nano)strutturato secondo la rivendicazione 17 per uso nel metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 7.