NO176936B - Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som inneholder fine partikler med en organosilisiumforbindelse - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som inneholder fine partikler med en organosilisiumforbindelse.

Ved produksjon eller utvinning av fluider fra underjordiske formasjoner som inneholder finpartikler, såsom partikler av slamstørrelse eller mindre av silisiumholdige materialer, karbonater, oksyder, sulfater o.l., er erfaringen ofte at disse meget fine partiklene er underkastet bevegelse med fluidet, selv når fluidet flyter med relativt lav hastighet. Når et stort volum fluid tvinges til å flyte gjennom en slik partikkelholdig formasjon viser de meget fine partiklene tendens til å medføres inntil de setter seg fast i porehalser, f.eks. de små hulrommene mellom kornene av formasjonen. Dette vil, i det minste delvis, plugge igjen åpningene og redusere formasjonens permeabilitet for fluidstrøm. En permeabilitetsreduksjon på grunn av bevegelsen av slike partikler er ofte et hovedproblem ved operasjon av fluidinjeksjonsbrønner og fluidproduksjons-brønner. Videre kan visse typer vannfølsomme finpartikler av leire, som kan være til stede i formasjonen, f.eks. montmorillonitt, svelle opp og nedsette permeabiliteten av formasjonen, dersom fluidet som passerer gjennom denne inneholder vann.

Forskjellige behandlinger har vært foreslått for å minimali-sere skade på formasjonspermeabiliteten forårsaket av finpartikler. Slike behandlinger har innbefattet injeksjon av zirkoniumoksyklorid for å stabilisere leirene, omvandling av leirer fra den svellende natrium- eller litiumformen til en ammonium- eller annen kationform som ikke sveller like mye, og injeksjon av forskjellige aminer og hydroksyalumin-iumoppløsninger.

Videre er det kjent å injisere partikkelformige organo-silaner i underjordiske formasjoner som en komponent av forskjellige behandlingsmidler for forskjellige formål. Følgelig beskriver U.S. patent nr. 3,286,770 en fremgangsmåte for å gjøre formasjoner fortrinnsvis olje-fuktbare for å øke strømningshastigheten for vann gjennom formasjonen. Fremgangsmåten innbefatter injeksjon i formasjonen av et be-handl i ngsm i ddel innbefattende visse organohalogensilaner i et vannoppløselig oppløsningsmiddel. Organohalogensilanet reagerer med silisiumoksydoverflater eller sand i formasjonen, slik at det dannes en polymer som gjør formasjonen olje-fuktbar.

U.S. patent nr. 2,633,019 beskriver en fremgangsmåte for å øke oljeproduksjonen fra en brønn hvorved formasjonen først tørkes,f.eks. ved oppvarming eller ved injeksjon av et vaskeoppløsningsmiddel, såsom alkohol. Deretter injiseres det i formasjonen et silikon-dannende middel, f.eks. et mono—, di—, eller tri-alkyl-, eller —arylsilisiumhalogenid, eller en tilsvarende ester derav, slik at det dannes en fast silikonpolymer som er bundet til overflaten av formasjonen.

Bernard et al. beskriver i U.S. patent nr. 3,036,630 en behandling for å gjøre formasjonen vannavstøtende, inneholdende komponenter som sveller eller dispergerer når de kommer i kontakt med vann. Denne behandlingen innbefatter belegging av formasjonen med en silikonpolymer eller et materiale som gir en silikonpolymer. Etter behandlingen kan vannoverfylling lettere utføres.

U.S. patent nr. 4,498,538 er rettet mot en fremgangsmåte for å redusere bevegelsen eller svellingen av fine partikler i en formasjon, ved injeksjon av en organosilan eller en organosilanester, fortrinnsvis i en flytende hydrokarbonbærer.

Alle disse referansene understreker imidlertid nødvendigheten av å unngå kontakt mellom behandlingspreparatet og vandige materialer før de aktive bestanddelene har trådt inn i formasjonen. Denne begrensningen forhindrer anvendelse av fremgangsmåtene samtidig med visse andre vannbehandlings-operasjoner og øker derfor prisen og kompleksiteten av brønnbehandlingen og vedlikeholdet.

Oppfinnelsen omfatter en fremgangsmåte for behandling av en formasjon inneholdende finpartikler for å forhindre migrering og/eller oppsvelling av partikkelformig materiale.

Foreliggende oppfinnelse omfatter nærmere bestemt en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som inneholder fine partikler med en organosilisiumforbindelse, kjennetegnet ved injeksjon i formasjonen av et vandig preparat innbefattende (a) damp og (b) en organosilanester som har formelen

hvor R4, R5 og Rf, uavhengig av hverandre er valgt fra en eventuelt med amino substituert alkyl— eller alkoksygruppe med fra 1 til 18 karbonatomer, og R7 er en alkylgruppe med fra 1 til 18 karbonatomer.

For formålene med foreliggende oppfinnelse betraktes "formasjonsfinpartikler" som partikler som er små nok til å passere gjennom åpningene av den minste sikten som vanligvis er tilgjengelig (400 U.S. mesh, eller åpninger på 37 jjm). Sammensetningen av de fine partikkelformige materialene kan variere i stor grad, idet det finnes mange forskjellige materialer tilstede i underjordiske formasjoner. Grovt sett kan finpartikler klassifiseres som kvarts, eller andre mineraler såsom: feltspat; muskovitt; kalsitt; dolomitt og andre karbonatmineraler; baritt; vann-svellbare leirer, innbefattende montmorillonitt, beidelitt, nontronitt, saponitt, hektoritt og saukonitt (montmorillonitt er leir-materialer som opptrer hyppigst); ikke-vannsvellbare leirer, innbefattende kaolinitt og illitt; og amorfe materialer. Finpartikler er tilstede i en viss grad i de fleste sandsteiner, skifere, kalksteiner, dolomitter o.l. Problemer forbundet med nærværet av finpartikler er ofte mest uttalt i sandsteinholdige formasjoner.

Egnede vannoppløselige organosilisiumforbindelser for foreliggende oppfinnelse er aminosilanestere, såsom 3-aminopropyltrietoksysilan og N-2-aminoetyl-3-aminopropyltrietoksysilan, og vinylsilanforbindelser såsom vinyltris(2-metoksyetoksy)silan. Imidlertid er, som omtalt av M. R. Rosen, "From Treating Solution of a Silane Coupling Agent", Journal of Coating Technology, bind 50, nr. 644, side 70-82

(1978), mange organosilisiumforbindelser vannoppløselige i lange perioder etter at de hydrolyserer under dannelse av silanoler. For formålene med foreliggende oppfinnelse vil forbindelser som danner vannoppløselige silanoler ved hydrolyse bli betraktet som ekvivalente med organosilisiumforbindelser som innledningsvis er vannoppløselige.

Egnede spesifikke estere av organosilan innbefatter metyltri-etoksysilan, dimetyldietoksysilan, metyltrimetoksysilan, divinyldimetoksysilan, divinyldi-2-metoksyetoksysilan, di (3-glycidoksypropyl)dimetoksysilan, vinyltrietoksysilan, vinyltris-2-metoksyetoksysilan, 3-glycidoksypropyltrimetoksy-silan, 3-metakryloksypropyltrimetoksysilan, 2-(3,3-epoksy-cykloheksyl)etyltrimetoksysilan, N-2-aminoetyl-3-propylmetyl-dimetoksysilan, N-2-aminoetyl-3-propyltrimetoksysilan, N-2-aminoetyl-3-aminopropyltrimetoksysilan, 3-aminopropyltrietoksysilan, o.l.

Ved behandlingen kan organosilisiumkomponenten innbefatte 0,05 til 15 vekt-5é av det injiserte vandige fluidet, selv om oppløselighetsgrensen for en komponent naturligvis ikke bør overskrides. Typisk innbefatter organosilisiumkomponenten 0,25 vekt-# til 10 vekt-# av det injiserte fluidet.

Selv om reaksjonen mellom organosilisiumforbindelsen med materialer i formasjonen ikke er entydig klarlagt, og selv om oppfinnelsen ikke er bundet til noen spesiell operasjons-teori, antas det at organosilisiumforbindelsen reagerer med aktive seter på silisiumholdige overflater som den kommer i kontakt med, under dannelse av et belegg. Det antas at en organosilisiumforbindelse først hydrolyseres og danner et reaktivt mellomprodukt, en "silanol", og enten en syre eller alkohol avhengig av typen forbindelse:

Når organosilisiumforbindelsen inneholder 2 eller flere halogenatomer eller karbhydryloksygrupper kondenserer de reaktive silanolene deretter og begynner dannelsen av en oligomer eller polymer på bergoverflaten:

Polymeren blir kovalent bundet til eventuelle silisiumholdige overflater, innbefattende leirer og kvartskornene som definerer porestrukturen i sandsteiner eller dårlig konsoli-derte eller ukonsoliderte formasjoner inneholdende silisiumholdige materialer. Polymeren virker som et "lim" som belegger formasjonsfinpartikler og binder dem på plass, derved reduseres deres bevegelse når et fluid flyter gjennom formasjonen og deres reaktivitet overfor syrer nedsettes. Polymeren belegger også vann-svellbare leirer og reduserer derved den etterfølgende oppslemmingen forårsaket av vann-holdige fluider.

For utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er det i visse tilfeller foretrukket å forspyle formasjonen ved injeksjon av flytende hydrokarbonoppløsningsmidler. Disse væskene, som kan innbefatte aromatiske oppløsningsmidler, benyttes for å oppløse organiske materialer, såsom voks og tungoljer, fra mineraloverflater for å tillate reaksjon med organosilisiumpreparatet. Væskene kan også tjene til å separere preparatet fra råolje, og hjelpe til å forhindre dannelsen av slam eller emulsjoner forårsaket av vann-oljeinteraksjon. Oppløsningsmidlet kan også inneholde en glykoleterforbindelse, vanligvis i konsentrasjoner på 5 til 10 volum-#, for å gjøre det lettere å fjerne emulsjonsblokker nede i hullet eller å etterlate mineraloverflater vannfuktede for å understøtte deres reaksjon med organosilisiumpreparatet. Etylenglykolmonobutyleter er et eksempel på en forbindelse som kan anvendes. Volumet av forspylingen er typisk 3,8 til 1.890 liter pr. 0,305 vertikalmeter formasjon som skal behandles.

I tillegg til de flytende hydrokarbonoppløsningsmidlene, eller som en erstatning for disse, er det i noen tilfeller foretrukket at behandlingen med organosilisiumforbindelser forutgås av en forspyl ing av formasjonen med et vandig, skall-fjernende preparat. Skallfjernelse kan være meget fordelaktig, idet fluidinjeksjon ikke kan foregå ved maksimale hastigheter når åpningene i brønnboringen og formasjonen er begrenset ved avsetninger av skall. Videre kan skall som er tilstede i formasjonen, dersom det Ikke fjernes, avlede Injiserte behandlingsfluider mot ublokkerte områder av en formasjon, dette resulterer i en ujevn dekning av en behandling. Volumer av dette forspylingsfluidet som benyttes vil være tilsvarende de som er beskrevet for forspylingen med organisk oppløsningsmiddel.

I en utførelse av oppfinnelsen gjennomføre behandlingen ved injeksjon av en vandig oppløsning av en organosilisiumforbindelse (som ofte også inneholder oppløste salter, slik at oppløsningen har tilnærmet den samme saltheten som det naturlig tilstedeværende vannet) gjennom en brønn inn i formasjonen, ved anvendelse av trykk som er tilstrekkelige til å trenge gjennom formasjonen. Typiske volumer av be-handl ingspreparat som anvendes er 3,8 til 1.890 liter pr. 0,305 vertikalmeter formasjon som skal behandles. Inntrengningen kan forbedres ved at denne injeksjonen etter-følges av Injeksjon i formasjonen av et etterspylingsfluid, typisk innbefattende en vandig oppløsning av et salt, såsom ammoniumklorid, eller en væske som er ublandbar med behandlingspreparatet, såsom en hydrokarbonvæske (råolje, diesel-brensel, kerosin o.l.). Behandlingspreparatet selv og etterspylinger inneholder ofte en glykoleterforbindelse, såsom etylenglykolmonobutyleter. Glykoleteren viser tendens til å forhindre emulsjonsblokker og å retardere adsorbsjonen av andre behandlingsadditiver på formasjonsoverflaten. Imidlertid forhindrer den ikke reaksjonen mellom den vann-oppløselige organosilisiumforbindelsen og formasjonen. Når den benyttes i et etterspylingsfluid, såsom en hydrokarbonvæske, kan glykoleteren understøtte fjernelsen av behandlings additiver, såsom korrosjonsinhibitorer, som kan være adsor-berte på formasjonen eller kan begrense strømningen av fluid gjennom formasjonen. Etterspylingen letter fortrengningen av behandlingspreparatet inn i formasjonen, og utgjør typisk 3,8 til 1.890 liter pr. 0,305 vertikalmeter formasjon som skal behandles.

Oppfinnelsen kan også anvendes i forbindelse med boring, brønnkomplettering eller brønnoverhalingsoperasjoner, hvorved fluidene som benyttes delvis trenger inn i underjordiske formasjoner. Inntrengningen forårsakes ved at hydrostatiske eller andre trykk i en brønnboring holdes ved et høyere nivå enn formasjonstrykket, for å forhindre utblåsninger eller annet tap av kontroll over brønnen.

I de fleste tilfeller er fluidene som benyttes i slike operasjoner vandige blandinger av salter (innbefattende ett eller flere av natriumklorid, natriumbromid, kaliumklorid, kaliumkarbonat, ammoniumklorid, kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkbromid og mange andre), eventuelt innbefattende ett eller flere fortykningsmidler (såsom cellulosepolymerer eller xantangummier), fluidtapsmidler, fortynningsmidler, korrosjonsinhibitorer, leire og andre mineraladditiver og andre materialer. Fluidene viser også tendens til å oppfange komponenter av forskjellige formasjoner som man støter på når brønnen bores. Formasjonsskade kan forårsakes ved den kjemiske virkningen av vandige fluidkomponenter på formasjonsfinpartikler, så vel som ved innføring av partikkelformige fluidkomponenter (f.eks. leirer) i formasjonen. Tilsatsen av vannoppløselige organosilisiumforbindelser til borefluider, brønnkompletteringsfluider, drepefluider (som utbalanserer formasjonstrykk), og andre vandige fluider gjør det lettere å forhindre skade på formasjonspermeabiliteten under de ovenfor omtalte operasjonene, og ved senere rutine-messig produksjon fra formasjonen.

Som et alternativ til disse vandige fluidene blir operasjoner i visse tilfeller gjenomført med "olje-baserte" fluider, som er emulsjoner som typisk inneholder 10 til 40 volum-^ vann. Vannoppløselige organosilisiumforbindelser kan tilsettes til de vandige fasene av slike fluider for å oppnå fordeler svarende til de beskrevet for vandige fluider i tilfellet vandige komponenter trer inn i formasjonen etter oppbrytning av emulsjonen eller tap av fluid til formasjonen. Dampinjeksjon er meget hyppig anvendt som en fremgangsmåte for oppvarming av en formasjon, for å redusere viskositeten av hydrokarboner som inneholdes deri og øke den hastigheten hvorved disse hydrokarbonene kan utvinnes. I visse tilfeller anvendes cyklisk injeksjon, hvorved damp injiseres gjennom en brønn i et første tidsrom, deretter termineres injeksjonen og fluider produseres fra brønnen i et andre tidsrom; ofte må disse cyklusene gjentas på regelmessig basis for å opprett-holde produksjonen over svært lange tidsintervaller. Alterna-tivt kan "dampdrift" benyttes, hvorved damp injiseres gjennom en brønn og derved skyver hydrokarboner mot andre brønner, hvorfra hydrokarbonene kan produseres.

Damp for injeksjon frembringes ved hjelp av fordampere eller andre brenselsfyrte dampgeneratorer, hvorav enkelte typer opererer under jordens overflate, f.eks. i en brønnboring. Mest vanlige er "once-through" dampgeneratorer, hvori vann passerer gjennom et oppvarmet rør for å fordampe en betydelig del som damp; disse generatorene tåler bedre de oppløste faste stoffene som finnes i vann som er tilgjengelig på fjerntliggende steder, enn fordampere gjør. Vann som tilføres til dampgeneratoren omvandles til tørr damp, eller til våt damp som inneholder 5 til 95 vekt-# damp. Mer typisk anvendes blandinger av væske fordampet vann som inneholder 50 til 80$ damp; slike blandinger angis ofte å ha en dampkvalitet på 50 til 8056.

For utførelsen av foreliggende oppfinnelse kan organosilisiumforbindelser tilsettes til tilførselsvannet til dampgeneratoren eller kan tilsettes direkte til den dannede dampen ved et visst punkt før dampen kommer i kontakt med formasjonen som skal behandles.

Det er ventet at brønnbehandlinger ifølge foreliggende oppfinnelse vil være av betydelig fordel for nylig komplet-terte brønner i formasjoner som er kjent for å gi problemer forårsaket av finpartikkelmigrering og/eller leireopp-svelling. Slike brønner kan behandles like etter komplet-tering (f.eks. etter en kort produksjonsperiode for å fjerne avfall fra perforeringene og gruspakkingen, dersom en slik er benyttet) for å forhindre fremtidig reduksjon i produksjonshastigheten. Videre er det ofte nødvendig å benytte damp i tungoljebrønner, ved innledningen av produksjonen, idet produksjonshastigheten er for lav for økonomisk drift av brønnen; en brønn kan kreve dampinjeksjon i én måned for å muliggjøre økonomisk produksjon i ca. ni måneder, hvoretter damp igjen injiseres. Ved behandling av brønnen ved et tidlig tidspunkt vil det være mulig å unngå de fleste av de poten-sielt permanente skadene på formasjonspermeabiliteten som finner sted når porehalser blir gjenstoppet under normal produksjon.

Oppfinnelsen skal beskrives ytterligere ved hjelp av de følgende eksemplene som illustrerer forskjellige trekk ved oppfinnelsen. I eksemplene er alle prosentvise sammen-setningsverdier uttrykt på vektbasis, med mindre annet er angitt.

EKSEMPEL I

Et forsøk utføres for å bestemme om en organosilisiumforbindelse vil tre inn i den flytende fasen eller dampfasen av våt damp. I forsøket produserer en laboratoriedampgenerator (en lengde rør, oppvarmet ved neddykking i et oljebad eller ved omvikling med varmetape) damp av ca. 50% kvalitet fra vann som pumpes gjennom. Vannet inneholder 200 mg pr. liter oppløst natriumbikarbonat og damp dannes ved ca. 208°C og 17,4 atmosfærer. Væskefasen av dampen isoleres, ved anvendelse av en damp-væskeseparator med sikteglass, holdt ved tilnærmet damptemperaturen og finnes, etter avkjøling, å ha en pH på ca, 11,5.

Dette forsøket gjentas med det samme tilførselsvannet hvortil det er tilsatt 156 3-aminopropyltrietoksysilan. Med dette additivet er pH for tilførselsvannet ca. 10,6, pH for kondensert damp fra separatoren er ca. 10,4 og pH for væskefasen av dampen er ca. 10,2. Analysen av kondensert damp og dampvæske-fase indikerer at i det vesentlige alt additivet har forblitt i den flytende fasen.

Den ovenfor omtalte buffringseffekten for additivet vil gjøre det lettere å unngå oppløsning av silisiumholdige materialer i en formasjon eller i en brønnboring ved forebyggelse av de meget alkaliske pH-verdiene som frembringes av oppløste karbonatspecies som er til stede i mange naturlige vanntyper som benyttes for dampgenerering. Når de følgelig benyttes som additiv til damp kan organosilisiumforbindelsene ventes å forhindre dannelse av permeabilitetsskade som ofte ledsager dampinjeksjon når silisiumholdige materialer oppløses og gjenutfelles i en formasjon.

EKSEMPEL II

Den ekstreme følsomheten overfor vannkontakt av formasjons-materialer fra den halvkonsoliderte sandformasjonen ved Sespe, nær Ventura, California, demonstreres ved et forsøk. Sespe-sand inneholder gjennomsnittlig ca. 9$ leire og ca. 10 til 255É slam.

En simulert kjerne fremstilles ved å pakke et rør med diameter 2,54 cm og lengde 7,62 cm med den løse sanden. Røret monteres i en apparatur som tillater fluider å pumpes gjennom den pakkede sanden. Kjernen behandles som følger: (a) en 3% vandig natriumkloridoppløsning injiseres ved et trykk på ca. 2,0 atmosfærer i ca. 2 timer; den endelige strømningshastigheten stabiliserer seg ved ca. 1,2 ml/min.; (b) destillert vann injiseres ved det samme trykket i ca. 1 time, dette gir en endelig strømningshastighet på ca. 0,21 ml/min.; (c) damp, fremstilt fra destillert vann som inneholder ca. 2 g/liter ammoniumkarbonat for å redusere leire oppsvelling injiseres i 8 timer ved 260°C og 48,6 atmosfærer; (d) trinn (a) gjentas, dette gir en endelig strømnings-hastighet på 1,45 ml/min.; og (e) trinn (b) gjentas, dette gir en endelig strømnings-hastighet på 0,18 ml/min.

Som det fremgår forbedret dampbehandlingen i svak grad permeabiliteten av sanden overfor en natriumkloridoppløsning, men bevirket ikke den dramatiske reduksjonen i permeabilitet som oppstår ved kontakt med rent vann.

EKSEMPEL III

En kjerneprøve fra Sespe-formasjonen, 3,18 cm lang og med diameter 2,38 cm, monteres i en kjerneholder, mettes med 3% vandig natriumkloridoppløsning og underkastes et konstant trykk på 69,0 atmosfærer. En 3% vandig natriumkloridopp-løsning pumpes gjennom kjernen ved en konstant hastighet på ca. 3,2 ml/min., mens permeabiliteten indikeres ved trykk-differansen over lengden av kjerne. En innledende differanse på 11,7 atmosfærer indikerer en permeabilitet på 3,68 millidarcy (md), men trykket øker jevnt i løpet av ca. 9 timer til 18,8 atmosfærer, hvilket indikerer en endelig, stabil permeabilitet på 2,08 md.

Etter dette forsøket føres damp av kvalitet 50$ (fremstilt under betingelsene beskrevet i det foregående eksempel I, fra de vandige oppløsningene beskrevet i tabell 1) gjennom kjernen i totalt 3,5 timer, sammensetningen av tilførsels-vannet til dampgeneratoren endres ved visse intervaller, som vist i tabell 1. Permeabilitetsforsøket gjentas deretter ved anvendelse av liatriumkloridoppløsningen; en stabil permeabilitet på 2,08 md oppnås. Endelig undersøkes permeabiliteten for destillert vann under tilsvarende betingelser og denne finnes å være stabil ved 2,11 md.

Behandlingen med damp som inneholder en organosilisiumforbindelse forhindrer klart permeabilitetsskade fra etter-følgende vannkontakt, som det fremgår ved en sammenligning av disse resultatene med resultatene for det foregående eksempel

II.

EKSEMPEL IV

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen undersøkes I en tungolje-brønn som produserer fra Sespe-formasjonen. En første dampstimuleringsbehandling var utført ca. én måned etter starten av produksjonen, og ga en samlet produksjon på ca. 3.180 liter pr. dag hvorav ca. 2.226 liter er olje.I løpet av ca. 3 måneder har denne produksjonen avtatt til ca. 1.110 liter olje pr. dag. En andre dampstimulering øker den maksimale produksjonshastigheten til 2.544 liter olje pr. dag, og en maksimal månedlig gjennomsnittsproduksjon på 1,430 liter olje pr. dag, denne hastigheten avtar igjen raskt.

Et behandlingsprogram innledes ved å injisere ca. 9.460 liter av en 9% vandig oppløsning av dinatriumetylendiamin-tetraeddiksyre, for å oppløse kalsiumholdige skall, og å separere kalsiumrikt formasjonsvann fra den senere injiserte karbonatholdige strømmen, derved forhindres ytterligere skallavsetning.

Dampinjeksjon startes, ved en hastighet på ca. 63.600 liter tilførselsvann til dampgeneratoren pr. dag, ved et trykk på 96 til 120 atmosfærer. I løpet av et tidsrom på 20 dager innføres ca. 2,11 x IO<12> joule varmeenergi i formasjonen. Kjemikalier tilsettes kontinuerlig til dampen gjennom rørkoblinger før dampen trer inn i brønnrøret. Den første dagen av dampinjeksjon tilsettes urea, i en mengde på ca. 1$ av tilførselsvannet til dampgeneratoren. På den andre dagen reduseres ureatilsatsen gradvis til 0,156 i løpet av et tidsrom på ca. 1 time, etter som innføringen av 3-aminopropyltrietoksysilan (3-ATES) påbegynnes. 3-ATES injiseres i mengde på ca. 156 av tilførselsvannet til dampgeneratoren inntil ca. 15.140 liter tilførselsvann er injisert, reduseres deretter til ca. 0 ,556 i ytterligere 49.200 liter tilførsels-vann. Ca. 416 liter 3-ATES benyttes. Fra og med den tredje dagen, og fortsatt gjennom dampinjeksjonen, tilsettes urea i en mengde på ca. 500 mg pr. liter tilførselsvann til dampgeneratoren .

Etter dampinjeksjon injiseres ca. 6.060 liter dieselbrenn-stoff og brønnen stenges for en syv-dagers varmebehandlings-perlode. Produksjonen gjenopptas ved en hastighet på ca. 2.226 liter olje pr. dag, men med en samlet produksjon på ca. 6.360 liter pr. dag.

Forbedret produksjonsevne etter behandlingen indikeres ved den høye samlede produksjonshastigheten. Vann innført i formasjonen som damp vil fjernes mer fullstendig før den neste dampinjeksjonscyklusen.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som inneholder fine partikler med en organosilisiumforbindelse, karakterisert ved injeksjon i formasjonen av et vandig preparat innbefattende (a) damp og (b) en organosilanester som har formelen hvor R4, R5 og Rf, uavhengig av hverandre er valgt fra en eventuelt med amino substituert alkyl- eller alkoksygruppe med fra 1 til 18 karbonatomer, og R7 er en alkylgruppe med fra 1 til 18 karbonatomer.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at organosilisiumforbindelsen er 3-aminopropyltrietoksysilan.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at injeksjonen forutgås av et forspyletrinn hvori en hydrokarbonvæske injiseres i formasjonen.

4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-3, karakterisert ved at injeksjonen forutgås av et forspyletrinn, hvori et vandig skifer-fjernende preparat injiseres i en brønnboring som trenger gjennom formasjonen.

5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at injeksjonen etterfølges av et etterspyletrinn, hvori en vandig oppløsning eller en hydrokarbonvaeske injiseres i formasjonen.