NO20101568L - Bruk av nanopartikler for vannstromnningskontroll i undergrunnsformasjoner - Google Patents

Abstract

Vannfrie bærerfluider som inneholder nanoskopiske partikler i høye konsentrasjoner er virkningsfulle for soneisolering og strømningskontroll i vannblokkeringsanvendelser for undergrunnsformasjoner. Nanopartiklene vekselvirker med vann og solidifiserer det og hemmer dets strømning, men har ikke den samme virkningen på hydrokarboner og de bistår således selektivt produksjon av hydrokarboner mens de undertrykker vann. Passende nanopartikler omfatter alkaliske jordmetall-oksider, alkaliske jordmetall- hydroksider, alkalimetall-oksider, alkalimetall-hydroksider, overgangsmetall-oksider, overgangsmetall- hydroksider, etter-overgangsmetall-oksider, etter-overgangsmetall-hydroksider, piezoelektriske krystaller og/eller pyroelektriske krystaller.

Description

TEKNISK OMRÅDE

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter og sammensetninger for å hindre eller sperre for strømning av vann i undergrunnsformasjoner, og vedrører mer spesifikt, i én utførelsesform, fremgangsmåter for bruk av vannfrie fluider som inneholder bestemte nanopartikler for selektivt å hindre eller sperre for strømning av vann i undergrunnsformasjoner, men ikke hemme strømningen av hydrokarboner under hydrokarbonutvinningsoperasjoner.

TEKNISK BAKGRUNN

[0002] Mange undergrunns oljeproduksjonsbrønner blir dannet eller komplettert i formasjoner som inneholder både oljeproduserende soner og vannproduserende soner. Uønsket vannproduksjon er et hovedproblem ved maksimering av hydrokarbonproduksjonspotensialet til disse brønnene. Enorme kostnader kan påløpe for å separere og bortskaffe store mengder produsert vann, hindre korrosjon av rørdeler, skifte ut rørutstyr nede i brønnen og vedlikehold av utstyr på overflaten. Å sperre for uønsket vannproduksjon er en nødvendig betingelse for å opprettholde et produktivt felt. Selv om en lang rekke behandlinger er tilgjengelig for å løse disse problemene, er de alle beheftet med forskjellige ulemper, omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til blande- og håndteringsproblemer på overflaten, etc.

[0003] For eksempel anvender tradisjonell vannblokkeringsteknologi med kjemikalier løsninger av natriumsilikat og tverrbundede polymerer. Silikatløsningen er typisk ikke kompatibel med formasjonsvannet, siden natriumsilikat umiddelbart reagerer med kalsiumklorid og produserer gel. I denne tilnærmingen kan de to løsningene bli injisert i en hvilken som helst rekkefølge og må være atskilt av en plugg av en inert vandig avstandsvæske. U.S.-patentet 4,004,639 tilveiebringer kjemikalier for å bevirke blokkering av vann i en produksjonsbrønn. Den anvender en løsning av natriumsilikat som basefluid og ammoniumsulfitt som gelatineringsmiddel. Disse to løsningene blir injisert og atskilt av en plugg av en inert vandig avstandsvæske. Disse teknologiene er imidlertid ikke i stand til å produsere uniformt gel for å plugge det porøse mediet og er ikke i stand til å bringe gelet dypt inn i formasjonen. Flere trinnvise behandlinger er også nødvendig ved pumping av fluidene med bruk av disse metodene.

[0004] Tverrbundede polymerer har også vært anvendt for å blokkere eller hemme strømning av vann. Kryssbundet polymerteknologi kan imidlertid kreve separate tverrbindere fra det lineære polymerfluidet atskilt av en plugg av et inert avstandsfluid i en form for flertrinns pumping. Kryssbundet polymerteknologi kan også anvende en metode for forsinket tverrbinding som kan avhenge av formasjonens temperatur og fluidets gangtid i formasjonen som faktorer for å forsinke tverrbindingen.

[0005] Gruntvannsstrømning er et alvorlig faremoment under boring som møtes i mange tilfeller av dypvannsboring, omfattende de i Mexicogulfen. En rekke hendelser har funnet sted der sterke gruntvannsstrømninger har stanset boreoperasjoner og dermed økt kostnadene til boring av brønnen med flere millioner dollar, eller gjort at en brønn har blitt gitt opp. Det ville være ønskelig om det var mulig å anvende en fremgangsmåte og/eller sammensetning for å hemme eller hindre gruntvannsstrømning i disse tilfellene.

[0006] Videre er det alltid behov for forbedringer i styring av injeksjonsprofiler for damp og termiske utvinningsoperasjoner, og for å styre vanninjeksjon for å forbedre reservoarsveipingseffektiviteten under sekundær og tertiær utvinning av hydrokarboner.

[0007] Det er fortsatt et behov for å finne et kjemisk system som vil forenkle pumpeprogrammet og muliggjøre dyp inntrengning i formasjonen for å blokkere vannkanalene på en effektiv måte og samtidig holde oljestrømningskanaler åpne.

OPPSUMMERING

[0008] Det tilveiebringes, i én utførelsesform, en fremgangsmåte for å hemme eller hindre strømning av vann i en undergrunnsformasjon som omfatter det å pumpe inn en behandlingsslemning i undergrunnsformasjonen der det befinner seg vann. Behandlingsslemningen omfatter et vannfritt bærerfluid som kan være en olje og/eller en glykol. Behandlingsslemningen inneholder også en mengde nanopartikler tilstrekkelig til å hemme strømning av vann når behandlingsslemningen kommer i kontakt med vann. Nanopartiklene har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom fra omtrent 4 til omtrent 2000 nanometer (nrn). Egnede nanopartikler omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til alkaliske jordmetall-oksider, alkaliske jordmetall-hydroksider, alkalimetall-oksider, alkalimetall-hydroksider, overgangsmetall-oksider, overgangsmetall-hydroksider, etter-overgangsmetall-oksider, etter-overgangsmetall-hydroksider, piezoelektriske krystaller og/eller pyroelektriske krystaller. Fremgangsmåten omfatter videre det å bringe vannet i kontakt med behandlingsslemningen for å solidifisere nanopartiklene inne i undergrunnsformasjonen. De solidifiserte nanopartiklene hemmer eller hindrer selektivt strømning av vann i formasjonen, men tillater strømning av hydrokarboner.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0009] Figur 1 er et fotografi av to flasker som inneholder et behandlingsfluid av nanopartikler dispergert i mineralolje, der, i flasken til venstre, behandlingsfluidet har kommet i kontakt med simulert formasjonsvann og solidifisering kan sees ved kontaktflaten, og der, i flasken til høyre, behandlingsfluidet har kommet i kontakt med en råoljeprøve og en kan se nanopartikkelslemningen dispergert i råoljen uten solidifisering: og

[0010] Figur 2 er et fotografi av to flasker som inneholder et behandlingsfluid av nanopartikler dispergert i monopropyenglykol, der, i flasken til høyre, behandlingsfluidet har kommet i kontakt med formasjonsvann og solidifisering kan sees i kontaktflaten, og der, i flasken til venstre, behandlingsfluidet har kommet i kontakt med en råoljeprøve uten at solidifisering kan sees.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0011] Det har overraskende blitt oppdaget at en slemning med en høy konsentrasjon av bitte små partikler blandet med et vannfritt bærerfluid selektivt kan redusere eller hindre produksjon og strømning av vann fra undergrunnsformasjoner, men tillater strømning av hydrokarboner. Vannet i undergrunnsformasjonen kan være en saltløsning. Behandlingsslemningen blir pumpet inn i formasjonen og kommer i kontakt med formasjonsvannet i vannstrømningskanaler, og de små partiklene solidifiserer i disse vannstrømningskanalene og vil således plugge dem og dermed hindre eller i betydelig grad hemme vannstrømning. Når behandlingsslemningen kommer i kontakt med hydrokarboner derimot, for eksempel råolje eller naturgass, oppstår det ingen solidifisering, og olje- og/eller gasstrømningskanalene holdes åpne for strømning. Slemningen hemmer ikke i nevneverdig grad strømningen av hydrokarboner den møter på, der vi med "nevneverdig hemmer" mener at minst 95% av strømningen av hydrokarboner forløper som den normalt ville ha gjort dersom strømningen av hydrokarboner ikke hadde blitt utsatt for slemningen.

[0012] Behandlingsslemningene her kan således finne anvendelse spesielt til å bidra til å hindre eller hemme produksjon av vann fra vannsoner i undergrunnsformasjoner og selektivt tillate forbedret produksjon av hydrokarboner fra de hydrokarbonførende sonene i den samme formasjonen. Denne forhindringen eller hemmingen av vannstrømning omtales ofte som vannkontroll og/eller vannblokkering. Fremgangsmåtene og sammensetningene her kan også bli anvendt for avtetting av lekkasjer i foringsrør og for å undertrykke eller hindre sementlekkasje, og også for å kontrollere tap av sirkulering av borefluid gjennom vannsoner.

[0013] Fremgangsmåtene og sammensetningene beskrevet her kan også bli anvendt for å stanse eller hemme gruntvannsstrømmer (SWF - Shallow Water Flows) ved dypvannsboring. Dypvannsboring er her definert som boring på vann som er minst 500 meter dypt. Med "grunf-delen av gruntvannsstrømning menes i alminnelighet dypet ved hvilket vannet strømmer under havbunnen, ikke vanndypet på borestedet."Grunt" er her definert som 1000 meter eller mindre under havbunnen. Gruntvannsstrømning kan defineres som vann som strømmer på utsiden av det strukturelle foringsrøret opp til havbunnen. Det vil forstås at dette forårsaker erosjon av havbunnen som vil kunne forårsake store skader på en undervanns boreramme og dens brønner.

[0014] Det er også kjent for fagmannen å pumpe inn vann i en undergrunnsformasjon for å fortrenge hydrokarboner (olje og gass) fra én del av formasjonen til en annen som et trinn i en prosess for å øke utvinningen av det ønskede fluidet fra formasjonen (økt oljeutvinning eller EOR - Enhanced Oil Recovery). Ved innpumping av vann kan det noen ganger være lettere for det injiserte vannet å strømme inn i og gjennom én del av formasjonen sammenliknet med en annen del av formasjonen. Den formasjonen, eller delen av en formasjon som vannet lettere kan strømme inn i kalles noen ganger som en kanaliserende sone eller en tyvsone. Strømningen er derfor ikke uniform, med det resultat at ønsket fortrengning av olje og gass ikke oppnås. Det antas at variasjoner i de fysiske egenskapene til formasjonen, for eksempel formasjonens permeabilitet og porøsitet, vil kunne forårsake denne ikke-uniforme strømningen. Forsøk på å gjøre de fysiske egenskapene til en formasjon mer uniforme for å bevirke til at injisert vann strømmer uniformt inn i og gjennom hele formasjonen har vært omtalt som profilmodifisering og/eller som "conformance"-kontroll. Behandlingsslemningene her kan tjenlig anvendes for å blokkere eller hindre det injiserte vannet i å strømme inn i disse tyvsonene og således gå til spille. Fremgangsmåtene og sammensetningene her kan således bli anvendt for å forbedre vanninjeksjonskontroll å øke reservoarsveipingseffektiviteten under sekundær og tertiær hydrokarbonutvinning. I ett, ikke-begrensende eksempel kan de nanopartikkel-inneholdende behandlingsslemningene bli injisert posjonsvis heller enn som én kontinuerlig mengde av den nanopartikkel-inneholdende behandlingsslemningen for å forbedre utbredelsen og/eller fordelingen av behandlingsslemningen innenfor den behandlede sonen.

[0015] Ved sekundær og tertiær utvinning blir ofte en vandig løsning pumpet inn i et reservoar for å drive olje fra en injeksjonsbrønn til en produksjonsbrønn. Det injiserte vannet vil til slutt "bryte gjennom" ved produksjonsstedet og skape en kanal av hovedsakelig vann fra injeksjonsbrønnen til produksjonsbrønnen. Når dette skjer øker vannandelen drastisk og oljevolumet faller. Imidlertid kan det være igjen betydelige mengder olje som ikke ble drevet med av injeksjonsvannet. Et typisk mønster for denne typen utvinning kalles et 5-punktsmønster; ett enkelt injeksjonssted midt mellom 4 produksjonssteder - tilsvarende som de fem punktene på én enkelt (eng. die). Som kan sees fra dette mønsteret vil vann kunne strømme fra injeksjonsstedet til produksjonsstedene på en måte som etterlater et betydelig volum av usveipet reservoar. Dette problemet forverres ytterligere når det er vertikale heterogeniteter i reservoaret. Dette vil føre til dårlig utvinning fra usveipede reservoarområder i horisontale og vertikale seksjoner av reservoaret. Én måte å bedre reservoarsveipingen på er å pumpe inn en conformance-behandling, så som nanopartiklene, i reservoaret for å blokkere vannkanalene mellom injeksjonsstedet og produksjonsstedene, og på den måten oppnå en bedre avsveiping av reservoaret og økt oljeutvinning.

[0016] Termisk utvinning er enhver injeksjonsprosess som tilfører varme i et reservoar. Termisk utvinning kan anvendes for å produsere viskøs, tykk olje med API-egenvekt mindre enn omtrent 20. Disse oljene er ikke i stand til å strømme dersom de ikke blir varmet opp og viskositeten deres reduseres nok til å muliggjøre strømning mot produksjonsbrønner. Damp blir ofte anvendt for å transportere varmen nedihulls til den viskøse oljen. En tofaseblanding av flytende vann og damp kan bli produsert fra en generator. Den latente fordampningsvarmen er veldig høy, og når dampen kondenserer inne i reservoaret blir en betydelig andel av varmen overført til fluidene og formasjonsbergartene. Siden damp er lettere og mer bevegelig enn olje, kan forskjellen i egenvekt og kanalisering av dampen gjennom de mest permeable delene av undergrunnsreservoaret skape problemer med sveipingseffektiviteten under dampinjeksjonsprosessen. Bruk av de nanopartikkel-inneholdende behandlingsslemningene her kan bidra til å stenge av områder med solidifiserte nanopartikler og bedre injeksjonsprofilkontrollen for disse damp-baserte og termiske utvinningsoperasjonene. I ett, ikke-begrensende eksempel kan de nanopartikkel-inneholdende behandlingsslemningene bli pumpet inn trinnvis, vekselvis med dampinjeksjonene, for å optimalisere sveipingseffektiviteten i den behandlede sonen.

[0017] Størrelsen til nanopartiklene som anvendes i behandlingsslemningene kan variere fra omtrent 4 nanometer til omtrent 2000 nm; i én ikke-begrensende utførelsesform fra omtrent 4 nm uavhengig opp til omtrent 1000 nm. I en annen ikke-begrensende utførelsesform varierer partikkelstørrelsen mellom omtrent 4 nanometer uavhengig opp til omtrent 500 nanometer. I en annen ikke-begrensende utførelse kan partiklene ha en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på omtrent 260 nm eller mindre, alternativt omtrent 100 nm eller mindre, og i en annen mulig utførelse omtrent 50 nm eller mindre, alternativt 40 nm eller mindre.

[0018] Nanoskopiske partikler av alkaliske jordmetall-oksider, alkaliske jordmetall-hydroksider, alkalimetall-oksider, alkalimetall-hydroksider, overgangsmetall-oksider, overgangsmetall-hydroksider, etter-overgangsmetall-oksider og etter-overgangsmetall-hydroksider, piezoelektriske krystaller, pyroelektriske krystaller og blandinger av dette har blitt funnet å ha spesielle fordeler for solidifisering i høye konsentrasjoner til plugger, hindringer og andre barrierer ved kontakt med vann og tjener således til å hindre, hemme, fjerne, redusere, bremse, undertrykke, sinke og på annen måte kontrollere vannstrømning. |0019] Spesielt har nanopartikler og pulvere av magnesiumoksid vært anvendt med hell for å solidifisere og danne barrierer her. Imidlertid vil det forstås at selv om MgO-partikler er angitt i beskrivelsen her som én representativ eller egnet type nanopartikler, andre alkaliske jordmetall-oksider og/eller alkaliske jordmetall-hydroksider, andre alkaliske jordmetall-oksider og/eller alkaliske jordmetall-hydroksider og/eller overgangsmetall-oksider, overgangsmetall-hydroksider, etter-overgangsmetall-oksider, og etter-overgangsmetall-hydroksider, piezoelektriske krystaller, pyroelektriske krystaller, vil kunne anvendes i fremgangsmåtene og sammensetningene her. Videre kan hvilke som helst typer nanopartikler bli anvendt alene eller i kombinasjon med hvilke som helst av de andre typene nanopartikler eller blandinger av slike. I én ikke-begrensende utførelsesform kan det alkaliske jordmetallet i disse nanopartiklene omfatte, men er ikke nødvendigvis begrenset til magnesium, kalsium, barium, strontium, kombinasjoner av dette, og liknende. I én ikke-begrensende utførelsesform kan MgO fremskaffes med en høy renhet på minst 95 vekt%, der balansen kan være urenheter så som Mg(OH)2, CaO, Ca(OH)2, Si02, Al203og liknende.

[0020] Med "etter-overgangsmetaH" menes én eller flere av aluminium, gallium, indium, tinn, thallium, bly og vismut. I en annen ikke-begrensende utførelsesform her er de nanoskopiske partiklene oksider og hydroksider av elementer fra gruppene IA, MA, IVA. MB og UIB i den tidligere IUPAC American Group-notasjonen. Disse elementene omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til Na, K, Mg, Ca, Ti, Zn og/eller Al. I én ikke-begrensende utførelsesform er alumina (aluminiumoksid) og/eller aluminum-hydroksid fraværende i de egnede nanopartiklene, men i andre utførelsesformer forventes aluminiumoksid og aluminium-hydroksid å kunne anvendes i fremgangsmåtene og sammensetningene her.

[0021] De nanoskopiske, partikulære tilsetningene her kan også være piezoelektriske krystallpartikler (som omfatter pyroelektriske krysta 11 pa rti kle r). Pyroelektriske krystaller genererer elektriske ladninger når de varmes opp, og piezoelektriske krystaller genererer elektriske ladninger når de klemmes, komprimeres eller presses sammen.

[0022] I alminnelighet er pyroelektriske krystaller også piezoelektriske. Pyroelektriske krystaller genererer elektrisk ladninger når de varmes opp og piezoelektriske krystaller genererer elektriske ladninger når de klemmes sammen, komprimeres eller presses. I én ikke-begrensende utførelsesform kan spesielt egnede piezoelektriske krystallpartikler omfatte, men er ikke nødvendigvis begrenset til ZnO, berlinitt (AIPO4), litiumtantalat (LiTa03), gallium-ortofosfat (GaP04), BaTi03, SrTi03, PbZrTi03. KNb03, LiNb03, LiTa03, BiFe03, natrium-wolframat, Ba2NaNb505, Pb2KNb50i5, kalium-natriumtartrat, turmalin, topas og blandinger av dette. Den samlede pyroelektriske koeffisienten til ZnO er -9.4 C/m<2>K. ZnO og disse andre krystallene er i alminnelighet ikke vannløselige.

[0023] De nanoskopiske partiklene her kan bli lagt til i glykol, potyol, olefin, vegetabilsk olje eller mineralolje, eller blandinger av dette, som et vannfritt bærerfluid. Passende bærerfluider omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset tilglykoler, glykol-etere, polyoler, propylen-karbonat, karboksylat-estere, terpener, vegetabilske oljer, mineraloljer, mineralterpentin, diesel, biodiesel, kondensat, aromatiske hydrokarboner og kombinasjoner av dette. Kondensat er her definert som en blanding av hydrokarbonvæsker med lav tetthet som er tilstede som gassformige komponenter i rå-naturgassen som produseres fra mange naturgassfelter. Den kondenseres fra rågassen dersom temperaturen senkes til under hydrokarbon-duggpunkttemperaturen til rågassen. Ett spesielt egnet bærerfluid kan være monopropylen-glykol, men etylen-glykol, glyserol og blandinger av dette kan være egnet. Alternativt kan passende bærerfluider omfatte, men er ikke nødvendigvis begrenset til mineralolje eller andre hydrokarboner som oppnår formålene med fremgangsmåtene og sammensetningene beskrevet her. Mer spesifikt omfatter ikke-begrensende eksempler på egnede mineraloljer ConocoPhillips sine PURE PERFORMANCE baseoljer II eller III, så som oljene 225N, 600N, ULTRA-S 3 og ULTRA-S 8; Penreco DRAKEOL sine oljer, så som DRAKEOL 21 , DRAKEOL 35 og DRAKEOL 600; og ExxonMobils kjemiske mineraloljer, så som oljene EXXSOLD80 og ISOPARM. Det forventes at en passende behandlingsslemning vil inneholde nanopartikler i bærerfluid-oljen, for eksempel omtrent 15 vekt% nanoskopiske MgO-partikler i mineraloljen ORAKEOL600. Konkrete, ikke-begrensende eksempler på egnede aromatiske hydrokarboner er xylen og toluen. Konkrete, ikke-begrensende eksempler på egnede carboksylat-estere er etyl-acetat og metyl-benzoat. Konkrete, ikke-begrensende eksempler på egnede vegetabilske oljer er maisolje og soyaolje, I et ikke-begrensende eksempel kan bærerfluidet i tillegg inneholde et overflateaktivt stoff så som et olje-fuktende overflateaktivt stoff så som sorbitan-monooleat (dvs. SPAN 80 fra Uniquema), for å øke partikkellasten i det oljebaserte bærerfluidet. Andre midler utover SPAN 80 vil kunne anvendes, omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til sorbitan-estere, etoksylerte sorbitan-estere, etoksylerte alkoholer, etoksylerte aftyl-fenoler, alkyl-dikarboksyler, sulfosuccinater, fosfolipider, alkylaminer, kvarternære aminer, alkyl-siloksaner, og liknende.

[0024] Nanopartiklene er tilstede i bærerfluidet i en forholdsvis høy konsentrasjon. I én ikke-begrensende utførelsesform varierer mengden av nanopartikler i behandlingsslemningen fra omtrent 2 til omtrent 50 vektprosent basert på den totale behandlingsslemningen. Alternativt kan mengden av nanopartikler i behandlingsslemningen variere fra omtrent 10 uavhengig opp til omtrent 40 vektprosent basert på den totale behandlingsslemningen.

[0025] Barrieren av solidifiserte nanopartikler kan fjernes på en rekke mulige måter. For eksempel kan en syre bli pumpet inn i undergrunnsformasjonen på et senere tidspunkt for å løse opp i hvert fall en del av nanopartiklene og hovedsakelig gjenopprette vannstrømningen. Med å "hovedsakelig gjenopprette vannstrømningen" menes at minst 50 volum% av vannstrømningen blir gjenopprettet sammenliknet med vannstrømningen som ville ha vært uten tilførsel av solidifiserte nanopartikler. Passende syrer for dette formålet omfatter, men er ikke nødvendigvis begrenset til mineralsyrer så som saltsyre og svovelsyre, og organiske syrer, så som karboksylsyrer, omfattende maursyre, eddiksyre, og liknende, dikarboksylsrer, omfattende adipinsyre, ravsyre, "glutaric"-syre, maleinsyre, vinsyre og liknende, sitronsyre samt en blanding av disse syrene. I ett, ikke-begrensende eksempel kan det ønskede syrefluidet bli pumpet i vekselvise trinn med trinn med vandig fluid fortykket med en polymer med lav molekylærvekt for å bedre syreutplasseringen i sonen som behandles for fjerning av solidifiserte nanopartikler. I et annet, ikke-begrenende eksempel kan en andel av syrefluidet som skal pumpes inn bli fortykket med en polymer og pumpet inn vekselvis med syre-behandlingsfluidet for å optimalisere utplasseringen for fjernming av solidifiserte nanopartikler.

[0026] Behandlingsslemningssystemet ifølge oppfinnelsen kan bli pumpet inn i den ønskede sonen under et trykk som er lavere enn formasjonens frakturtrykk, og etter at pumpingen er stanset vil behandlingsslemningen, når den kommer i kontakt med vann, solidifisere nanopartiklene og sperre for bevegelse og transport av vann i de porøse mediene i undergrunnsformasjonen. Siden solidifiseringen av nanopartiklene skjer in situ oppnås en bedre kontroll over plasseringen av sperren, barrieren eller pluggen, og en dypere inntrengning av sperrefluidet oppnås der hele den effektive permeabiliteten til målsonen mottar en virkningsfull strømningskontroll eller pluggende slemning. De solidifiserte nanopartiklene vil stanse, hindre, forsinke eller hemme uønsket eller brysom vannproduksjon. For aktive soner som har høy permeabilitet eller er naturlig oppsprukket vil behandlingsslemningen her selektivt plugge uønskede vannstrømningskanaler, og vil tillate at det dannes oljestrømningskanaler og tillate produksjon av olje, siden olje som kommer i kontakt med behandlingsslemningen vil bryte ned eller redusere dens viskositet. I soner med normal eller lav permeabilitet tar det lengre tid å danne oljestrømningskanaler fordi kontaktarealet mellom oljen og behandlingsslemningen i de porøse mediene er mindre enn i soner med høy permeabilitet.

[0027] Det vil forstås at selv om fremgangsmåtene og sammensetningene her har blitt sagt å være i stand til fullstendig å blokkere for strømning av vann i undergrunnsformasjoner, fremgangsmåtene og sammensetningene beskrevet her anses som vellykkede selv om mindre enn fullstendig blokkering blir oppnådd. Hemming, reduksjon, undertrykkelse og bremsing av strømningen av vann gjennom bruk av de solidifiserte nanopartiklene her anses alle som suksess, akkurat som fullstendig blokkering, hindring, opphør, stans, slutt og terminering av vannstrømning, dvs. full kontroll over vannstrømningen.

[0028] De nanoskopiske partiklene antas å ha en kjemi som er nyttig for solidifisering i tilstedeværelse av vann. Uten å være bundet til noen som helst bestemt teori antas det at enkelte nanoskopiske MgO-partikler har unike partikkeloverflateladninger som anvender ladningstiltrekning, overflateadsorpsjon og/eller andre kjemiske trekk for å assosiere, koble eller binde til hverandre i tilstedeværelse av vann, men ikke i tilstedeværelse av hydrokarboner. Det forventes at bruken av pyroelektriske krystallpartikler og/eller piezoelektriske krystallpartikler i kontakt med et vandig fluid utviser solidifisering av Nanopartiklene på hverandre, i hvert fall delvis som følge av deres pyroelektriske og/eller piezoelektriske egenskaper. Som én ikke-begrensende forklaring eller teori vil høye temperaturer og/eller trykk varme opp og/eller klemme eller presse på krystall-nanopartiklene og med det skape flere elektriske ladninger på deres overflater. Partiklene med overflateladninger vil dermed bindes, kobles eller knyttes sammen. Oppdagelsen av fordelen med piezoelektriske og/eller pyroelektriske krystaller setter behandlingsslemningen i stand til å hemme, hindre eller blokkere strømning av vann når slemningen blir anvendt for å solidifisere nanopartiklene til en plugg eller blokkering eller strømningssperre.

[0029] Nanopartiklene her antas å være spesielt nyttige i behandlingsslemninger som anvendes for komplettering eller stimulering av brønner, samt annen bruk og andre anvendelser der blokkering eller hemming av strømning av vandige fluider kan være ønsket, så som vannblokkeringsmetodene her.

[0030] Behandlingsslemningene kan fremstilles ved å blande inn nanopartiklene i et vannfritt bærerfluid ved hjelp av tradisjonelle utstyr, fremgangsmåter og teknikker.

[0031] Andelen av behandlingsslemning som blir tilført eller pumpet inn i en undergrunnsformasjon kan variere sterkt avhengig av en rekke faktorer, omfattende, men ikke nødvendigvis begrenset til formasjonens beskaffenhet, formasjonens tilstand (f.eks. temperatur, trykk, permeabilitet, etc), de konkrete sammensetningskomponentene, injeksjonsmetoden, vekselvirkningen mellom disse forskjellige faktorene, og liknende. Andelen av behandlingsslemning som skal pumpes inn i en undergrunnsformasjon kan således i alminnelighet ikke bli spesifisert på forhånd uten at en tar hensyn til disse innbyrdes relaterte faktorene.

[0032] I én ikke-begrensende utførelsesform her kan behandlingsslemningen inneholde andre viskositetsøkende stoffer, andre forskjellige overflateaktive stoffer, leirestabiliserende tilsetningsstoffer, avleiringsoppløsere. biopolymer-nedbrytende tilsetningsstoffer og andre vanlige og/eller alternative komponenter.

[0033] Oppfinnelsen vil bli ytterligere illustrert ved hjelp av utvalgte eksperimenter, selv om disse eksemplene ikke er ment for å begrense oppfinnelsen, men kun for å beskrive den nærmere i bestemte, ikke-begrensende utførelsesformer.

EKSEMPLER

[0034[ En slemning av mineralolje eller glykol blandet med en høy konsentrasjon (fra omtrent 2 til omtrent 50 vekt% (bw)) av små partikler, så som 35 nm magnesiumoksid (størrelsen kan være mindre enn 2 mikroner), kan bli anvendt for selektiv blokkering av formasjonsvann. Når slemningen kommer i kontakt med formasjonsvannet, vil de små partiklene av magnesiumoksid solidifisere i vannstrømningskanaler og plugge dem. Når slemningen kommer i kontakt med hydrokarboner (f.eks. råolje eller gass), opptrer det ingen solidifisering slik at oljestrømningskanalene holdes åpne for strømning.

TESTA

[0035] Test A (mineraloljebaserte nanopartikler): 10 ml av 1,5 ppg (15vekt%) partikler av FLC-41 (FLC-41 er et MgO-produkt, # 12N-0801 med en midlere partikkelstørrelse på 35 nm tilgjengelig fra Inframat Advanced Materials) i 225N mineralolje (225N baseolje fra ConocoPhillips) ble brakt i kontakt med 10 ml simulert formasjonsvann med 1 vekt% CaCb- Kontaktflaten ble solidifisert i 40 minutter (flasken på venstre side i figur 1). Dette tyder på at nanopartiklene er i stand til å sperre for vannstrømning. Deretter ble 10 ml av 1,5 ppg FLC-41-partikler i 225N mineralolje bragt i kontakt med 10 ml API 29 råolje (en prøve tatt fra Mexicogulfen). Den nanopartikkel-inneholdende slemningen dispergert i råoljen (flasken på høyre side i figur 1) ble ikke solidifisert, noe som tyder på at nanopartiklene i behandlingsslemningen tillater strømning av hydrokarboner.

TEST B

[0036] Test B (glykolbaserte nanopartikler): 10 ml av 2,0 ppg (19 vekt%) FLC-41-partikler i 99,8% monopropylen-glykol ble brakt i kontakt med 10 ml formasjonsvann med 1 vekt% CaCb. Kontaktflaten ble solidifisert i 25 minutter (flasken på høyre side i fotografiet i figur 2). Til sammenlikning ble 10ml av 1,5 ppg FLC-41-partikler (19 vekt%) i 99,8% monopropylen-glykol brakt i kontakt med 10 ml API 29 råolje (en prøve tatt fra Mexicogulfen). Den nanopartikkel-inneholdende slemningen solidifiserte ikke (den venstre flasken i figur 2).

[0037] Kjemiske sammensetninger og fremgangsmåter er således tilveiebragt for å hemme eller blokkere for strømning og/eller produksjon av vann i og fra en undergrunnsformasjon. Videre er kjemiske sammensetninger og fremgangsmåter tilveiebragt for bruk til å hemme eller blokkere for strømning og/eller produksjon av vann i og fra en undergrunnsformasjon som kan bli pumpet inn umiddelbart og som danner en uniform størknet masse av nanopartikler.

[0038] I den foregående beskrivelsen har oppfinnelsen blitt beskrevet med støtte i konkrete utførelsesformer av denne, og har blitt vist å være i stand til å tilveiebringe en fremgangsmåte for å hemme og/eller blokkere for vannstrømning i undergrunnsformasjoner. Imidlertid skal det være klart at forskjellige modifikasjoner og endringer kan gjøres i sammensetningene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen uten å fjerne seg fra den generelle rammen til oppfinnelsen som definert i de vedføyde kravene. Følgelig er beskrivelsen å anse som en illustrasjon heller enn en begrensning. For eksempel vil spesifikke kombinasjoner av typer og størrelser av nanopartikler, bærerfluider og andre komponenter som faller innenfor parametrene det kreves beskyttelse for, men som ikke er spesifikt identifisert eller forsøkt i en gitt sammensetning eller under bestemte betingelser, forutsees å falle innenfor rammen til denne oppfinnelsen.

[0039] Foreliggende oppfinnelse kan på passende måte omfatte, bestå av eller hovedsakelig bestå av de omtalte elementene, og kan bli praktisert i fravær av et element som ikke er omtalt.

[0040] Ordene "omfattende" og "omfatter", som anvendt i kravene, skal forstås som "omfatter, men er ikke begrenset til".

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for å hemme eller hindre en strømning av vann i en undergrunnsformasjon, omfattende det å: pumpe inn i undergrunnsformasjonen, der vannet befinner seg, en behandlingsslemning som omfatter: et vannfritt bærerfluid valgt fra gruppen bestående av oljer, glykoler og blandinger av dette, en mengde nanopartikler som er tilstrekkelig til å hemme strømning av vann når behandlingsslemningen kommer i kontakt med vann, der nanopartiklene har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse mellom 4 og 2000 nm og velges fra gruppen bestående av alkaliske jordmetall-oksider, alkaliske jordmetall-hydroksider, alkalimetall-oksider, alkalimetall-hydroksider, overgangsmetall-oksider, overgangsmetall-hydroksider, etter-overgangsmetall-oksider, etter-overgangsmetall-hydroksider, piezoelektriske krystaller, pyroelektriske krystaller og blandinger av dette: og bringe behandlingsslemningen i kontakt med vannet for å solidifisere nanopartiklene inne i undergrunnsformasjonen for å hemme eller hindre strømning av vann i formasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det vannfrie bærerfluidet velges fra gruppen bestående av glykol-etere, polyoler, propylen-karbonat, karboksylat-estere, terpen, vegetabilske oljer, mineraloljer, mineralterpentin, diesel, biodiesel, kondensat, aromatiske hydrokarboner, etylen-glykol, propylen-glykol, glyserol og blandinger av dette.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der mengden av nanopartikler i behandlingsslemningen varierer fra 2 til 50 vektprosent basert på den totale behandlingsslemningen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, der det vannfrie bærerfluidet ikke hemmer strømninger av hydrokarboner det møter på.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, videre omfattende, på et senere tidspunkt, det å pumpe inn en syre i undergrunnsformasjonen for å løse opp i hvert fall en del av nanopartiklene og hovedsakelig gjenopprette vannstrømning.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der undergrunnsformasjonen befinner seg under en havbunn som er minst 500 meter dyp og der vannet som forefinnes i undergrunnsformasjonen er en gruntvannsstrømning.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, videre omfattende, på et senere tidspunkt, det å tilføre varme inn i undergrunnsformasjonen, der de solidifiserte nanopartiklene i hvert fall delvis styrer hvor varmen tilføres.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 4, videre omfattende det å hemme vannstrømning for å bedre reservoarsveipingseffektivitet under sekundær og/eller tertiær utvinning av hydrokarboner fra undergrunnsformasjonen, der innpumpingen utføres i en injeksjonsbrønn for å hemme eller hindre vannstrømning fra injeksjonsbrønnen til minst én produksjonsbrønn.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der mengden av nanopartikler i behandlingsslemningen varierer fra 10 til 40 vektprosent basert på den totale behandlingsslemningen.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der nanopartiklene har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 4 og 1000 nm.