NO173346B - Fremgangsmaate for oeket utvinning av olje i underjordiske formasjoner - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse gjelder anvendelse av polymerer

for regulering av permeabiliteten i underjordiske, oljebærende formasjoner og mer spesielt polymerer av den type som har for-bedret gelstyrke, gelkonsistens og injiserbarhet. Oppfinnelsen gjelder også regulering av permeabiliteten i oljereservoarer ved bruk av disse polymerer og fremstilling av dem.

Ved produksjonen av olje fra underjordiske oljereservoarer ved hjelp av forskjellige flømmingsteknikker, spesielt vann-flømming, er det vanlig å tilsette forskjellige, polymere fortykningsmidler til vannet for å øke .dets viskositet til et punkt der det nærmer seg viskositeten til den råoljen som skal flyt-tes, for å forbedre fjerningen av oljen fra reservoaret. Bruken av polymerer for dette formål.angis ofte å være for mobilitets-regulering.

Et problem som oppstår i de forskjellige flømmings-prosessene er at forskjellige lag eller soner i reservoaret ofte har forskjellige permeabiliteter, slik at forflytningsvæsker kommer inn i "tyv"-soner med høy permeabilitet til fordel for soner med lavere permeabilitet, der.signifikante mengder olje kan bli igjen med mindre det tas forholdsregler for å tette igjen sone-

ne med høy permeabilitet helt eller delvis og så avlede forflyt-ningsvæsken inn i sonene med lav permeabilitet. Mekanisk isola-sjon av tyv-sonene er forsøkt, men loddrett forbindelse mellom reservoarlagene gjør ofte slike forholdsregler ineffektive.

Fysisk tetting av sonene med høy permeabilitet med sementer og faste oppslemminger er også forsøkt med forskjellige grader av hell, men med denne teknikken er den mest alvorlige ulempen mu-ligheten av permanent å lukke fortsatt produktive soner.

Fra disse tidligere forsøkene ble det klart at det var ønskelig å utforme en viskøs plugg som var i stand til å tette

igjen de mest gjennomtrengelige sjiktene slik at flømmingsvan-

net kunne avledes til de for lite gjennomtrengte, ytre regione-

ne i reservoaret. Dette førte til bruken av olje/vann-emulsjoner, geler og polymerer for regulering av permeabiliteten til formasjonene i en prosess som ofte refereres til som "profil-regulering", en referanse til reguleringen av den loddrette permeabilitetsprofilen til reservoaret. Profilreguleringsmidler

som er foreslått har omfattet olje/vann-emulsjoner, geler, for

eksempel lignosulfonatgeler og polymerer, idet polymerer er anvendt i størst utstrekning i de senere år.

Blant de polymerer som til nå er undersøkt for å forbedre vannflømmingstilpasningen er polyakrylamider, polysakkarider, cellulose, furfuryl-alkohol og akryl/epoksy-harpikser, silikater og polyisocyanurater. En hoveddel av dette arbeid er utført med polyakrylamider. Polyakrylamider er brukt både i den normale, ikke-tverrbundne form såvel som i form av tverrbundne metall-komplekser. I begge former synes de nytteeffekter som oppnås fra disse polyakrylamidene, raskt å avta på grunn av skjærned-brytning under injeksjon og følsomhet overfor saltløsninger i reservoaret .

En annen gruppe av polymere fortykningsmidler som har vakt betydelig oppmerksomhet for bruk i vannflømming, er polysakkari-dene, spesielt xantanpolysakkaridene, dvs. de polysakkarider som produseres ved innvirkning av bakterier av slekten Xanthomonas på karbohydrater. For eksempel beskriver US-patent 3 908 760 en polymer-vannflømmingsprosess i hvilken et gelert, vann-løselig Xanthomonas-polysakkarid injiseres i et lagdelt reservoar for å danne en plugg, et bånd eller en front av gel som strekker seg loddrett gjennom lag med både høy og lav permeabilitet. Dette patentet foreslår også bruk av kompleksdannede polysakkarider for å blokkere brudd i formasjoner som er naturlige eller kuns-tig forårsaket.

Ett problem som kontinuerlig har fulgt bruken av organiske polymerer som profilreguleringsmidler er problemet med stabilitet i reservoaret. Dette krevet ikke bare at den gelen som dannes av polymeren, skal være stabil ved de relativt høye temperaturer som påtreffes i noen reservoarer, i seg selv et vanskelig krav, men også at gelen skal være stabil over et så vidt område av pH-betingelser som mulig, slik at polymeren vil kunne brukes i reservoarer av forskjellig slag, for eksempel sandsten, karbo-natfjell og andre. Stabilitet i forskjellige saltløsninger i ol-jefeltene er også et ønskelig krav. Mange av de kjente typer av organiske, gel-dannende polymerer er utilfredsstillende på et eller annet område, for eksempel temperatur, stabilitet, saltløs-nings-stabilitet, pH-område slik at det har vært et kontinuerlig behov for nye og anderledes polymerer for permeabilitetsregule-ringsformål.

Det er nå funnet at et ikke-xantan-polysakkarid, heteropolysakkaridet S-130, har egenskaper som gjør det godt egnet for bruk ved regulering av permeabiliteten i underjordiske lag. Ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringes derfor en fremgangsmåte for øket utvinning av olje som omfatter å injisere en flømmevæske i en underjordisk, oljebærende formasjon gjennom en injeksjons-brønn som strekker seg fra jordoverflaten og inn i formasjonen, slik at oljen forflyttes fra formasjonen mot en produksjonsbrønn

i en avstand fra injeksjonsbrønnen.

Det karakteristiske ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er å regulere formasjonspermeabilitet selektivt ved anvendelse av en vandig løsning av det anioniske ikke-xantan-heteropolysakkarid S-13 0 i kombinasjon med en tverrbindende mengde organisk forbindelse som inneholder minst to positivt ladede nitrogenatomer, idet denne løsning injiseres i formasjonen gjennom inj eksj onsbrønnen.

Polymergeler anvendes generelt til permeabilitets-profil-regulering i flømmeoperasjoner i oljefelter for øket oljeut-vinning, i flømmeoperasjoner injiseres en væske (vanligvis vann) i den underjordiske, olje-bærende formasjonen gjennom en injeksjonsbrønn som strekker seg fra jordens overflate ned i formasjonen. En produksjonsbrønn strekker seg også inn i formasjonen på en avsats eller horisontal avstand fra injeksjonen slik at når flømmevæsken injiseres inn i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen, forflyttes oljen mot produksjonsbrønnen, fra hvilken den kan utvinnes. Vanligvis vil det bli anvendt mer enn én injeksjonsbrønn og mer enn én produksjonsbrønn for å dekke oljefeltet adekvat og maksimere utvinning. Forskjellige arrangementer av injeksjons- og produksjonsbrønner anvendes for dette formål, for eksempel lineære arrangementer for å danne en linje-drift, fem-steders, omvendt fem-steders, syv-steders, omvendt syv-steders, som alle er etablert i konvensjonell praksis.

For å regulere permeabiliteten til den underjordiske formasjonen injiseres en vandig løsning eller dispersjon av polymeren i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen. De vandige væskene som dannes av polymeren, opptrer ikke-Newton'sk og oppviser skjær-fortynnende egenskaper. Disse rheologiske egenskapene hos væsken gjør det mulig fortrinnsvis å føre dem inn i sonene eller lagene med relativt høyere permeabilitet og, når de er kommet inn i dem, å danne en gel-lignende plugg når de skjærbetingelser som er fremherskende under injeksjonsprosessen fjernes. Fordi det fore-ligger relativt høye skjærbetingelser ikke bare i injeksjons-brønnen når væsken pumpes ned i formasjonen, men også i de områder av formasjonen som umiddelbart omgir injeksjonsbrønnen, forblir den injiserte væsken i en pumpbar, væskeformig tilstand i disse områder. Når imidlertid den injiserte løsningen eller dispersjonen av polymeren kommer inn i de områder som er lengre fra brønnen, stivner gelen i porene, i formasjonen for å redusere dens permeabilitet. Den opprinnelige viskositeten i poly-merløsningen eller -dispersjonen hindrer dem fra å komme inn i de. mindre permeable områder av formasjonen slik at permeabilitet s formasjonen fortrinnsvis finner sted i de mer høypermeab-

le områder, med det resultat at etter at behandlingen er full-stendig, oppnås en jevnere permeabilitet.

Permeabilitetsreguleringsmetoden som anvender S-130-polysakkaridet som gel-dannende polymer, er spesielt anvendbar i fremgangsmåter for øket utvinning der det anvendes en væskedrift som for eksempel en vannflømming. Permeabilitetsregulerings-behandlingen kan utføres periodisk, når det er nødvendig å opp-

nå den ønskede permeabilitetsprofilen. Metoden kan også anvendes for å gjennomføre permeabilitetsregulering^ for eksempel rundt en produksjonsbrønn, ved å tette igjen permeable vannkanaler som ellers ville føre til for stor vannproduksjon i brønnen.

Den polymer som anvendes i de her beskrevne permeabilitets-reguleringsfremgangsmåter er ikke-xantan-heteropolysakkaridet S-130. Dette polysakkaridet fremstilles ved aerob fermentering av egnede, vandige næringsmedier med en organisme av Alcaligenes-arten, identifisert som ATCC 31555 (American Type Culture Collection, adgangsnummer ATCC 31555, ubegrenset permanent depone-ring gjort 27. august 1979). Polymeren som produseres ved fermentering av karbohydratkilder med assimilerbart karbon i nærvær av mikrooganismen, består i hovedsak av karbohydrat, med en liten mengde O-acylgrupper. Karbohydratdelen av polysakkaridet inneholder glukuronsyre og de nøytrale sukkere mannose, glukose, og rhamnose i et omtrentlig molforhold på 1:2:2. Forholdet mellom terminalt bundet rhamnose til 1,4-bundet rhamnose er 1:2, idet glukosen i hovedsak er 1,3-bundet.

Polysakkarid S-130, dets karakteristiske egenskaper, dets fremstillingsmetode og egenskapene til den A.spp.-mikroorganisme som anvendes ved fermenteringen, er beskrevet mer detaljert i US-patent 4 342 866. Polysakkaridet er tilgjengelig kommersi-elt fra Kelco Oil Field Group, en avdeling av Merck & Co., USA.

Polysakkarid S-130 gir vandige løsninger med høy viskositet som oppviser overlegen viskositetsretensjon ved høye temperaturer såvel som ønskelige skjær-fortynnende egenskaper. Tilgjengelige data indikerer at S-130 bibeholder minst halvparten av sin romtemperatur-viskositet ved en temperatur på ca. 150°C, og at viskositeten er stabil i relativt lange perioder ved høye temperaturer. Løsningene er meget skjær-fortynnende eller pseudo-plastiske. Viskositeten avtar med økende skjærhastighet og går umiddelbart tilbake til en høyere viskositet når skjærpåkjenning-en reduseres. Denne egenskapen gjør det mulig effektivt å plas-sere det i deler av underjordiske formasjoner med høy permeab.. litet slik at det, når skjærkraften reduseres, vil dannes er ;..te-get viskøs gel som blokkerer disse områder selektivt. Den høye grad av skjærfortynning som denne polymer oppviser indikerer imidlertid også at i visse tilfeller må det utvises forsiktighet med plassering av dem i formasjonen. Fordi løsninger av polymeren blir nesten så tynne som vann ved høye skjærhastigheter, er det en mulighet at løsningen under disse betingelser kan være i stand til å komme inn i de mindre høypermeable områdene av formasjonen og forårsake blokkering når gelen dannes igjen. For å hindre dette fra å hende kan det være ønskelig å identifisere de mer høypermeable lagene og å injisere polymerløsningen i disse områdene alene ved bruk av egnede pakkere i injeksjonsbrønnen.

Polymerens stabilitet ved relativt høye temperaturer, særlig over 66 eller 68°C, er spesielt nyttig i foreliggende oppfinnelse siden det gjør det mulig å bruke polymeren i reservoarer med høy temperatur, for eksempel slike med temperaturer opp til 93°C eller også høyere uten risiko for for stor nedbrytning på grunn av reservoartemperaturen. Polymeren danner også geler som, selv om de er stive nok til å motstå trykket av flømmevæsken, ikke er så hårde at de har en mulighet til å skade reservoaret.

Dersom S-13 0-polysakkaridet er tilgjengelig som et tørt pulver, kan det hydratiseres ved å blandes i vann med passende omrøring for å hindre dannelse av klumper. Polymerblandemaskiner eller jet-rystemaskiner kan anvendes for blanding. Dersom hydrati-seringen forsinkes, kan økning av blandeskjærkraften, heving av væsketemperaturen eller begge hjelpe til å overvinne forsinkelsen. Dersom det er en tendens til at det dannes klumper, kan det dannes en første oppslemming av pulveret i et ikke-vandig løsningsmiddel som for eksempel isopropanol eller dieselolje, og oppslemmingen helles i vann med omrøring for å danne en klumpfri, viskøs løsning.

En spesiell egenskap ved S-130-polysakkaridet er at det utvikler en høy viskositet i saltvann. Viskositetsøkningen er spesielt merkbar i saltløsninger som inneholder toverdige kationer som for eksempel Ca og Mg , selv om høye konsentrasjoner (mer enn 10 000 ppm) av de toverdige ioner bør unngås under høy-alkaliske betingelser (over pH 11) siden polysakkaridet da kan bli ustabilt. Forøvrig er polymeren stabil ved temperaturer opp til ca. 150°C mellom pH 5 og 11. Den er ustabil over pH 13 og,

i tillegg, kan det under visse betingelser dannes uløselige bunn-fall dersom disse, kationiske, overflateaktive midler er til stede. Det bør derfor utføres enkel testing for å bestemme om polymeren vil opptre tilfredsstillende under de nøyaktig forekommen-de betingelser. Polymeren danner også høyviskøse, vandige løs-ninger i nærvær av enverdige kationer som for eksempel Nå ,K .

Den kan derfor innblandes i mange saltløsninger og brakkvann inkludert sjøvann, som inneholder salt, for eksempel opp til 3 % KC1, opp til 25 % NaCl eller opp til 20 % CaCl2. Det kan være ønskelig å prehydratisere polymeren i ferskvann (destillert vann, avionisert vann eller annet vann som er i det vesentlige fritt for kationer) før blanding med saltløsningen til den ønskede fortynning.

S-13 0-polysakkaridet kan også tverrbindes for å danne høyviskøse løsninger ved bruk av treverdige kationer, spesielt krom, aluminium og zirkonium, selv om andre kationer som for eksempel jern(III) som ofte finnes i saltløsninger i oljefelter også vil tilveiebringe tverrbinding. Slik det er tilfellet når det anvendes svært saltholdig vann inneholdende énverdige og toverdige kationer, foretrekkes det å dehydratisere. polymeren ved bruk av ferskvann og så å blande den prehydratiserte polymeren med en løsning av det tverr-bundne kationet for å oppnå den ønskede, høyviskøse, vandige løsningen.

Tverrbinding kan også gjennomføres ved bruk av organiske forbindelser som inneholder minst to positivt ladete nitrogenatomer, for eksempel saltene av diaminer som for eksempel etylen-diamin, propylendiamin, butylendiamin eller av cykliske diaminer som for eksempel piperazin.

Polymeren er stabil over et bredt område av pH-verdier, generelt opp til pH 13, selv om nærværet av visse kationer, som nevnt ovenfor, kan sette en noe lavere grense for stabiliteten. På grunn av dette kan det anvendes polymerfortykkede løsninger i en bred variasjon av reservoar-formasjoner som spesielt inklu-derer alkaliske formasjoner som for eksempel karbonat, der andre polymerer kan ha redusert stabilitet. Stabiliteten til gelen synes å være fordelaktig ved pH-verdier fra ca. 4 til 8, idet nøytral pH (7,0-7,5) foretrekkes der det ikke anvendes sure tverrbindingsmidler som for eksempel Cr(III). Dersom Cr (III) eller andre sure tverrbindingsmidler anvendes, foretrekkes noe lavere pH-verdier på 4 til 5 for å oppnå maksimal gelstabilitet.

Den ferdige vannløsningen av polymeren vil generelt inne-holde fra 100 til 10 000 vektdeler pr. million av polymeren, selv om det normalt vil anvendes 1000-5000 vektdeler pr. million, idet 1000-3000 vektdeler pr. million normalt foretrekkes for maksimal effektivitet. Mengden av løsning vil normalt være fra 10 til 100 % av porevolumet i de høypermeable regionene som behandles. Når det anvendes et tverrbindingsmiddel som for eksempel Cr (III) , vil det generelt være til stede i en mengde på fra 0,5 til 10 % (molar) av polymeren. Dersom således polymeren er til stede i sin normalt foretrukne mengde på 1000-3000 vektdeler pr. million, vil tverrbindingsmidlet normalt anvendes i en mengde på 5-3 00 vektdeler pr. million, selv om normalt minst

10 vektdeler pr. million vil være nødvendig og i de fleste til-felMr minst 25 vektdeler pr. million vil være nødvendig for å

sikre en helt utviklet gelstruktur. Innholdet av tverrbindingsmiddel vil derfor generelt være i området på 25-300 vektdeler pr. million, referert til ferskvannet. Siden polymeren er i stand til å utvikle høyviskøse løsninger med saltvann, inkludert slike med enverdige kationer, toverdige kationer eller begge, slik som nevnt ovenfor, kan det imidlertid være mulig å anvende mindre enn disse mengder av tverrbindingsmiddel om et slikt saltvann anvendes for å fremstille løsningen.

Foreliggende oppfinnelse illustreres ved hjelp av følgende eksempler:

Eksempler 1- 24

Den anioniske polysakkarid-biopolymer S-130 i pulverform ble dispergert i ønsket konsentrasjon i en oljefelt-saltløsning ved omrøring med høy hastighet i en blander i ca. 20 minutter. Sammensetningen av saltløsningen angis i tabell 1 nedenfor.

Totalt oppløste faststoffer: 194 000 mg/l

Spesifikk vekt ved 25°C: 1,14739

pH: 4,25

Alikvoter (100 ml) av dispergert polymer blir videre behand-let med tverrbindingsmiddel og NaOH som pH-reguleringsmiddel (om anvendt) ved blanding i en blandebeholder i ca. 15 sekunder.

De blandede prøvene ble umiddelbart plassert i lukkede flasker og plassert i en-ovn ved 74°C. Prøvene ble ikke holdt under en inert atmosfære, men alle inneholdt ca. 400 ppm formal-dehyd for å hindre mikrobiell nedbrytning.

Tverrbindingsmidlene som ble brukt var Cr (III) som CrCl^/ piperazindihydroklorid (PIP-2HC1) og putrescin-dihydroklorid (PUT-2HC1; 1,4-butan-diamin-dihydroklorid), i mengder fra 10 til 200 ppm ved en polymerkonsentrasjon på 2000 vektdeler pr. million.

Prøvene ble inspisert etter utstrakte tidsperioder (1 uke

og 1 måned for eksemplene 15-24, 2 uker og 5 uker for eksemplene 1-14) på synerese, dvs. gelseparasjon. Graden av synerese ble vurdert visuelt som volummengden separert vann. Gelens natur ble også vurdert og notert.

Resultatene fremgår av tabell 2.

Merknader

(1) 2 ukers synereseperiode

(2) 5 ukers synereseperiode

Eksempler 25- 37

Fremgangsmåten fra eksemplene 1-24 ble brukt, men med en polymerkonsentrasjon på 3000 vektdeler pr. million og med vari-erende pH-verdier og tverrbindingsmidler som bemerket med resultatene i tabell 3 nedenfor. Prøvene ble igjen holdt ved 74°C i perioder på 2 og 5 uker.

Eksempler 38- 42

Fremgangsmåten fra eksemplene 1-24 ble igjen fulgt, men det ble brukt en holdetemperatur på 93°C med en polymerkonsentrasjon på 2000 vektdeler pr. million. Resultatene fremgår av tabell 4 nedenfor, for synereseperioder på 2 og 5 uker.

Eksempler 43- 46

Fremgangsmåten for eksemplene 1-24 ble brukt igjen,

men med en polymerkonsentrasjon på 4000 vektdeler pr. million. Resultatene fremgår av tabell 5 nedenfor, for synereseperioder på 1 måned, 2 måneder og 2 1/2 måneder.

Claims (9)

1. Fremgangsmåte for øket utvinning av olje omfattende injeksjon av en flømmevæske i en underjordisk, oljebærende formasjon gjennom en injeksjonsbrønn som strekker seg fra jordoverflaten og inn i formasjonen for forflytning av oljen fra formasjonen mot en produksjonsbrønn i en avstand fra injeksjonsbrønnen, karakterisert ved at formasjonspermeabilitet reguleres selektivt ved anvendelse av en vandig løsning av det anioniske ikke-xantan-heteropolysakkarid S-13 0 i kombinasjon med en tverrbindende mengde organisk forbindelse som inneholder minst to positivt ladede nitrogenatomer, idet denne løsning injiseres i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at løsningen som anvendes inneholder 1000 til 5000 vektdeler pr. million av heteropolysakkaridet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at løsningen inneholder fra 1000 til 3000 vektdeler pr. million av heteropolysakkaridet.

4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-3, karakterisert ved at løsningen også inneholder treverdige kationer.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at kationene er kationer av krom(III).

6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-5, karakterisert ved at den organiske forbindelse som inneholder minst to positivt ladede nitrogenatomer er et organisk diamin.

7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-6, karakterisert ved at løsningen av heteropolysakkaridet fremstilles ved å hydratisere heteropolysakkaridet i ferskvann og tilsette tverrbindingsmidlet for heteropolysakkaridet til det hydratiserte heteropolysakkarid.

8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-7, karakterisert ved at mengden av løsning som injiseres i formasjonen er fra 10 til 100% av porevolumet i de mer høypermeable områder i den formasjon som skal behandles.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-8, karakterisert ved at heteropolysakkaridet S-13 0 fremstilles ved fermentering av en mikroorganisme av Alcaligenes-arten i et vandig næringsmedium.