NO140641B - Fremgangsmaate ved behandling av granulaere materialer i eller rundt en broenn med en opploesning av et utfellbart metalloxyd og en ph-forandrende reaktant - Google Patents
Fremgangsmaate ved behandling av granulaere materialer i eller rundt en broenn med en opploesning av et utfellbart metalloxyd og en ph-forandrende reaktant Download PDFInfo
- Publication number
- NO140641B NO140641B NO304/73A NO30473A NO140641B NO 140641 B NO140641 B NO 140641B NO 304/73 A NO304/73 A NO 304/73A NO 30473 A NO30473 A NO 30473A NO 140641 B NO140641 B NO 140641B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- metal oxide
- treatment
- well
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000008187 granular material Substances 0.000 title claims description 16
- 239000000376 reactant Substances 0.000 title claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 title description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 title description 19
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 title description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 90
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 51
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 42
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 34
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 28
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 239000000463 material Substances 0.000 description 32
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 28
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 21
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 20
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 12
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 125000002887 hydroxy group Chemical class [H]O* 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 6
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 6
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 6
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 4
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- -1 alkali metal aluminate Chemical class 0.000 description 3
- VXIVSQZSERGHQP-UHFFFAOYSA-N chloroacetamide Chemical compound NC(=O)CCl VXIVSQZSERGHQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- FBSFWRHWHYMIOG-UHFFFAOYSA-N methyl 3,4,5-trihydroxybenzoate Chemical compound COC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 FBSFWRHWHYMIOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- LAMUXTNQCICZQX-UHFFFAOYSA-N 3-chloropropan-1-ol Chemical compound OCCCCl LAMUXTNQCICZQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021555 Chromium Chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 1
- 239000012359 Methanesulfonyl chloride Substances 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N Na2O Inorganic materials [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- SAQSTQBVENFSKT-UHFFFAOYSA-M TCA-sodium Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C(Cl)(Cl)Cl SAQSTQBVENFSKT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002440 hydroxy compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 description 1
- INQOMBQAUSQDDS-UHFFFAOYSA-N iodomethane Chemical compound IC INQOMBQAUSQDDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- HNQIVZYLYMDVSB-UHFFFAOYSA-N methanesulfonimidic acid Chemical compound CS(N)(=O)=O HNQIVZYLYMDVSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QARBMVPHQWIHKH-UHFFFAOYSA-N methanesulfonyl chloride Chemical compound CS(Cl)(=O)=O QARBMVPHQWIHKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IBKQQKPQRYUGBJ-UHFFFAOYSA-N methyl gallate Natural products CC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 IBKQQKPQRYUGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- SNMVRZFUUCLYTO-UHFFFAOYSA-N n-propyl chloride Chemical compound CCCCl SNMVRZFUUCLYTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001235 sensitizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M sodium bicarbonate Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- NVBFHJWHLNUMCV-UHFFFAOYSA-N sulfamide Chemical compound NS(N)(=O)=O NVBFHJWHLNUMCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011135 tin Substances 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical class [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/572—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
- Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte ved behandling av
granulære materialer i eller rundt en brønn.
Oppfinnelsen angår mer spesielt en fremgangsmåte ved behandling av granulære materialer i eller rundt en brønn som trenger gjennom en underjordisk formasjon, hvor forholdsregler tas på et sted på overflaten for å tilvirke en behandlingsvæske hvorfra et hydratisert metalloxyd kan avsettes, idet behandlingsvæsken omfatter en vandig oppløsning av et amfotert metalloxyd og en pH-forandrende reaktant som er istand til å forandre oppløsningens pH til en pH ved hvilken et hydratisert metalloxyd utfelles efter en tid som er tilstrekkelig til at væsken kan pumpes fra overflate-stedet og til de granulære materialer som skal behandles, og hvor behandlingsvæsken pumpes ned i brønnen slik at den kommer i kontakt med det granulære materiale mens det hydratiserte metalloxyd utfelles.
En slik fremgangsmåte er kjent fra US patentskrift nr.3195630, hvori bruk av en enkelt behandling med en sur, vandig oppløsning av et amfotert metalloxyd og en pH-økende reaktant er beskrevet for tilstopping av porerommet mellom det granulære materiale som skal behandles ved den kjente fremgangsmåte.
Denne kjente fremgangsmåte kan imidlertid ikke anvendes ved behandling av granulære materialer i eller rundt brønner gjennom hvilke det skal være mulig å opprettholde en strømningsbane for fluida gjennom de granulære materialers porerom, som i brønner gjennom hvilke fluida skal injiseres inn i en underjordisk formasjon eller gjennom hvilke fluida skal produseres fra en underjordisk formasjon. Slike behandlinger er spesielt effektive for å konsolidere ukonsoliderte eller ufullstendig konsoliderte sand-partikler i formasjonsområdene som omgir en slik brønn.
Det tas ved oppfinnelsen sikte på å tilveiebringe en fremgangsmåte av den ovennevnte type som kan anvendes ved behandling av gjennomtrengbare, granulære materialer i eller rundt brønner på en slik måte at en enkelt behandling ikke vil føre til tilstopping av de granulære materialers porerom.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte ved behandling
av granulære materialer i eller rundt ,en brønn som trenger gjennom en underjordisk formasjon, hvor det på et sted på overflaten fremstilles en behandlingsvæske hvorfra et hydratisert metalloxyd kan avsettes, idet behandlingsvæsken omfatter en vandig oppløsning av et amfotert metalloxyd og en pH-forandrende reaktant som er istand til å forandre oppløsningens pH til en pH ved hvilken et hydratisert metalloxyd vil utfelles efter én tid som er tilstrekkelig til at væsken kan pumpes fra stedet på overflaten til de granulære materialer som skal behandles-, og hvor behandlingsvæsken pumpes inn i brønnen slik at den kommer i kontakt med det granulære materiale, mens det.hydratiserte metalloxyd utfelles, og fremgangsmåten er særpreget ved at det anvendes en basisk oppløsning og en pH-reduserende reaktant som den pH-forandrende reaktant.
Det har overraskende vist seg at ved utfelling av metalloxydet ved den foreliggende fremgangsmåte kan denne om ønsket anvendes ikke bare for å tilstoppe porerommet, som formålet er ved anvendelse av fremgangsmåten ifølge US patentskrift, nr. 3195630, men også for å gi en binding mellom de granulære partikler og mellom partiklene og formasjonen som omgir partiklene,under dannelse av en forholdsvis sterk, sammenhengende struktur som er gjennomtrengbar for fluida.
Uttrykket "behandlingsvæske" som anvendt heri er ment å be-tegne enhver væske som kan anvendes i et borehull eller en brønn som trenger gjennom en underjordisk formasjon, og i den underjordiske formasjon som omgir et slikt borehull eller brønn og som har porerom som står i forbindelse med borehullet eller brønnen. Anvendelsen av en slik væske i borehullet eller brønnen og den underjordiske formasjon kan være for boreformål, for tilstopping eller for konsolidering (i den del av formasjonen som ligger inntil borehullet eller brønnen eller i sprekker) etc.
Det ifolge oppfinnelsen anvendte amfotere metalloxyd er et oxyd av ett eller flere metaller som er opplbselige både i syrer og baser, som et oxyd av aluminium, krom, tinn, sink, arsen, antimon eller bly etc. Det pH-reduserende reaktive materiale kan utgjores av en forholdsvis langsomt hydrolyserbar ester eller amid av en vann-opploselig syre»
Konsentrasjonen av amfotert metalloxyd i behandlingsvæsken kan variere fra en liten, men effektiv, mengde, som en 0,05 molar opplosning av metallet (opplost i form av et hydroxykompleks av metallet), til en mengde som vil gi en i det vesentlige mettet opplosning. En slik opplosning kan fremstilles ved forst å opplose metallet i den vandige væske i form av et salt av metallet med en syre eller en base. Når syresaltet opploses i den vandige væske, kan det opploses ved en forholdsvis lav pH, og den erholdte opplosning kan omdannes til en opplosning av hydroxykomplekset ved å tilsette tilstrekkelig med alkalisk materiale til å oke den vandige væskes pH til en pH ved hvilken hydroxykomplekset er opploselig. Ifolge en annen utforelsesform kan et forholdsvis sterkt reaktivt metall, som aluminium, opploses i form av et aluminat ved omsetning av aluminiumet med et sterkt alkalisk materiale, som natriumhydroxyd.
Som et eksempel vil utfelling av et hydratisert oxyd av aluminium bli nærmere beskrevet. Som behandlingsvæske benyttes en vandig opplosning av et alkalimetallaluminat, som natriumaluminat. Et slikt aluminat er forholdsvis opploselig ved pH-verdier over
ca. 11,5} men når pH gradvis senkes, vil i det vesentlige hele aluminatmengden utfelles når pH synker til under ca. 9,5. I en vandig opplosning av 0,1 molar aluminiumklorid, 0,5 molar natriumhydroxyd og 0,5 molar formamid og som i det vesentlige holdes i ro ved 5<*>+°C, vil f.eks. pH gradvis synke på grunn av at formamidet hydrolys.eres. pH-verdien synker forholdsvis langsomt fra ca. 12 til ca. 10 idet opplosningen holder seg klar i ca. 10 minutter. Utfellingen begynner så og fortsetter ved en i det vesentlige konstant pH inntil denne langsomt begynner å synke efter hvert som konsentrasjonen av aluminat blir meget lav. Varigheten av en slik avsetning av hydratisert aluminiumoxyd er ca. 60 minutter. Ved en slik hydrolyse av formamid fjernes 1 mol hydroxylioner pr. mol formamid, og den ammoniakk som dannes på grunn av hydrolysereaksjonen, holder seg ;i det vesentlige uionisert ved pH-verdier mellom ca. 10 og 11. ;Under en slik utfellingsreaksjon 'settes utfellingen i gang av selv selv i hver liten porsjon av opplosningen og er tilboyelig til å belegge i det vesentlige et hvert fast materiale som kommer i ;i ;kontakt med opplosningen inneholdende det hydratiserte metalloxyd som utfelles. Avsetningen av metalloxydet skjer lag for lag. I et kornformig og/eller oppsprukket materiale vil metalloxydlagene danne et sementeringsmateriale mellom kornene slik at nabopartiklene bindes til hverandre. Efter hvert som'utfellingen fortsetter i forholdsvis små kanaler, vil dessuten belegget bygges opp inntil kanalene blir tilstoppet. ;Den foreliggende utfellingsprosess kan benyttes i underjordiske formasjoner for å oppnå slike resultater som konsolidering av formasjonskornene, tilstopping av porene mellom formasjonskornene og belegning av formasjonskornene med et lag av et metalloxyd som holdes forholdsvis fast på plass og utgjor et beskyttende belegg (hva gjelder erosjon og/eller korrosjon og/eller opplosning på grunn av saltvann) etc., og dessuten belegning av formasjonskornene med et metalloxyd som er en forholdsvis god leder for varme eller elektrisitet sammenlignet med de vanlige ledningsevner for en underjordisk formasjon. ;Det pH-reduserende reaktive materiale som benyttes i behandlingsvæsken, kan være eri forbindelse eller blanding ;som opploses i den vandige opplosning ,av amfotert metalloxyd for, under eller efter at det amfotere metållholdige materiale er blitt opplost i væsken. Foretrukne pH-reduserende reaktive materialer utgjores av estere eller amider av vannopploselige syrer som hydro-lyseres med moderate hastigheter ved de temperaturer som forekommer i kildene, i fravær av spesielle katalysatorer eller sensibiliserings-midler etc. Av egnede reaktive materialer kan nevnes amider av opploselige carboxylsyrer, som formamid, urea, acetamid, dimethylformamid, 2-kloracetamid, amider av sulfonsyrer som méthansulfon-amid, uorganiske syreamider som sulfamid, vannopploselige estere av vannopploselige organiske syrer som methylacetat, methylgallat og acetatene av alkoholer, glycoler eller andre hydroxyforbindelser som er flytende under vanlige betingelsen og vannopploselige, ;og lett hydrolyserbare organiske halogenider som natrium-trikloracetat, 3-klorpropan, méthansulfonylklorid, methyljodid, natriummonokloracetat eller 3-klor-l-propanol etc. ;Den vandige væske hvori behandlingsvæskenes ;bestanddeler opploses, kan utgjores av i det vesentlige et hvilket som helst blott vann som er forenelig med de bestanddeler som skal opploses og ikke innvirker uheldig på utfellingsprosessen, dvs. som er forenelige med den basiske, vandige opplosning av det amfotere metalloxyd og det pH-reduserende reaktive materiale og produktene dannet ved senkningen av pH. Slike vandige væsker kan inneholde opploste elektrolytter og/eller tilsetningsmidler, som vannfortyk-ningsmidler, overflateaktive midler, smoremidler eller suspenderte opplosningsmidler etc„ ;Behandlingsvæskens basisitet ( eller alkalinitet ) ;kan fås ved hjelp av i det vesentlige en hvilken:som helst vannopp-loselig uorganisk eller organisk base eller kombinasjon av baser som er istand til å gi en pH ved hvilken hydroxykomplekset av det amfotere metall er opploselig. Alkalimetallhydroxydene utgjor foretrukne baser og kan med fordel benyttes sammen med ett eller flere puffermaterialer eller -systemer som vil medvirke til oppretthol-delsen av en pH over den pH ved hvilken det hydratiserte metalloxyd vil utfelles, inntil pufferbestanddelene er blitt forbrukt av de pH-senkende reaksjonsprodukter av de pH-senkende reaktive materialer. Eksempler på egnede puffere er blandinger av natriumcarbonat og bicarbonat og blandinger av flerverdige natriumfosfater etc. ;Konsentrasjonene og/eller de forholdsvise mengder av bestanddelene i behandlingsvæsken kan varieres forholdsvis sterkt for å forbedre de forskjellige virkninger eller resultater. Konsentrasjonen av det amfotere metalloxyd kan i alminnelighet variere fra i det vesentlige spormengder til i det vesentlige mettede opplosninger, idet de lavere konsentrasjoner er nyttige for avsetning av et tynt belegg og/eller for å bevirke en forholdsvis langsom opp-bygning av et tykt belegg efter hvert som en rekke porevolum gjennom-trenges av behandlingsvæsken eller behandlingsvæsken kommer i kontakt med et materiale som skal behandles» De hoyere konsentrasjoner av oxydet forer til avsetning av et tykkere belegg på overflater som kommer i kontakt med en mindre mengde av behandlingsvæsken. Konsentrasjonen av de alkaliske materialer og de pH-reduserende reaktive materialer avpasses fortrinnsvis i forhold til hverandre både hva gjelder type og konsentrasjon og typen og konsentrasjonen av det amfotere metalloxyd slik at det fås en efterfolgende senkning av pH til en pH ved hvilken det hydratiserte metalloxyd vil utfelles, og ;en tids-temperaturutsettelse som er valgt for (eller nodvendig for) ;å sette i gang utfellingen av det hydratiserte metalloxyd. For en gitt amfoter- metalloxydkonsentrasjon! og utsettelse for temperatur . ;kan i alminnelighet utfellingstiden fprsinkes ved å oke konsentrasjonen av det alkaliske materiale (og' således oke pH) og/eller benytte puf f ermaterialer og/eller benyt'te et pH-reduserende reaktivt materiale som reagerer forholdsvis langsomt. ;I enkelte tilfeller kan det være onsket å filtrere behandlingsvæsken straks for den komm<i>er inn i en under- ;jordisk kilde beståande av et gjennomtrengelig materiale med forholdsvis små kanaler, spesielt dersom metållinnholdet er forholdsvis hoyt og/eller behandlingsvæsken utsettes for en forhoyet temperatur i forholdsvis lang tid eller temperaturen er forholdsvis hoy. Behandlingsvæsken kan fore til dannelse av en forholdsvis liten mengde ;i ;foravsetningsbunnfall for pH er blitt senket til den pH ved hvilken det hydratiserte metalloxyd vil avsettes. Ved behandling av en underjordisk formasjon kan slike foravsetningsfaststoffer lett fjernes ved å injisere behandlingsvæsker gjennom en ledning som nedentil er forsynt med en filtreringsanordning, som et ved hjelp av en kjetting fjernbart filter. ;Ifolge oppfinnelsen kan behandlingsvæsken dannes ved å sette ;et egnet tilsetningsmiddel til en vandig væske. Et slikt tilsetningsmiddel omfatter en kombinasjon av adskilte eller sammenblandede bestanddeler som utgjores av (a) et amfotert metallholdig materiale som kan opploses i en basisk, vandig* væske i form av et hydroxykompleks av metallet, (b) et basisk 'eller alkalisk materiale som er istand til å oke en vandig væskes pH til en pH ved hvilken hydroxykomplekset av det amfotere metall vil opploses, og (c) et pH-reduserende reaktivt materiale som kan opploses i en vandig væske og reagere i denne under senkning av oppløsningens pH til en pH ved hvilken det hydratiserte metalloxyd vil utfelles. Tilsetnings-
midlet kan blandes med (og opploses'i) en vandig væske (idet de forholdsvise mengder av bestanddelene er riktig avpasset i forhold til hverandre) på i det vesentlige et hvilket som helst sted for fremstilling av den foreliggende behandlingsvæske (f.eks. en basisk,
vandig opplosning hvorfra et belegg1av hydratisert metalloxyd senere avsettes på grunn av den senkning av pH som finner sted i opplosningen)„ Et slikt tilsetningsmiddel kan være( sammensatt av. ett eller flere
faste siler flytende materialer som kan opploses i en vandig væske
samtidig eller efter hverandre for fremstilling av en behandlingsvæske for utforelse av fremgangsmåten ifolge oppfinnelsen.
De folgende operasjoner kan utfores ved anvendelse av behandlingsvæsken .
Konsolidering
Ved denne operasjon konsolideres den gjennomtrengbare
av korn i en underjordisk formasjon til en sammenhengende, gjennomtrengbar masse ved at kornene kommer i kontakt med
behandlingsvæsken mens det hydratiserte metalloxyd utfelles. Konsolideringen kan avstedkommes ved hjelp av en behandling med et rolig fluidum (hvor kornene kommer i kontakt med en plugg av behandlingsvæske som holder seg i det vesentlige i ro i og rundt kornene mens utfellingen foregår) eller ved hjelp av en behandling med et strommende fluidum (hvor behandlingsvæsken bringes til å stromme gjennom kornmassen mens utfellingen foregår).
Behandlingsvæsken påvirkes ikke av fluida som
kan forekomme i en kilde som skal konsolideres, og den er i det vesentlige ublandbar med (og således i stand til å fortrenge) i det vesentlige en hvilken som helst vandig væske som kan være tilstede, og påvirkes i det vesentlige ikke av tilstedeværende restolje i forbindelse med dannelse av en konsolidert sandmasse som er i det vesentlige like sterk som en sandmasse dannet i fravær av restolje. Om onsket kan imidlertid borehullet og/eller formasjonsporerommet vaskes eller spyles for denne operasjon utfores.
Tilstopping
Tilstopping av en formasjon kan avstedkommes ved å bringe behandlingsvæsken til å stromme gjennom formasjonsporerommet mens det hydratiserte metalloxyd avsettes fra behandlingsvæsken, inntil gjennomtrengbarheten er blitt nedsatt i en valgt grad. En slik nedsettelse av gjennomtrengbarheten kan variere fra bare et par prosent til i det vesentlige 100% av den opprinnelige gjennomtrengbarhet. Nedsettelsen av gjennomtrengbarheten kan også oppnås ved hjelp av
en behandling med et rolig fluidum ved å anbringe en plugg av behandlingsvæsken i det område som skal tilstoppes, og ved å la pluggen være på plass inntil den er blitt utarmet på sitt metallinnhold. Dersom en ytterligere nedsettelse av gjennomtrengbarheten skulle være onsket, kan den for metallinnhold utarmede behandlingsvæske erstattes med en plugg av behandlingsvæske hvorfra metall innholdet
ikke er blitt fjernet og som derefter holdes på plass under ut-: fellingen..
Progressivt avledet tilstopping
Denne operasjon kan utfores med utstyr som vanligvis er til-gjengelig ved et bronnhode. En ytre rorstreng som nedentil er forsynt med en pakkeanordning, fores ned i bronnen, og pakkean-ordningen benyttes for å isolere den sone som skal tilstoppes, fra fluidum i det ringformige bronnrom. Én indre rorstreng anordnes i den ytre rorstreng. Fluidum som til å begynne med er tilstede i borehullet, sirkuleres ut av dette ved å injisere fluidum gjennom den indre rorstreng samtidig som fluidum tas ut gjennom den ytre rorstreng eller vice versa. Tilstoppingsfluidumet injiseres fra en kilde til et innlopssted i den sone sbm skal behandles,ved å pumpe fluidumet inn i den indre rorstreng 1 en mengde og med et trykk som gir en valgt stromningsmengde inn i den sone som skal behandles. Til å begynne med bor liten eller ingen stromning gjennom den ytre rorstreng tillates, slik . at i det vesentlige hele mengden av det inn-t strommende tilstoppingsfluidum vil tvinges inn i den sone som skal tilstoppes, i en mengde og med et trykk som bestemmes av pumpen. Efter hvert som den sone som behandles blir tilstoppet, avledes tiltagende mengder av fluidum bort fra innlopsstedet for den sone som behandles, fortrinnsvis ved å oke mengden av returfluidum og utstromning fra bronnen gjennom den ytre rorstrengc
Ved behandling av en underjordisk formasjon for tilstopping av denne ved hjelp av behandlingsvæsken.' vil en slik
metode være spesielt fordelaktig ved. at det sikres at i det vesentlige alle porsjoner av behandlingsvisken som kommer inn i den sone som behandles, vil utsettes for den 'samme temperatur i den samme tid. Derved bevirkes at det i hver porsjon av behandlingsvæsken vil settes i gang og fortsettes en utfelling i 'den samme tid efter at den er kommet inn i den sone som skal tilstoppes. Ved tiltagende å avlede injiseringen av fluidum vil imidlertid i hver efterfolgende porsjon utfellingen være fullstendig nærmere innlopsstedet til sonen enn i den umiddelbart forutgående porsjon, og tilstoppingen forårsaket av utfellingen fra hver forutgående porsjon vil nedsette stromnings-hastigheten i den sone som tilstoppes. Denne tiltagende avledede fluiduminjisering er nyttig for behandling av underjordiske formasjoner med i det vesentlige en hvilken som helst tilstoppingsvæske
hvorfra faste stoffer vil utskilles og som trenger en tid for ut-skillelse av de faste stoffer som påvirkes av den tid og den temperatur som væsken utsettes for.
Ved injisering av behandlingsvæsken i lengre tid, vil de mest gjennomtrengbare lag forst tilstoppes, fulgt av tilstopping av de mindre gjennomtrengbare lag.
Boring
Når behandlingsvæsken benyttes som borefluidum,
kan den formasjon som avdekkes når borehull bores inn i denne, konsolideres eller tilstoppes. Et slikt borefluidum omfatter et vandig boreslam bestående av den foreliggende behandlingsvæske eventuelt sammen med .en suspensjon eller opplosning av borefluidumbestanddeler, som boreskjærsmoremidler, flytbarhetsreguleringsmaterialer, skiferstabiliseringsmidler, viskositetsokende materialer og rust-hindrende midler etc. ålike borefluidumbestanddeler kan utgjores av i det vesentlige hvilke som helst bestanddeler som er egnede for bruk i vandig boreslam (eller i borefluida som har et lavt innhold av faste stoffer eller som er klare) så lenge de er forenelige med dannelsen og utfellingen av det hydratiserte metalloxyd.
Et borefluidum inneholdende behandlingsvæske kan fremstilles ved å blande det ovenfor beskrevne behandlingsvæskedannende tilsetningsmiddel med i det vesentlige et hvilket som helst vandig boreslam eller borevæske. Dette kan gjores på bronnstedet når bronnen bores.
Bruk av et borefluidum inneholdende behandlingsvæske for kon-solideringsformål er spesielt fordelaktig når det bores gjennom jordformasjoner i eller nær en kildesone» Det er ofte fordelaktig å benytte et klart fluidum, som en gass eller andre hurtigborings-fluida, eller andre vanlige borefluida, når det bores gjennom de overliggende jordformas joner. Ved behandling av sanden med et borefluidum inneholdende den foreliggende behandlingsvæske, kan en ukonsolidert sone, som ellers ville ha krevet spesielle ferdigbe-handlingsmetoder (som innforing av gruslag eller konsolidering av sand in situ etc.), omdannes til en kildesone som er sammenlign-bar (hva gjelder bronnferdigbehandling og stabilitet) .med en til-fredsstillende sandstenkilde.
I et borefluidum inneholdende behandlingsvæske kan den hastighet hvormed flytbarheten tapes (ved inntrengning av filtratet i en gjennomtrengbar jordformasjon), réguleres ved tilsetning av et materiale som er istand til å nedsette;flytbarhetstapet og som omfatter .suspenderte faste partikler som,danner en filterkake på overflaten av en gjennomtrengbar jordformasjon. De filterkakedannende partikler kan være partikler som i det1vesentlige kan opploses av et fluidum som injiseres for dette formål.
Konsolidering av jordformasjoner1 mens et borehull bores inn i disse, utfores ved at det samtidig med: boringen sirkuleres et borefluidum inneholdende behandlingsvæskenog at sirkuleringen av borefluidumet opprettholdes slik at behandlingsvæskefiltratet sprer seg inn i jordformasjonen og konsoliderer kommas ser på og innenfor bore-hullets vegger» I borefluidumet inneholdende behandlingsvæsken kan det pH-reduserende reaktive materiale være et materiale som reagerer forholdsvis hurtig ved den temperatur 'som forekommer i de ukonsoliderte jordformasjoner som skal konsolideres efter hvert som borehullet bores. Et slikt borefluidums tap av flytbarhet reguleres fortrinnsvis slik at det' tillater et vesentlig tap av flytbarhet i gjennomtrengbare jordformasjoner. Bestemmelser utfores fortrinnsvis av det tilnærmede temperatur-tidsforløp for en porsjon av borefluidum efter hvert som det sirkulerer fra et,sted på overflaten til bunnen av borehullet og tilbake. Behandlingsvæskens pH i borefluidumet okes til over den pH ved hvilken utfellingen vil settes i- gang, i det minste vesentlig i samme grad somi pH vil reduseres av den pH-reduserende reaksjon når en porsjon av væsken strommer fra overflaten til bunnen av borehullet. I de tilbakeforte porsjoner av sirkuler-ingsfluidumet vil en tilsetning av alkali (for å oke pH) være til-bøyelig til å gjenopplose eventuelt hydratisert metalloxyd som ble utfelt i de varmere områder nede i hullet. Ved en slik opprett-holdelse bor forutbestemte mengder både av det pH-reduse rende reaktive
i
materiale og av det amfotere metalloxyd som
tilsvarer de mengder som forbrukes under reaksjonen, utfellingen eller på grunn av tap i jordformasjonene, tilsettes for borefluidumet igjen innfores i borehullet.
Om.onskes kan ved hjelp av behandlingsvæsken
filterkaken sementeres til borehullveggen i form av et sterkt konsolidert og/eller forholdsvis ugjennomtrengbart skikt langs borehullveggen,, En slik sementering kan fremmes ved å benytte et forholdsvis hoyt filtreringstap og/eller konsentrasjon av amfotert metall. Den hastighet hvormed flytbarheten tapes, kan okes ved å senke konsentra-
sjonen av midlet for å hindre tap av flytbarhet og/eller oke trykket mot borefluidumet i borehullet og/eller mekanisk holde filterkaken i bevegelse og/eller redusere vekten på borskjæret og/eller rykke borestrengmontasjen opp og ned etc. Behandlingsvæskens pH og den hastighet hvormed pH reduseres i denne, reguleres fortrinnsvis slik at utfellingen vil finne sted i hver porsjon straks den når bunnen av borehullet.
Spr ekkbehandling
For sprekkbehandling innfores behandlingsvæsken
i en kjent væske som benyttes for å sette i gang, utvide eller under-støtte en sprekkdannelse så lenge væsken eller dens bestanddeler er forenelige med den forsinkede dannelse av bunnfallet av hydratisert metalloxyd. pH, den hastighet hvormed pH reduseres, og konsentrasjonen av amfotert metalloxyd kan reguleres slik at det fås en sand-konsolidering av den type som oppnås med et strommende fluidum eller av den type som oppnås med et rolig fluidum. Avsetningen av hydratisert metalloxyd i hver porsjon av behandlingsvæsken forsinkes fortrinnsvis inntil porsjonen har kommet inn i den jordformasjon som behandles. Dette muliggjor at sprekkdannelsesprosessen kan utfbres i det vesentlige på vanlig måte, idet den eneste forskjell er at behandlingsvæsken for fremgangsmåten ifolge oppfinnelsen benyttes.
Dannelse av hull
Ved dannelse av hull injiseres behandlingsvæsken inn i en dei av bronnborehullet hvori en omhylling og eventuelle omgivende sementerings- eller mortelmaterialer skal gjennomhulles slik at det fås åpninger eller tunneler fra borehullet inn i den omgivende kilde-formasjon. Under gjennomhullingen reguleres trykket i borehullet slik at behandlingsvæsken vil utgjore det forste fluidum som strommer gjennom hullene og inn i kilden. Om onsket kan et hullrensende fluidum, som et surgjoringsfluidum og oljeopplosnings-middel etc. for en jordformasjon, injiseres straks for behandlingsvæsken for å fjerne rester fra hulldannelsen, slamkaker, faste stoffer og organiske faste stoffer, som asfalter og asfaltener, etc. Om onsket kan et fluidum bringes til å stromme ut av hullene og inn i bronnen for å rense hullene for behandlingsvæsken injiseres.
Behandlingsvæsken kan med fordel benyttes i for-
bindelse med i det vesentlige en hvilken 'som helst slik vanlig gjen-nomhullingsmetode og/eller i forbindelse med i det vesentlige et hvilket som helst av de vanlige tilsetningsmidler for hulldannelses-fluida, som viskositetsokende midler og korrosjonshindrende midler etc.
Dl . i e f or tr engning
i
For oljefortrengning innfores det ovenfor beskrevne behandlingsvæskedannende tilsetningsmiddel i den vandige fase til et oljefor-trengningsfluidum. Et slikt fluidum er spesielt nyttig for behandling av bronner for å minske en nedsatt gjennomtrengbarhet på grunn av restolje og/eller emulsjoner i den umiddelbare nærhet av bronnenc Det kan benyttes som bronnbehandlingsfluidum for en injiseringsbronn eller produksjonsbronn eller som et forbehandlingsfluidum forut for en oljeutvinning ved hjelp av et drivfluidum eller som frontporsjonen av et oljefortrengende system av overflåteaktive midler som injiseres som en oljefortrengende porsjon for. en kjemisk oljeutvinningsprosess ved hjelp fortrengningsfluida etc.
For sokseksempler
I tabell I er gjengitt resultatené av laboratorieforsøk for konsolidering av en i form av en bronn avrundet 125 nm sammenpakning av sand (med en gjennomtrengbarhet av ca. 10 Darcy) ved å bringe flere porevolum av behandlingsopplosningen til å stromme gjennom sammenpakning en ved en temperatur av 51+Pc.
Oppløsningens sammensetning var spm folger:
0,1 molar AlCl (i form av et .opploselig hydroxykompleks ved en pH
av cac 11-12)
0,5 molar NaOH
0,5 molar formamid.
Denne opplosning holdt seg klar yed 5H°C i 12 minutter som var tilstrekkelig til at opplosningen ble fordelt i den sammenpakkede sand. Konsolideringen på grunn av avsetningen av hydratisert metalloxyd begynte derefter. Opplosningen ble utarmet i lopet av ca. 10 ytterligere minutter.
Det ble erholdt gode konsolideringer ved hjelp av de folgende flertrinnsbehandlinger (1 porevolum er,definert som porevolumet for den konsoliderte sone i den sammenpakkede sand).
Tapet av gjennomtrengbarhet i den konsoliderte sone varierte fra 10 til 50% og var stor st nær innlopet» Sementer ingen motsto innvirkningen av sterk syre ved værelsetemperatur. Forsokene antydet at konsolideringen forekom efter hvert som hydrolysen av formamidet senket pH til opplosningen inneholdende det opploselige AlCOH)^<-> -kompleks. Ved den kritiske pH begynte utfellingen og fort-satte efter hvert som en lagavsetning av Al20^-lignende materiale ble dannet på sandkornene og forårsaket konsolideringen.
I tabell II er gjengitt typiske resultater av forsok for å fastslå innvirkningen av bestanddelenes type og konsentrasjon og temperaturen i den sone som behandles, på den tid utfellingen begynner i behandlingsvæsken. pH til en slik natriumaluminat-
opplosning inneholdende et pH-reduserende reagerende materiale faller forholdsvis langsomt inntil ved en pH av ca. 10 et bunnfall blir synlig. Tiden for begynnende bunnutfelling (TBBC) for forskjellige behandlingsblandinger ble sammenlignet ved at en natriumaluminat-opplosning ble fylt i en beholder som inneholdt et pH-meter, og ved at det pH-reduserende reaktive materiale ble tilsatt ved "null-tid". TBBc ble målt som den nodvendige tid for å oppnå den pH ved hvilken bunnutfellingen ble synlig og som holdt seg i det vesentlige konstant under hele avsetningen av det hydratiserte metalloxyd.
I tabell III er gjengitt forsoksdata' for sammenligning av TBBc og pH efter 2h timer for en behandlingsvæske inneholdende formamid og for en behandlingsvæske innetioldende 2-kloracetamid som de pH-reduserende reaktanter. Med formamidet kunne pH-verdier under ca. 9,7 ikke oppnås. Dette skyldtes at den frigjorte ammoniakk ble basisk efter hvert som pH falt under 10. Ved pH-verdier over 10 holdt ammoniakken seg fri (ikke ionisert) og bidro ikke til pH-verdien. Efter hvert som pH-verdiene viste til-bøyelighet til å synke, var ammoniakken tilbøyelig til å pufferere systemet og hindre denne synking. For kloracetamidsystemet forekom imidlertid en ytterligere omsetning på grunn av hydrolyse av kloridet, og ved denne omsetning ble HCT dannet som senket pH til 6, som antydet i tabellen.
I tabell IV er gjengitt data erholdt med behandlingsvæsker hvori det amfotere metall utgjordes av 'aluminium som ble opplost ved opplosning av handelstilgjengelig natriumaluminat. Den kjemiske formel for et slikt natriumaluminat angis vanligvis som Na(A102) eller Na20.Al20^ eller WaAKOH)^. I tabell IV er den angitte mengde natriumhydroxyd den overskuddsmengde som ble tilsatt for å regulere TBBc. Det fremgår at resultatene fulgte den tendens nom ble antydet av de ovenstående forsøksresultater (med basiske opplosninger av et aluminiumoxyd erholdt ved å nøytralisere aluminiumklorid med natriumhydroxyd), og typen av bunnfallet dannet i de foreliggende opplosninger synes å være den samme som ble dannet i de tidligere undersdkte opplosninger.
I tabell V er resultatene av laboratorieforsøk for konsolidering av sandsoyler med behandlingsopplosninger hvori det amfotere metall utgjordes av krom, gjengitt. Den benyttede opplosning var en vandig opplosning av 0,2 M CrCl^, ^,0 M NaOH og U-,0 M dimethylformamid. Denne opplosning hadde en tid for begynnende bunnutfelling (TBBc) av 12,5 minutter ved 29,<1>+°C. Opplosningen ble bragt til å stromme gjennom sandsoyler av sandkorn nr. 5 og med en diameter av ca. 357 cm og en lengde av 60 cm, idet mottrykket var 0,7 kg/cm 2. Opplosningen ble bragt til å stromme gjennom soylene i en mengde av ca. 1,8 cm-oVmin i de angitte tider. En strom av dimethylformamidet ble blandet med en strom av en vandig opplosning av kromkloridet og natriumhydroxydet like for den felles strom ble fort inn i sandsoylen.
Claims (1)
- Fremgangsmåte ved behandling av granulære materialer i eller rundt en brønn som trenger gjennom en underjordisk formasjon, hvor det på et sted på overflaten fremstilles en behandlingsvæske hvorfra et hydratisert metalloxyd kan avsettes, idet behandlingsvæsken omfatter en vandig oppløsning av et amfotert metalloxyd og en pH-forandrende reaktant som er istand til å forandre oppløsningens pH til en pH ved hvilken et hydratisert metalloxyd vil utfelles efter en tid som er tilstrekkelig til at væsken kan pumpes fra stedet på overflaten til de granulære materialer som skal behandles, og hvor behandlingsvæsken pumpes inn i brønnen slik at den kommer i kontakt med det granulære materiale, mens det hydratiserte metalloxyd utfelles, karakterisert ved at det anvendes en basisk oppløsning og en pH-reduserende reaktant som den pH-forandrende reaktant.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US22140172A | 1972-01-27 | 1972-01-27 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO140641B true NO140641B (no) | 1979-07-02 |
NO140641C NO140641C (no) | 1979-10-10 |
Family
ID=22827675
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO304/73A NO140641C (no) | 1972-01-27 | 1973-01-25 | Fremgangsmaate ved behandling av granulaere materialer i eller rundt en broenn med en opploesning av et utfellbart metalloxyd og en ph-forandrende reaktant |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3756315A (no) |
AR (1) | AR200855A1 (no) |
AU (1) | AU466968B2 (no) |
BR (1) | BR7300574D0 (no) |
CA (1) | CA998239A (no) |
DE (1) | DE2303654A1 (no) |
EG (1) | EG11129A (no) |
GB (1) | GB1416046A (no) |
IT (1) | IT977678B (no) |
NL (1) | NL7301060A (no) |
NO (1) | NO140641C (no) |
TR (1) | TR17623A (no) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3885065A (en) * | 1972-01-27 | 1975-05-20 | Shell Oil Co | Hydrated metal oxide deposition |
US3815681A (en) * | 1972-05-24 | 1974-06-11 | Shell Oil Co | Temporarily plugging an earth formation with a transiently gelling aqueous liquid |
US3860070A (en) * | 1973-12-13 | 1975-01-14 | Shell Oil Co | Aluminate-thickened well treating fluid and method of use |
US3894399A (en) * | 1974-05-22 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Chemical grouting process for tight soil |
US3997452A (en) * | 1975-05-05 | 1976-12-14 | Shell Oil Company | Crystal modified deposition of hydrated metal oxide |
US4232740A (en) * | 1979-05-23 | 1980-11-11 | Texaco Development Corp. | High temperature stable sand control method |
US4301867A (en) * | 1980-06-30 | 1981-11-24 | Marathon Oil Company | Process for selectively reducing the permeability of a subterranean sandstone formation |
US4349443A (en) * | 1980-07-17 | 1982-09-14 | W. R. Grace & Co. | Viscosifier and fluid loss control system |
USRE31748E (en) * | 1980-07-17 | 1984-11-27 | W. R. Grace & Co. | Viscosifier and fluid loss control system |
AU2001270347B2 (en) * | 2001-07-06 | 2006-08-10 | The University Of Queensland | Metal oxide nanoparticles in an exfoliated silicate framework |
US20050020455A1 (en) * | 2003-03-04 | 2005-01-27 | Richard Mapp | Film forming and mechanical lubricant combination |
US20040258889A1 (en) * | 2003-05-05 | 2004-12-23 | Gordon Julius | Direct laminated vinyl substrates |
US7501385B2 (en) | 2004-06-15 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for water control and strengthening unconsolidated formations |
US20090078420A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Perforator charge with a case containing a reactive material |
US8662173B2 (en) * | 2011-04-11 | 2014-03-04 | Saudi Arabian Oil Company | Plugging thief zones and fractures by in-situ and in-depth crystallization for improving water sweep efficiency of sandstone and carbonate reservoirs |
CA2923800C (en) * | 2013-10-22 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising hydrated inorganic oxide materials and associated methods |
US10774611B1 (en) | 2019-09-23 | 2020-09-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for microannulus sealing by galvanic deposition |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3195630A (en) * | 1961-05-22 | 1965-07-20 | Phillips Petroleum Co | Sealing formations |
US3603399A (en) * | 1969-11-10 | 1971-09-07 | Chevron Res | Formation permeability maintenance with hydroxy-aluminum solutions |
US3672449A (en) * | 1970-12-16 | 1972-06-27 | Shell Oil Co | Selectively reducing the permeability of a thief zone by electroless metal plating |
-
1972
- 1972-01-27 US US00221401A patent/US3756315A/en not_active Expired - Lifetime
- 1972-12-27 CA CA160,007A patent/CA998239A/en not_active Expired
-
1973
- 1973-01-25 AR AR246300A patent/AR200855A1/es active
- 1973-01-25 GB GB373773A patent/GB1416046A/en not_active Expired
- 1973-01-25 AU AU51463/73A patent/AU466968B2/en not_active Expired
- 1973-01-25 EG EG30/73A patent/EG11129A/xx active
- 1973-01-25 BR BR73574A patent/BR7300574D0/pt unknown
- 1973-01-25 NO NO304/73A patent/NO140641C/no unknown
- 1973-01-25 TR TR17623A patent/TR17623A/xx unknown
- 1973-01-25 DE DE2303654A patent/DE2303654A1/de not_active Withdrawn
- 1973-01-25 NL NL7301060A patent/NL7301060A/xx not_active Application Discontinuation
- 1973-01-25 IT IT67144/73A patent/IT977678B/it active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA998239A (en) | 1976-10-12 |
DE2303654A1 (de) | 1973-08-02 |
EG11129A (en) | 1977-01-31 |
NO140641C (no) | 1979-10-10 |
AU466968B2 (en) | 1975-11-13 |
BR7300574D0 (pt) | 1973-09-13 |
TR17623A (tr) | 1975-07-23 |
AR200855A1 (es) | 1974-12-27 |
US3756315A (en) | 1973-09-04 |
AU5146373A (en) | 1974-07-25 |
NL7301060A (no) | 1973-07-31 |
GB1416046A (en) | 1975-12-03 |
IT977678B (it) | 1974-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO140641B (no) | Fremgangsmaate ved behandling av granulaere materialer i eller rundt en broenn med en opploesning av et utfellbart metalloxyd og en ph-forandrende reaktant | |
US4219083A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
NO171326B (no) | Fremgangsmaate for komplettering og overhaling av petroleumsbroenner | |
US4321968A (en) | Methods of using aqueous gels | |
NO172951B (no) | Fremgangsmaate for gruspakking av underjordiske formasjoner | |
US3863718A (en) | Cementing procedure for avoiding mud channeling | |
DK161777B (da) | Fremgangsmaade til betjening af et borehul | |
NO344263B1 (no) | Fremgangsmåter for behandling av en undergrunnsformasjon | |
EP1419210B1 (en) | Alkali metal tungstate compositions and uses thereof | |
US4120369A (en) | Method for drilling a well through unconsolidated dolomite formations | |
NO336123B1 (no) | Blandinger for å kontrollere beleggdannelse i oljebrønnhull, og for kompletteringsvæsker | |
WO2021025857A1 (en) | Weighted fluid loss control pill for completion & workover operations | |
US3868996A (en) | Buffer-regulated treating fluid positioning process | |
US2776010A (en) | Sealing porous earth stratum | |
US4289633A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
US3844361A (en) | Closed circuit method of circulating a substantially solid free drilling fluid | |
US4451389A (en) | Aqueous gels | |
RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
US3179172A (en) | Controlled viscosity fracturing fluids | |
US3865189A (en) | Methods for selective plugging | |
US3847638A (en) | Hydrated metal oxide deposition | |
RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
US3854538A (en) | Hydrated metal oxide deposition | |
US5211233A (en) | Consolidation agent and method |