NO301248B1 - Fremgangsmåte og sammensetning for selektiv reduksjon av vannpermeabiliteten i varme og saltholdige hydrokarbon-reservoarer - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og sammensetning for selektiv redusering av permeabiliteten for vann i varme og saltholdige hydrokarbon-reservoarer. Oppfinnelsen gjør det mulig å redusere vannsirkulasjonen i undergrunnsformasjoner, uten derved å redusere tilstrømningen av olje eller gass. Oppfinnelsen er av særlig interesse hvis vannet er varmt og/eller saltholdig, eksempelvis med en forma-sjonstemperatur av 70-130°C og/eller en vannsaltholdighet av minst samme størrelse som i sjøvann. Oppfinnelsen er særlig egnet for anvendelse ved assistert utvinning av hydrokarboner.

I forbindelse med utvinning av hydrokarboner i væske- og gassform fra undergrunnsformasjoner medføres ofte store vann-mengder. I visse tilfeller blir vanntilstrømningen så stor, at selv om det oppnås en betydelig hydrokarbonproduksjon, blir etterbehandlingen såvidt kostbar at hydrokarbonproduksjonen blir uøkonomisk. Nærmere bestemt vil den omfattende tilstrøm-ningen av vann øke produksjonskostnadene, f.eks. ved gassløf-ting, og kostnadene for utskilling av fluidene, for behandling og avleding av vannet. Vanntilstrømningen hindrer også hydro-karbonene i å ledes til brønnen, og forverrer problemene med avleiringsdannelse og korrosjon. I heterogene reservoarer kan overdreven vannproduksjon ofte forårsakes grunnet innvirkning av vannet som injiseres gjennom sonene av høy permeabilitet. Dette medfører et for tidlig vanngjennombrudd til produksjons-brønnen, til dårlig, volumetrisk renspyling og endelig til ineffektiv hydrokarbonutvinning.

Mange metoder for redusering av vannpermeabiliteten i meget permeable formasjoner har vært foreslått og testet på stedet, og disse omfatter generelt injisering av sementmørtel eller av en suspensjon av faste partikler eller parafiner i formasjonen, i nivå med sonen som skal isoleres. Harpikser eller geler av vannløselige polymerer har i senere tid vært foreslått og brukt. Alle disse metoder har den ulempe at de ikke er selektive og at de sperrer for sirkulasjon av olje og gass nesten i samme grad som vannet. Anvendelsen av vannløse-lige polymerer av høy molekylvekt i fravær av fornettings-eller herdingsmiddel har nylig vært foreslått. Jevnført med tidligere kjente løsninger, særlig de som er basert på anvendelse av harpikser eller polymergeler, har disse polymerer den fordel å redusere vannsirkulasjonen uten ugunstig innvirkning på olje- eller gassproduksjonen.

To arter av vannløselige polymerer av høy molekylvekt har særlig vært anvendt, nemlig hydrolyserte eller uhydrolyserte polyakrylamider og visse, særlig ikke-ioniske polysakkarider.

I US-patentskrift 4 095 651 tilrådes således bruk av hydrolyserte polyakrylamider av høy molekylvekt, dispergert i vann av større saltholdighet enn formasjonen, som et middel til selektiv forebygging av vanninnbrudd i de produserende brønner. Denne fremgangsmåte er imidlertid av begrenset nytte, fordi den er effektiv hovedsakelig til å redusere innbrudd av vann av lav saltholdighet (totalt oppløst saltmengde

<. 5 g/l) og fordi hydrolysen av polyakrylamid til polyakrylat nedsetter metodens effektivitet, straks temperaturen overstiger 60-70°C.

I US-patentskrift 4 842 071 tilrådes injisering, samtidig eller i rekkefølge, av et ikke-ionisk polymer eller kopolymer av akrylamid og av et basisk stoff som middel til selektiv redusering av vanninnbrudd i produserende brønner. Selv om denne metode effektivt vil redusere innbrudd av meget salt vann, har den samme ulemper som de som er basert på hydrolyserte polyakrylamider, straks det oppstår høy temperatur ved bunnen.

I US-patentskrift 4 144 405 tilrådes injisering av et uhydrolisert, vandig polyakrylamidgel og et dialdehyd i brøn-ner som allerede har sunket eller er i ferd med å synke, for å forhindre vanninnbrudd. Bortsett fra den kjensgjerning at stabiliteten av basisk polymer reduseres når reservoartempera-turen øker, er gelet som fremstilles på plassen, ikke selek-tivt og vil derfor sperre både for vann og olje eller gass.

US-patentskrift 4 133 383 beskriver en metode for defini-tiv avsperring av fluidstrømmen i en formasjon i nivå med en brønn med ukontrollert produksjon, hvorved et uviskøst fluid i et syremedium injiseres ved lav temperatur gjennom et sekun-dærreservoar. Det uviskøse fluid består av polysakkarid som er fornettet med dialdehyd, og som under temperaturpåvirkning omdannes til et høyviskøst fluid i formasjonen og nær den ukontrollerte brønn. Denne prosesstype har den alvorlige ulempe at den definitivt avbryter enhver fluidproduksjon i nivå med produksjonsbrønnen.

I US-patentskrift 4 718 491 tilrådes bruk av forskjellige polysakkarider særlig et skleroglukan, i fravær av en stabiliserende tilsetning, for selektiv minsking av permeabiliteten for vann i nærheten av en olje- eller gassproduserende brønn.

Prosessen foretrekkes anvendt ved produksjon av varmtvann (opptil 13 0°C) og saltvann (saltinnhold over 3 0 g/l).

Det er imidlertid konstatert at polymer ikke forblir stabilt i lengre tid i et porøst medium, særlig ved høy temperatur. Ved ca. 75°C og i nærvær av saltvann har polymer vist seg å ha tilstrekkelig stabilitet i et tidsrom av et år, mens det derimot ved ca. 12 0°C er små muligheter for at polymer kan bevares stabilt, uten tilsetninger, i mer enn 1 uke.

Ovennevnte ulempe kan avhjelpes ved anvendelse av oppfinnelsen som har befatning med en behandlingsmetode hvorved stabiliteten av det injiserte polysakkarid forbedres i betydelig grad og virkningen av behandlingen varer lenger, uten vesent-lig endring i den injiserte polymerløsnings viskositet. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for selektiv redusering av permeabilitet for vann i en undergrunnsfor-mas jon som produserer olje og/eller gass ved en temperatur av 70-13 0°C, hvorved en vandig sammensetning, inneholdende en løsning av minst ett ikke-ionisk polysakkarid, injiseres gjennom en injiserende eller en produserende brønn i formasjonen som omslutter den vanninjiserende eller den hydrokarboninjiserende brønn i en (vekt) konsentrasjon av 180-5000 deler pr. million (ppm) løsning av passende pH-verdi og under egnete strømningsmengde- og/eller trykkforhold, karakterisert ved at sammensetningen inneholder minst én aldehydforbindelse i en (vekt) konsentrasjon av 200-20000 deler ren forbindelse pr. million deler løsning, hvor aldehydforbindelsen har høyere konsentrasjon enn polysakkaridet, og at brønnen, dersom den vandige sammensetning injiseres i den produserende brønn, bringes tilbake til produksjon, eller at vann injiseres i vanninjiseringsbrønnen, dersom sammensetningen injiseres i denne brønn.

Med "reduksjon av permeabilitet" (Rk) overfor et gitt fluid" menes forholdet mellom den opprinnelige permeabilitet (ki) og den endelige permeabilitet (kf) målt under samme til-stander for strømningsmengde og følgelig av skjærehastighet og temperatur.

Blandingen av ikke-ionisk polysakkarid og aldehydsammensetning blir fortrinnsvis injisert i injeksjons- eller produk-sjonsbrønnen ved strømningshastighet og/eller trykk av tilstrekkelig størrelse for lettvint innføring i undergrunnsformasjonen, men ved et trykk under det maksimalt tillatelige stratumtrykk eller formasjonsfraktureringstrykk.

Med "strømningsmengde og/eller trykk av tilstrekkelig størrelse" menes en strømningsmengde og/eller et trykk motsvarende en skjærehastighet av minst 50 s"<1.> Polysakkarid/aldehyd-sammensetningsblandingen har ved denne skjærehastighet fortrinnsvis en viskositet under 10 mPa.s, eksempelvis 1-9 mPa.s (1 mPa.s = 1 cP).

Vanligvis foretrekkes en viskositetsreduksjon av minst 50 %, målt ved en skjærehastighet av 1 s"<1>. Skjærehastigheten defineres som y = 4v hvor v = cj_

r Sep

v : lineær forskyvingshastighet i centimeter/sekund under

innføring i formasjonen

q : strømningsmengde i cm<3>/s

S = inntrengningsflate i formasjonen

r = (8k/cp)<1/2> = middelporeradius i centimeter k = permeabilitet hos formasjon i cm<2> (1 cm<2>=IO<8> darcys)

cp = porøsitet

Anmerkninger: enhetene er CGS.

Sammensetningen innføres fortrinnsvis i formasjonen i et svakt basismedium, eksempelvis med en pH av 7,1-10 og nærmere bestemt 7,1-8,5.

Fremgangsmåtens utførelse er beskrevet i det etterfølgen-de : I en prosess, såkalt sekundærutvinning, injiseres vann i en injeksjonsbrønn, og olje utvinnes fra en produksjonsbrønn. Hvis vannet som injiseres i injeksjonsbrønnen, innstrømmer for tidlig i produksjonsbrønnen på grunn av tilstedeværende, høy-permeable kanaler eller dreneringer, avbrytes vanninjiseringen i injeksjonsbrønnen, sammensetningen ifølge oppfinnelsen injiseres i injeksjonsbrønnen hvorved kanalenes eller dreneringe-nes permeabilitet overfor vann endres med derav følgende regu-lering av vanninjiseringsflaten. Vann gjeninnføres deretter i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen i stort sett samme strømningsmengde som under den første vanninjisering, for at spylingsflaten skal avansere jevnt og den produserte olje gjenvinnes.

Sammensetningen ifølge oppfinnelsen kan anvendes selek-tivt, for å minske permeabiliteten for vann i en produksjons-brønn, uten innvirkning på permeabiliteten for hydrokarboner.

Dersom det produseres mer vann enn olje, særlig gjennom sonene av høyere permeabilitet, avbrytes pumpingen i produk-sjonsbrønnen- og sammensetningen ifølge oppfinnelsen injiseres i brønnen. Etter at et kvantum, motsvarende en radialutstrek-ning av komposisjonen av 1-3 0 meter fra brønnen, er injisert, og etterat brønnen eventuelt har vært avstengt i noen få dager. for å lette adsorbsjonen av polymeret, blir brønnen atter brakt i produksjon, og vil derved produsere mindre vann gjennom høypermeabilitetssonen med mer olje og gass gjennom blad-permeabilitetssonen. Brønnens produksjon vil vanligvis gjen-opptas gradvis og såvidt mulig ved en strømningsmengde og/eller et trykk som ikke er større enn det som benyttes for injisering av den vandige sammensetning.

Det foretrekkes, at det av de polysakkarider som tilfredsstiller kriteriene ifølge oppfinnelsen, anvendes ikke-ioniske polysakkarider såsom glukan og særlig skleroglukan og schizofylan, galaktomane gummier såsom guargummi og særlig dennes erstatningsderivater, såsom hydroksylpropylguar og karboksylmetylguar.

De ikke ubetydelige fordeler ved bruk av disse polysakkarider i overensstemmelse med denne prosess, jevnført med polyakrylamider og disses kopolymerer, er at de er mindre utsatt for mekanisk nedbryting og forskyving som kan påføres vandige løsninger av disse polymerer særlig i sonen rundt brønnen og under inntrenging i formasjonen, at de har bedre kompatibili-tet og større evne til viskositetsøking i nærvær av saltvann og at de ikke under varmepåvirkning vil gjennomgå en hydro-lysereaksjon som innvirker på polyakrylamidets stabilitet straks temperaturen overstiger 60-70°C.

En annen fordel, jevnført med US-patentskrift 4 718 491, er at sammensetningen er meget mer stabil, særlig i tempera-turområdet over 95°C. Dette gjør det mulig å oppnå besparelser i materialmengden som injiseres i oljefeltet, og å bevare de reelle egenskaper, særlig viskositeten, hos det ikke-ioniske polysakkarid i lengre tidsrom.

Av de ikke-ioniske polysakkarider ifølge oppfinnelsen er skleroglukan funnet å være mest virksom. Konsentrasjonen av polymer i vandig løsning begrenses for det første av den ut-viklete viskositet og for det andre av innvirkningen på vannpermeabiliteten. Egnete konsentrasjoner vil som oftest inneholde et polymer i mengder av 180-5000 vektdeler pr. million av løsningen, fortrinnsvis 480-3000 deler pr. million og helst 700-2500 deler pr. million.

Uttrykket "aldehydsammensetning som er blandet med vandig løsning av ikke-ionisk polysakkarid" betegner et monoaldehyd, dialdehyd eller polyaldehyd, eller en kombinasjon av disse, enten de er substituert eller ikke, f.eks. som kloral. Alde-hydene kan være aromatiske, mettete eller umettete. De er fortrinnsvis mettet og generelt oppløselig i den vandige løs-ning.

Av aldehydsammensetningen ifølge oppfinnelsen vil det av økonomiske grunner foretrekkes formaldehyd og dialdehyder av den generelle formen OHC(R)nCHO, hvor n = 0 - 6, fortrinnsvis 0 - 3, og R er et divalent hydrokarbonradikal med 1-4 karbon-atomer, såsom glyoksal eller glutaraldehyd.

Konsentrasjonen av aldehydsammensetning som skal inngå i de ikke-ioniske polysakkaridløsninger ifølge oppfinnelsen, kan utgjøre 200-20000 deler pr. million ren aldehydsammensetning i løsningen, gjerne 500-1500 deler pr. million, fortrinnsvis 1000-12000 deler pr. million og helst 3000-10000 deler pr. million. Aldehydsammensetnings-konsentrasjonen avhenger dessuten av konsentrasjonen av ikke-ionisk polysakkarid i den vandige løsning og av temperaturen i den angjeldende undergrunnsformasjon. De høyeste temperaturer i undergrunnsformasjonen vil kreve en større aldehydkonsentrasjon. Ved 12 0°C vil det eksempelvis foretrekkes å benytte en konsentrasjon av minst 1000 deler pr. million, mens det derimot ved 70°C vanligvis vil være tilstrekkelig med en konsentrasjon av 200 deler pr. million.

De beste resultater oppnås når aldehydsammensetningskon-sentrasjonen er høyere enn polymerkonsentrasjonen.

Det tilstrebete temperaturområde for anvendelse av blandingen bestående av ikke-ionisk polysakkarid og en aldehydsammensetning, ligger mellom omgivelsestemperatur og 130°C. Som tidligere påpekt er temperaturer av 70-130° og nærmere bestemt temperaturer av 100-130°C viktig for en spesiell anvendelse i meget salt vann. Ved disse temperaturer er tilsetningen av en aldehydforbindelse uten betydning for den bakteriedrepende virkning som kjennetegner enkelte av disse, særlig formaldehyd. Det er åpenbart at polysakkarider generelt påvirkes ugunstig av bakterier som er tilstede i polysakkaridløsningene eller stammer fra bunnfallet, men innvirkningene blir mindre skadelig når temperaturen øker, og er praktisk talt uten betydning straks temperaturen overstiger 70°C.

Det bør bemerkes at det ikke har lykkes å skaffe bevis for en geldannende reaksjon mellom de ikke-ioniske polysakkarider ifølge oppfinnelsen og aldehydforbindelsene. Dette er i motsetning til andre formuleringen som benyttes for å redusere undergrunnsformasjoners permeabilitet for vann, basert på dan-nelse av et gel mellom et vannløselig polymer og en aldehydforbindelse som ikke er selektiv, f.eks. de systemer som er basert på kationiske eller ikke-ioniske polyakrylamider som beskrevet i de førnevnte US-patentskrifter henholdsvis 4 782 900 og 4 155 405, eller systemene, beskrevet i US-patentskrif t 4 498 540 og 4 664 194, som er basert på poly-vinylalkohol og et aldehyd. Tilsetting av en aldehydforbindelse i en ikke-ionisk polysakkaridløsning har forøvrig vist seg ikke å endre viskositeten hos nevnte polymerer innen grensene for de konsentrasjoner som benyttes ifølge oppfinnelsen, uansett de undersøkte vann-saltholdighetsgrader og -temperaturer .

Det bør videre bemerkes, at selv om de angjeldende meka-nismer hittil ikke er fullstendig forstått, er et spesielt gunstig vilkår for fremstilling av et ikke-ionisk polysakkarid som tilfredsstiller kriteriene ifølge oppfinnelsen, at det ihvertfall kortvarig skal bevare sin viskositet innenfor det undersøkte saltholdighets- og temperaturområde. Dette gjelder eksempelvis ikke-ioniske polysakkarider såsom skleroglukan og schizofylan, med en trippel-drivstruktur som er teoretisk stabil til 130°C, som beskrevet i en rapport fra B. Rivenq, A. Donche og C. Noik til Société des Ingénieurs Pétroliers (Pet-roleum Engineers Association) i oktober 1989 under betegnelsen SPE 19.635. Denne tidsbegrensete stabilitet er uventet blitt øket av aldehydforbindelsen.

Oppfinnelsen omfatter også en sammensetning for anvendelse ved fremgangsmåten, karakterisert ved at den inneholder - fra 0,018 - 0,5 vekt-% av minst ett ikke-ionisk polysakkarid fra den gruppe som består av glukaner, galaktomane gummier og blandinger av disse, eller skleroglukan; - 0,02 - 2 vekt-% av minst én vannløselig aldehydforbin deise der alkydforbindelsen er et monoaldehyd, et dialdehyd, et polyaldehyd eller en kombinasjon av disse i substituert eller usubstotuert form eller der aldehyd- f orbindelsen er utvalgt fra gruppen bestående av

formaldehyd, glyoksal og glutaraldehyd; og

- 97,5 - 99,962 vekt-% vann.

Sammensetningen kan med fordel inneholde:

fra 0,048 - 0,3 og fortrinnsvis 0,07 - 0,25% av

minst ett ikke-ionisk polysakkarid

0,05 - 1,5 og fortrinnsvis 0,3 - 1,0% av minst én

vannløselig aldehydforbindelse, og

98,2 - 99,902 og fortrinnsvis 98,75 - 99,63% vann.

De ulike fortrinn ved anvendelsen av formlene ifølge oppfinnelsen fremgår av etterfølgende eksempler. Eksemplene inn-befatter testinger av stabiliteten hos de vandige løsninger av ikke-ionisk polysakkarid under temperatur- og saltvannspåvirk-ning og testinger av sirkulasjonen i ett porøst medium under tilnærmelsesvis samme forhold som de rådende i oljefeltet.

Tester i rør

Eksempel 1-8: Testene er gjennomført på urensete løs-ninger av polysakkaridpulver i nærvær eller fravær av aldehyd-forbindelser ved temperaturer av 95 - 120°C enten i sjøvann som er rekondisjonert i laboratorium av 3 0 g/l NaCl og 3 g/l CaCl2, 2H20, eller i magasinvann med totalt saltinnhold av 124,5 g/l, som er rekondisjonert i laboratorium av 116,6 g/l NaCl, 6,4 g/l CaCl2, 2H20, 1,1 g/l MgCl2, 6H20 og 0,4 g/l KC1.

For å begrense syrehydrolyse av de glykosefunksjoner som forener de ulike karbohydratmolekyler, er en uorganisk kataly-sator, kalsiumkarbonat, som er uoppløselig i vann, og virker som en pH-buffer mellom 7,5 og 8,5 og dessuten simulere kon-takt med magasin-bergarten, tilsatt i størstedelen av de løs-ninger som gjennomgår varmestabilitetstesten. Denne prosess og vilkårene for tilvirking av de forskjellige rør inneholdende sammensetninger ifølge oppfinnelsen er direkte i overensstemmelse med rapporten fra R. S. Seright og H. J. Henrici til Societe des Ingenieurs Petroliers i April 1986 under betegnelsen SPE 14.946.

Hvert av eksemplene 1-8 har forbindelse med serier av forseglete rør som inneholdt 1 g/l løsninger av kommersielt skleroglukan i pulverform, ACTIGUM PVE, produsert av SANOFI BIO INDUSTRIES, FRANKRIKE, sammen med variable konsentrasjoner av aldehydforbindelse, og plassert i ovner med temperatur som angitt i Tabell 1. Ett rør i hver serie ble åpnet etter henholdsvis 3, 7, 15, 30, 60 og 100 døgn etter tilberedingen, og viskositeten ble målt i forhold til en vilkårlig valgt refe-ranseverdi av 7.3 s"<1> med et LS-viskosimeter fra CONTRAVES, og jevnført med viskositeten ved tidspunktet t = 0 døgn.

Tabell 1 angir resultatene av de forskjellige tester uttrykt ved det antall døgn som medgikk før viskositeten i hver rørserie var redusert til det halve.

Uansett temperatur har løsninger uten innhold av en aldehydf orbindelse vist seg å tape sin viskositet meget raskt. Ved tilsetting av aldehydforbindelse vil derimot temperatur-stabilitetstiden øke i motsvarighet til konsentrasjonen av aldehydforbindelsen.

Eksempel 9-11: Stabilitetstid for vandige løsninger inneholdende 1000 ppm hydroksylpropylguar.

De foregående forsøk ble gjentatt med sjøvannsløsninger inneholdende 1000 ppm hydroksylpropylguar-pulver, Galactasol 476 fra Aqualon (Frankrike). Samtlige løsningers pH ble holdt mellom 7,5 og 8,5 ved tilsetting av CaC03 i pulverform.

Det fremgår av Tabell 2 at tilsettingen av en aldehydforbindelse også forlenger hydroksylpropylguar-løsningenes leve-tid, men at den viskositetsstabiliserende virkning ikke varer like lenge som ved skleroglukanløsninger.

Testing av redusert permeabilitet for vann i et porøst medium.

Eksempel 12 og 13: Det ble benyttet to kjerner av Berea-sandsten, hver for seg plassert i en Hassler-celle som i sin tur var plassert i en ovn ved 100°C. Ved injisering av rekondisjonert sjøvann (rekondisjonert av 30 g/l NaCl og 3 g/l CaCl2, 2H20) med pH ca. 7,5 og måling av trykkfallet ved grensene av hver kjerne, var det mulig å beregne kjernenes permeabilitet ved anvendelse av Darcys lov:

hvor k er kjernens permeabilitet uttrykt i millidarcys (mD)

1 er kjernens lengde i centimeter

|j. er vannets viskositet i mPa.s (ImPa.s = 1 cP)

q er vanninj eks jonsmengden i cm<3> pr. sekund

AP er trykkfallet i atmosfærer ved kjernegrensene

S er størrelsen av kjerneinnløpsflaten i cm<2>

Permeabiliteten for vann hos de to kjerner av Berea-sandsten var henholdsvis 143 og 149 mD.

En løsning inneholdende 1 g/l (1000 ppm) skleroglukan i pulverform, ACTIGUM PVE fra SANOFI BIO INDUSTRIES, FRANKRIKE,

i sjøvann rekondisjonert av 3 0 g/l NaCl og 3 g/l CaCl2, 2H20 (u = 8,5 mPa.s ved y = 198 s"<1>, u = 350 mPa.s ved y =1 s"<1>) ble injisert i hver av kjernene i en konstant strømningsmengde av 100 m<3>/h (y = 198 s"1) , uten stabiliserende tilsetning i den første løsning, mens den andre løsning derimot inneholdt 10 g/l rent formaldehyd (30 g/l i kommersiell løsning).

Begge løsninger hadde en pH av ca. 7,5.

Etter at ca. 15 porevolumer av hver av løsningene var injisert, fikk det porøse medium hvile i 48 timer innen vannpermeabiliteten atter ble målt. Figur 1 viser endringen i de opprinnelige permeabiliteter uttrykt ved permeabilitetsminsk-ningene som er direkte proporsjonal med de målte trykkfall. Ved en vanninjiseringsmengde av 100 cm<3>/time var permeabilitetsreduksjonen henholdsvis 10,35 og 10,1.

Rekondisjonert sjøvann ble sirkulert i en lukket krets i samme strømningsmengde av 100 cm<3>/time. Trykktapene ved grensene av det porøse medium ble målt daglig og permeabilitetsreduksjonsverdiene beregnet. Resultatene er angitt i figur 1 som viser vannpermeabilitets-reduksjonen med tiden uttrykt i døgn (kurve A med tilsetning, B uten).

Etter at vannet hadde sirkulert i 10 døgn ved 100°C, ble ovnstemperaturen gradvis øket til 120°C i 8 døgn, deretter til 13 0°C, igjen for 8 døgn, og trykktapene ved grensene av hver kjerne ble atter målt daglig.

Figur 1 viser at permeabilitetsreduksjonsverdiene blir markert mer stabile ved tilsetning av 10 g/l formaldehyd ifølge oppfinnelsen enn uten tilsetning.

Eksempel 14: De foregående tester ble gjentatt, denne gang med 3,3 g/l rent glyoksal (10 g/l av kommersiell løsning) tilsatt i løsninger av 1 g/l (1000 deler pr. million) skleroglukanpulver, ACTIGUM PVE fra SANOFI BIO INDUSTRIES, FRANKRIKE, i sjøvann (30 g/l NaCl og 3 g/l CaCl2, 2H20) . Løsningen blir deretter injisert i en kjerne av Berea sandsten med en opprinnelig permeabilitet av 195 mD, i en strømningsmengde av 100 cm<3>/time (u = 9,2 mPa. s ved en skjærehastighet av 165 s"<1>,

mens derimot u = 350 mPa.s ved en skjærehastighet av 1 s"1) .

Løsningen hadde en pH av ca. 7,5.

Ved en temperatur av 120°C og med magasinvann (total saltholdighet 39,932 g/l) og ved en strømningsmengde av 100 cm<3>/ time ble den opprinnelige permeabilitetsreduksjonsverdi av 4,8 fullstendig stabil i 10 døgn. Når testingstemperaturen ble øket til 130°C, avtok denne verdi gradvis til en endelig verdi av 3,2 etter 8 døgn ved denne temperatur.

Eksempel 15: Eksempel 14 ble gjentatt, men i stedet for å injisere en sammensetning av skleroglukan og glyoksal, ble en sammensetning bestående av 1 g/l (1000 deler pr. million) skleroglukanpulver og 10 g/l rent glutaraldehyd (30 g/l av kommersiell løsning) og dispergert i rekondisjonert sjøvann, injisert i Berea-sandsten med en opprinnelig vannpermeabilitet ki av 85 mD. Løsningen hadde en pH av ca. 7,5. Fullstendig stabilitet i den reduserte permeabilitet for avleiringsholdig vann med total saltholdighet av 39,932 g/l ble observert ved 120°C i 8 døgn.

Eksempel 16 (jevnførende): Betingelsene var de samme som i Eksempel 14 og 15, men i stedet for å injisere en sammensetning av skleroglukan og glyoksal eller glutaraldehyd, ble en sammensetning bestående av 2 g/l (2000 deler pr. million) anionisk polysakkarid, xantangummi i pulverform, RHODOPOL 23 R fra RHONE-POULENC INDUSTRIES, FRANKRIKE, og 10 g/l rent formaldehyd (30 g/l av kommersiell løsning og dispergert i rekondisjonert sjøvann, injisert i Berea-sandsten med en opprinnelig permeabilitet for vann kA av 98 mD. Etter 1 døgn ved 120°C var reduksjonen i opprinnelig permeabilitet kt for avleiringsholdig vann med total saltholdighet av 39,932 g/l, som var 1,85, sunket til 1,05, hvilket tilsynelatende indikerte totalt manglende polymerstabilitet ved denne temperatur.

Testing av vannpermeabilitetsreduksjon i en oljeproduserende brønn.

Eksempel 17 og 18: Med henblikk på injisering av polymer for

å redusere vanninnbrudd ved en oljeproduserende brønn hvor det produseres en høy prosentdel vann, ble det i laboratorium gjennomført testing av to avsetningskjerner med en opprinnelig permeabilitet for magasinvann med en total saltholdighet av 124,5 g/l, av henholdsvis 47,5 og 53,8 mD i nærvær av rest-ol je.

En løsning av 1 g/l (1000 deler pr. million) skleroglukanpulver i magasinvann (jla = 8,3 mPa.s ved y = 215 s"<1>, ja = 50 0 mPa.s ved y = 1 s"<1>) ble injisert i hver av kjernene med en pH av ca. 7,5, en temperatur av 95°C og en strømningsmengde av 20 cm<3>/time (y = 215 s"1) . Løsningen inneholdt 2 g/l rent formaldehyd (6 g/l av kommersiell løsning) for den første kjerne (ki = 47,5 mD) og ingen tilsetning for den andre kjerne (kt = 53,8 mD).

Etter at polymerinjiseringen i kjerneretningen AB var fullført (ca. 10 porevolumer av løsning injisert) ble det foretatt vanninjisering i retningen BA i samme strømningsmeng-de som polymerinj eks j onen (20 cm3/time) . Når alt det frie polymer, dvs. polymer som ikke var adsorbert av det porøse medium, var fortrengt, hvilket lett kunne konstateres ved måling av det utstrømmende fluids viskositet, ble trykkfall-verdiene ved vannet ved de to kjerners grensers stabilisert. Dette gjorde det mulig å beregne en endelig permeabilitet kf for magasinvannet og følgelig permeabilitetreduksjonsverdiene Rk som var henholdsvis 16 og 14,5 ved en strømningsmengde av 20 • cm<3>/time og ved 95°C.

Permeabilitetsreduksjonen for hver av kjernene som ble oppbevart i en ovn ved 95°C, ble målt med jevne mellomrom i 3 måneder. Etter 3 måneders tid var permeabilitetsreduksjonsverdiene uforandret for den første kjerne hvori sammensetningen ifølge oppfinnelsen var injisert, mens derimot de motsvarende verdier for den andre kjerne var sunket med over 90%. Ved en temperatur av 95°C er derfor lavere konsentrasjoner av aldehydforbindelsen tilstrekkelig til å gjøre skleroglukanet helt stabilt og bevare dets egenskaper av redusert permeabilitet for vann.

Testing av vannpermeabilitetsreduksjon

Eksempel 19 og 20: Formålet med disse eksempler var å demon-strere fortrinnene ved tilberedningene ifølge oppfinnelsen, med innhold av et polysakkarid og en aldehydforbindelse, jevn-ført med den som mangler slike tilsetninger, i forbindelse med selektiv redusering av permeabilitet for vann, uten innvirkning på permeabiliteten for olje.

Eksempel 19: En kjerne av Berea-sandsten ble utført i en Temco-celle med mellomtrykkmålere, og hele anordningen ble anbrakt i en ovn ved 120°C. Kjernen hadde en lengde AD av 142 mm, og mellomtrykkmålerne var plassert ved henholdsvis B, 25 mm fra kjerneinnløpet og C, 15 mm fra kjerneutløpet.

Kjernen ble først mettet med sjøvann, rekondisjonert av 3 0 g/l NaCl og 3 g/l CaCl2, 2H20, og en første permeabilitet av 1,55 darcys ble målt mellom B og C.

Nøytral olje med en viskositet u av 2,8 mPa.s ved en temperatur av 120°C ble injisert og permeabiliteten for olje mellom B og C målt til 2 darcys.

Vann ble atter injisert, og permeabiliteten ble konstatert å være praktisk talt lik den første permeabilitet for vann, nemlig 0,58 darcy.

En sammensetning av sjøvann inneholdende 1 g/l (1000 deler pr. million) skleroglukan i pulverform, ACTIGUM PVE fra

SANOFI BIO INDUSTRIES, FRANKRIKE (u = 34 0 mPa. s ved y = 1 s"<1>,

u = 3,1 mPa.s ved y = 580 s"<1>) samt 10 g/l rent formaldehyd (30 g/l av kommersiell løsning) med pH ca. 7,5, ble deretter injisert i en strømningsmengde av 400 cm<3>/time (y = 580 s"1) .

Ved fortrenging, i en strømningsmengde av 100 cm<3>/time, av polymeret som ikke var adsorbert av sjøvannet, fremkom en ny verdi for permeabilitet for vann av 281 mD. Reduksjonen i permeabilitet for vann utgjorde følgelig 7,2.

Ved fortrenging av vann ved hjelp av olje, ble permeabiliteten for olje fremdeles målt til 2 darcys, motsvarende en reduksjon i permeabilitet for olje av 1.

Etter at kjernen var holdt i ro ved en temperatur av 12 0°C i henholdsvis 6 døgn, 90 døgn og 150 døgn, ble de ovennevnte målinger gjentatt. Resultatene er angitt i Tabell 3.

Tilberedningen ifølge oppfinnelsen, innført i et porøst medium ved høy temperatur, har vist seg å redusere permeabiliteten for vann effektivt uten innvirkning på permeabiliteten for olje.

Eksempel 20 (jevnføring): Forholdene ifølge Eksempel 19 ble gjenopprettet under anvendelse av en annerledes kjerne av

Berea-sandsten. En løsning av 1 g/l (1000 deler pr. million) skleroglukanpulver, ACTIGUM PVE fra SANOFI BIO INDUSTRIES, FRANKRIKE, i sjøvann (u = 340 mPa.s ved 7=1 sekund"<1>, u = 9,8

mPa.s ved 7 = 150 s"<1>) ble tilført i en strømningsmengde q av 100 cm<3>/time (7 = 150 s"<1>) i fravær av en aldehydf orbindelse.

Den opprinnelige permeabilitet kt for sjøvann, i nærvær av restolje over seksjonen BC, av 370 mD, ble redusert med en faktor 5,6 grunnet tilsettingen av polymer (kf = 66 mD) .

Den opprinnelige permeabilitet for olje, i nærvær av restvann over samme seksjon BC (ki = 1500 mD) ble ikke påvirket av det tilstedeværende polymer (rk = 1) .

Kjernen fikk aldres ved 120°C i 105 døgn, hvoretter veksl-ende strømmer av olje og vann ble gjenopprettet. Permeabiliteten for sjøvann var øket til 296 mD (Rk = 1,25), hvilket indikerte manglende stabilitet i det tilførte polymer. Permeabiliteten for olje var også påvirket (kolje = 1300 mD, Rk = 1,15) .

Følgelig fikk polymeret ikke den nødvendige stabilitet i fravær av aldehydforbindelsen.

Claims (15)

1. Fremgangsmåte for selektiv redusering av permeabilitet for vann i en undergrunnsformasjon som produserer olje og/eller gass ved en temperatur av 70-13 0°C, hvorved en vandig sammensetning, inneholdende en løsning av minst ett ikke-ionisk polysakkarid, injiseres gjennom en injiserende eller en produserende brønn i formasjonen som omslutter den vanninjiserende eller den hydrokarboninjiserende brønn i en (vekt) konsentrasjon av 180-5000 deler pr. million (ppm) løsning av passende pH-verdi og under egnete strømningsmengde- og/eller trykkforhold, karakterisert ved at sammensetningen inneholder minst én aldehydforbindelse i en (vekt) konsentrasjon av 200-20000 deler ren forbindelse pr. million deler løsning, hvor aldehydforbindelsen har høyere konsentra-

sjon enn polysakkaridet, og at brønnen, dersom den vandige sammensetning injiseres i den produserende brønn, bringes tilbake til produksjon, eller at vann injiseres i vanninjise-ringsbrønnen, dersom sammensetningen injiseres i denne brønn.

2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert ved at strømningsmengden og/ eller trykket er slik at skjærehastigheten blir minst 50 s"<1> og sammensetningens viskositet mindre enn 10 mPa/s.

3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1 eller 2, karakterisert ved at polysakkaridet er utvalgt fra den gruppe som består av glukaner, galaktomane gummier og blandinger av disse.

4. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 3, karakterisert ved at polysakkaridet består av skleroglukan.

5. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 4, karakterisert ved at aldehydforbindelsen er et monoaldehyd, et dialdehyd, et polyaldehyd eller en kombinasjon av disse i substituert eller usubstituert form.

6. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-5, karakterisert ved at aldehydforbindelsen er utvalgt fra gruppen bestående av formaldehyd, glyoksal og glutaraldehyd.

7. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 6, karakterisert ved at aldehydforbindelsen i oppløsningen har en vektkonsentrasjon av 500-15000 ppm ren aldehyd, og fortrinnsvis en konsentrasjon av 1000-12000 ppm og helst av 3000-10000 ppm.

8. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 7, karakterisert ved at polysakkaridet har en konsentrasjon i løsningen av 480-3000 ppm og helst 700-2500 ppm.

9. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 8, karakterisert ved at strømningsmengden og/ eller trykket er tilstrekkelig til å redusere viskositeten hos den injiserte sammensetning med minst 50% i forhold til verdi-en ved en skjærehastighet på 1 s"<1>.

10. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-9, karakterisert ved anvendelse ved en brønn som produserer olje eller gass.

11. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 9, karakterisert ved anvendelse ved en brønn for injisering av vann i en formasjon inneholdende olje eller gass.

12. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-11, karakterisert ved at sammensetningen injiseres i et svakt basisk medium.

13. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 12, karakterisert ved anvendelse i et tilfelle hvor injeksjonsvannet eller produksjonsvannet har en saltholdighet av minst 30 g/l, uttrykt i NaCl.

14. Sammensetning for anvendelse ved fremgangsmåten ifølge krav 1, karakterisert ved at den inneholder - fra 0,018 - 0,5 vekt-% av minst ett ikke-ionisk polysakkarid fra den gruppe som består av glukaner, galaktomane gummier og blandinger av disse, eller skleroglukan ; - 0,02 - 2 vekt-% av minst én vannløselig aldehydforbindelse der alkydforbindelsen er et monoaldehyd, et dialdehyd, et polyaldehyd eller en kombinasjon av disse i substituert eller usubstotuert form eller der aldehyd- f orbindelsen er utvalgt fra gruppen bestående av formaldehyd, glyoksal og glutaraldehyd; og - 97,5 - 99,962 vekt-% vann.

15. Sammensetning ifølge krav 14, karakterisert ved at den inneholder: - 0,048 - 0,3 og fortrinnsvis 0,07 - 0,25 % av minst ett ikke-ionisk polysakkarid, - 0,05 % - 1,5 % og fortrinnsvis 0,3 - 1,0 % av minst én vannløselig aldehydforbindelse, og - 98,2 % - 99,902 % vann og fortrinnsvis 98,75 % - 99,63 % vann.