NO301611B1 - Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO301611B1 NO301611B1 NO913446A NO913446A NO301611B1 NO 301611 B1 NO301611 B1 NO 301611B1 NO 913446 A NO913446 A NO 913446A NO 913446 A NO913446 A NO 913446A NO 301611 B1 NO301611 B1 NO 301611B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- alcohol
- permeability
- surfactant
- amine oxide
- core
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 32
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 109
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 81
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 58
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 55
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 54
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 15
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isoamylol Chemical compound CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 14
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 13
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000012976 tarts Nutrition 0.000 claims description 4
- -1 dihydroxyethyl Chemical group 0.000 claims 2
- NHLUVTZJQOJKCC-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylhexadecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCN(C)C NHLUVTZJQOJKCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RJSZFSOFYVMDIC-UHFFFAOYSA-N tert-butyl n,n-dimethylcarbamate Chemical compound CN(C)C(=O)OC(C)(C)C RJSZFSOFYVMDIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 95
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 72
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 72
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 58
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 46
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 36
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 35
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 19
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 16
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 16
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 15
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 9
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 8
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 6
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- 238000000079 presaturation Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical group CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- IBOBFGGLRNWLIL-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylhexadecan-1-amine oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] IBOBFGGLRNWLIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 2
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 238000002372 labelling Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 238000000710 polymer precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av en undergrunnsformasjon, og spesielt slike formasjoner som inneholder hydrokar-boner.
Variasjoner i permeabilitet og reservoar-heterogeniteter kan i betydelig grad påvirke medførings-effektiviteten ved oljeutvinningsprosesser. Virkningsgraden av slike prosesser er avhengig av
(1) mikroskopisk forskyvnings-virkningsgrad og
(2) volumetrisk medførings-virkningsgrad.
En liten forbedring i volumetrisk medførings-virkningsgrad kan ha betydelig virkning på den samlede effektivitet i en oljeut-vinningsprosess.
Det har vært foreslått mange metoder for forbedring av virkningsgraden for reservoar-medføring ved permeabilitetsmodifikasjon. I de senere år har det vært en betydelig interesse for anvendelse av tverrbindings-polymerteknologi for å redusere problemene i forbindelse med reservoar-heterogenitet. To prosesser anvendes kommersielt for å tverrbinde polyakrylamider og biopolymerer. Begge prosesser er basert på den kontrollerte fri-givelse av multivalente metallioner som resulterer i polymer-tverrbinding. Anvendelsen av polymerteknologi for permeabilitetsmodifisering har imidlertid mange begrensninger som nå skal påpekes i fullstendig grad. Problemer med polymerbehandlinger (også kjent som behandlinger med gelert polymer) omfatter (1) begrenset dybdepenetrasjon,
(2) tap av injiserbarhet,
(3) problemer med regulering av geleringshastighetene for polymeren,
(4) tap av viskositet forårsaket ved skjærkraft-nedbryting,
(5) polymerutfelling og nedbryting under reservoar-betingelser, (6) miljømessige betraktninger vedrørende tverrbindemidler, og (7) i noen tilfeller, uønsket vekselvirkning mellom polymer og overflateaktivt middel.
US-patent nr. 4 194 563 beskriver en fremgangsmåte for ut-vinning av petroleum fra en underjordisk formasjon som har minst to forskjellige permeabiliteter. Etter en overfylling med vann eller overflateaktivt middel, injiseres en vandig behandlingsvæske inn i formasjonen. Den vandige behandlingsvæske har en viskositet som ikke er høyere enn det dobbelte av vannets viskositet, inneholder minst ett overflateaktivt middel, og er i stand til å gi en stabil, viskøs olje-i-vann-emulsjon med petroleum som er til stede i den formasjonssone som behandles. Etter injiseringen av behandlingsvæske, skylles fronten av emulsjonen som påvirkes av injeksjonsbrønnen med en emulsjonsnedbrytende væske omfattende en alkohol, for å bryte ned eventuell emulsjon som måtte ha dannet seg i sonen med lav permeabilitet i formasjonens front. Etter skylletrinnet injiseres et andre overflateaktivt middel som inneholder oljefortrengningsvæske inn i formasjonen for å fortrenge petroleum fra lavpermeabilitetssonene som ikke er blitt blokkert av emulsjonen. Fortrinnsvis omfatter den vandige behandlingsvæske en emulgerende blanding av overflateaktivt middel bestående av et alkyl-polyalkoksyalkylensulfonat eller alkylarylpolyalkoksyalkylensulfonat og et vannløselig organisk sulfonat, så som et alkylsulfonat, et alkylarylsulfonat eller et petroleumsulfonat. I tillegg kan behandlingsvæsken inneholde et etoksylert eller et etoksylert og propoksylert ikke-ionisk overflateaktivt middel med en spesifikk formel.
US-patent nr. 4 296 811 beskriver en fremgangsmåte forforbedring av medførings-effektiviteten i en etterprimær-olje-utvinningsprosess i en oljeførende underjordisk formasjon som inneholder en høy konsentrasjon av divalente ioner i forma-sjonsvannet. Fremgangsmåten omfatter injisering av et overflateaktivt system som i overveiende grad omfatter en natrium-klorid-saltløsning, et overflateaktivt middel i form av petroleumsulfonat, et ko-overflateaktivt middel og ikke mer enn 1% olje. Systemet med overflateaktivt middel danner en makroemul-sjon in situ, som selektivt stopper til sonene med høyere permeabilitet i den underjordiske formasjon. Det ko-overflateaktive middel velges fra en gruppe bestående av amider, aminer, estere, aldehyder og ketoner som inneholder 1-20 karbonatomer, og alkoholer som inneholder 4-7 karbonatomer. Det foretrukne ko-overf lateaktive middel er isobutylalkohol.
US-patent nr. 4 745 976 beskriver en fremgangsmåte for partiell eller fullstendig blokkering av områdene med høy permeabilitet i et reservoar. Teknikken er basert på evnen til å indusere faseendringer i løsninger av overflateaktivt middel ved bytting av motioner eller ved å tilsette små mengder av forskjellige overflateaktive midler. En vandig løsning av et ionisk overf lateaktivt middel kan ha en viskositet som bare er litt forskjellig fra saltløsningen, men en økning i saltkonsentra-sjonen eller tilsetning av et multivalent motion kan forårsake at det overflateaktive middel danner en fast felling eller danner en gel-lignende struktur med høy viskositet. I fremgangsmåten ifølge US-patent nr. 4 745 976 injiseres en løsning av et første overflateaktive middel inn i formasjonen, fulgt av et vannløselig skillefluid, fulgt av en andre løsning av overflateaktivt middel. In situ-blanding av de to løsninger av overflateaktivt middel finner sted på grunn av tilbøyeligheten for forskjellige typer av overflateaktive midler til å bevege seg med forskjellige hastigheter gjennom reservoaret. Sammensetningen av løsningen av første og andre overflateaktive middel velges slik at det ved blanding dannes en felling eller en gel-lignende struktur som blokkerer høy-permeabilitetssonene i reservoaret.
US-patent nr. 4 159 037 beskriver en fremgangsmåte for permeabilitetsreduksjon omfattende injeksjon av en vandig emulge-ringsvæske som inneholder én av visse organiske anionaktive sulfonat-overflateaktive midler og enten et alifatisk polyalk-ol:syalkylensulfonat eller et alkylaryl-polyalkoksyalkylensulfonat. Det emulgerende fluid kan også inneholde en alkohol.
US-patent nr. 3 343 599 beskriver en underjordisk porøsi-tets-reduksjonsmetode kjennetegnet ved injeksjon av et bærefluid som er ublandbart med formasjonsfluidet, og hvor fluidet inneholder et emulgeringsmiddel som er i stand til å emulgere med formasjonsfluidet under dannelse av en viskøs emulsjon som vil blokkere den permeable formasjon. Emulgeringsmidlet kan f.eks. være et oksyalkylert overflateaktivt middel.
Det er imidlertid fortsatt problemer med de kjente permeabilitetsreduserende metoder. Spesielt tillater ikke kjente metoder videre utbredelse av den permeabilitetsreduserende væskepropp (f.eks. polymer og/eller overflateaktivt middel) etter den opprinnelige avbinding. Kjente metoder viser også tilbøyelighet til injiseringstap. I tillegg er metoder som krever, in situ-blanding og/eller kontakt mellom forskjellige fluider (så som blandingen av løsninger av to overflateaktive midler, eller blandingen av et overflateaktivt middel og en saltløsning) problematiske. For eksempel kan fluidene komme i kontakt i det uriktige området av reservoaret, noe som fører til for tidlig gelering. Det er også en sannsynlighet for at det kan finne sted partiell eller ufullstendig kontakt mellom fluidene, noe som resulterer i utilstrekkelig plugging eller blokkering av sonene med høy permeabilitet.
I én utførelse er den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av en undergrunnsformasjon som har uensartet permeabilitet, idet fremgangsmåten omfatter injeksjon i formasjonen av en blanding omfattende et aminoksyd og en alkohol, hvor blandingen føres inn i en mengde som er virksom for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av formasjonen. Eventuelt kan fremgangsmåten videre omfatte det påfølgende trinn for injisering av en alkohol-væskepropp i formasjonen.
I en foretrukket utførelse omfatter blandingen et dime-tyltalgamin-oksyd og isopropanol som alkohol. Fig. 1 er et diagram som viser adsorpsjonen av isopropanol på Berea-sandsten fra en blanding av dimetyltalgaminoksyd og isopropanol. Fig. 2 er et diagram som viser adsorpsjonen av isopropanol på Berea-sandsten fra blandinger av dimetyltalgaminoksyd og isopropanol med forskjellige isopropanol-konsentrasjoner. Fig.3er et diagram som viser relativ mobilitetsreduksjon i forhold til injisert porevolum i prøver med slanke rør. Fig. 4 er et diagram som viser konsentrasjonen av alko-holavløp i forhold til injisert porevolum i forsøk med slanke rør. Fig. 5 er et diagram som viser konsentrasjonen av avløpet av overflateaktivt middel i forhold til injisert porevolum i forsøk med slanke rør. Fig. 6 er et diagram som viser mobilitetsreduksjon og total trykkforskjell i forhold til injisert totalt porevolum for kjerneoverfyllings-forsøk. Fig. 7 er et diagram som viser fluidproduksjon i forhold til totalt injisert porevolum for parallelle kjerneoverfyllings-forsøk. Fig. 8 er et diagram som viser oljeutvinning i forhold til totalt injisert porevolum for parallelle kjerneoverfyllings-forsøk. Fig. 9 er et diagram som viser oljemetning i forhold til totalt injisert porevolum for parallelle kjerneoverfyllings-forsøk. Fig. 10 er et diagram som viser oljeutvinning i forhold til totalt injisert porevolum for parallelle kjerneoverfyllings-forsøk. Fig. 11 er et diagram som viser oljemetning i forhold til totalt injisert porevolum for parallelle kjerneoverfyllings-forsøk. . Fig. 12 er en grafisk fremstilling' som viser fluidomledning forårsaket av en behandling med gelert polymer (sammenligning) og fluidomledning forårsaket av behandlinger med en blanding av overflateaktivt middel og alkohol ifølge foreliggende oppfinnelse.
Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av en undergrunnsformasjon med ujevn permeabilitet. Fremgangsmåten omfatter injeksjon i formasjonen av en blanding som består av et aminoksyd og en alkohol. Blandingen føres inn i en mengde som er virksom for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner i formasjonen. Slik den er anvendt her, betyr betegnelsen "sone" én eller flere soner i formasjonen.
Alle aminoksyder kan tenkes anvendt i foreliggende oppfinnelse. Generelt, men uten begrensning, har aminoksydene formelen hvor R, R' og R'' kan være like eller forskjellige, og kan være f.eks. lineære eller forgrenede, mettede eller umettede, sub-stituerte eller usubstituerte alifatiske grupper, spesielt mettede CV - C22-grupper og umettede C1A- C22-grupper. R, R' og R' ' kan også på uavhengig måte være (d^CHRjOJy, hvor R*kan være f .eks. H, CH3, C6H5eller C2H5, og. Y er ca. 1-10. Ikke-begrensende eksempler på andre aminoksyder er:
hvor R kan være en lineær eller forgrenet, substituert eller usubstituert, mettet eller umettet alifatisk gruppe, spesielt mettede C8- C22-grupper eller umettede C18- C22-grupper.
De mest foretrukne aminoksyder i foreliggende oppfinnelse er dimetyltalgaminoksyd (Armostim® PF5, eller Armostim® PF8 dersom det leveres i vann), dimetyl(hydrogenert talg)aminoksyd (Armostim® PFI eller Armostim® PF7 dersom det leveres i vann), dimetyl-heksadecyklaminoksyd (Armostim® PF 2) , dimetylkokos-aminoksyd (Armostim® PF3), dihydroksyetylkokosaminoksyd (Armostim® PF6) , dimetylheksadecylaminoksyd (Armostim® PF4) og dimetyl (middel fraksjon) kokosaminoksyd (Armostim® PF9, levert i vann). Spesielt foretrukket er dimetyltalgaminoksyd, levert i vann. Armostim® aminoksydene leveres fra Akzo Chemicals Inc. , Chicago, Illinois.
De foretrukne alkoholer er metanol, etanol, n-propanol, isopropanol, isoamylalkohol, n-butanol, sek. butanol og tert. butanol. Den mest foretrukne alkohol er isopropanol.
Aminoksydet (noen ganger i det følgende angitt som "overflateaktivt middel" eller "aminoksyd-overflateaktivt middel") og alkoholblandinger ifølge foreliggende oppfinnelse kan ha vekt-forhold mellom aminoksyd og alkohol på ca. 1 : 5 til ca. 1 : 1. Typiske slike forhold er ca. 3 : 5 til ca. 1 : 1. Typiske injek-sjonsvolum av blandinger av aminoksyd og alkohol er ca. 0,05 - ca. 0,30 PV av målsonene. Forholdet mellom aminoksyd-overflateaktivt middel og alkohol og mengden av blanding av aminoksyd og alkohol som injiseres vil variere avhengig av mange faktorer, spesielt reservoar- og fluidkarakteristikker. Justeringene som er nødvendige for å gjennomføre foreliggende oppfinnelse under varierende reservoar-betingelsér vil være tydelige for fagman-nen.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringer bl.a. den overraskende og uventede evne til utbredelse av den anbrakte permeabilitetsbarriere (f.eks. blandingen av aminoksyd og alkohol etter alkoholtap). Opprinnelig injeksjon og påfølgende utbredelse i dybden kan videre gjennomføres med for-bedret injeksjonstap. Også sammenlignet med kjente fremgangsmå-ter anvender fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse substanser som lett kan håndteres og injiseres, og som tillater lett utvasking.
Foreliggende oppfinnelse og fordelene ved oppfinnelsen beskrives og diskuteres ved hjelp av følgende ikke-begrensende forsøk og resultater.
MATERIALER ANVENDT I FORSØKENE
Alle løsninger i de følgende forsøk ble fremstilt på vekt/vekt-basis. Viskositeter for aminoksyd- og alkoholløsninger ble bestemt under anvendelse av et Brookfield LVT kjegle- og plateviskosimeter. To saltløsningsformuleringer ble anvendt for forsøkene. Én saltløsning var basert på North Burbank Unit (NBU) saltløsningen (fra Burbank-feltet i Osage County, OK) med et saltinnhold på totalt 8,6% oppløste faste stoffer (TDS) (66,5 g/l NaCl, 20,27 g/l CaCl2»H20 og 5,125 g/l MgCl2»6H20) og en syntetisk saltløsning med et saltinnhold på 3,5% TDS (27,8 g/l NaCl, 9,45 g/l MgCl2»6H20, 7,7 g/lNa2S04» 10H20 og 0,24 g/l NaHC03) . Alkoholene som ble anvendt for forsøket var satser av gasskroma- tografisk (GC) kvalitet og kvalitet av klasse IB, og de ble anvendt i formuleringene uten ytterligere rensing.
Oljen som ble anvendt i oljefortrengnings-studiet var fraMink Unit, lokalisert i Delaware-Childers-feltet i Nowata County, OK. Oljen var en mellomolje med densitet 34° API og en viskositet på 7 Cp ved 25°C. Saltinnholdet i reservoaret var temmelig nær saltinnholdet i friskt vann.
Den tørre biopolymer som ble anvendt i de parallelle kjerneoverfyllings-forsøk var xantangummi. In situ-geler ble dannet ved regulert frigivnings-tverrbinding av biopolymeren med krom(III). Denne regulerte frigivning ble oppnådd ved langsom reduksjonsreaksjon mellom tiourea og dikromat for å danne krom(III).
UTSORTERINGSFORSØK
Viskositetsskanninger
Den ønskede formulering for permeabilitetsmodifisering har lav opprinnelig viskositet og relativt høy viskositet ved injeksjon i det porøse medium. Viskositetsskanninger ble gjennomført med forskjellige kombinasjoner av forskjellige overflateaktive aminoksyder og forskjellige alkoholer. Aminoksydene anvendt i viskositetsskanningene ble valgt fra de som er angitt i det foregående. De undersøkte alkoholer inkluderte metanol (MEOH), etanol (ETOH), n-propanol (NPA), isopropanol (IPA), isoamylalkohol (IAA), n-butanol (NBA), sek. butanol (SBA) og tert. butanol
(TBA).
Resultatene av viskositetsskanningene indikerte at blandingene av overflateaktivt middel og alkohol som inneholdt etanol, isopropanol, tert. butanol og isoamylalkohol førte til høyere viskositeter enn blandinger som inneholdt andre alkoholer. Videre var det ingen avhengighet av løsningsviskositet eller iboende saltinnhold, noe som tillater et bredt anvendel-sesområde for disse blandinger, f.eks. ca. 3,5% - ca. 8,5% TDS.Viskositetsskannings-opptegnelser indikerte også et viskositets-maksimum for enkelte IPA-blandinger og enkelte TBA-blandinger.
FASEINVERSJONS-TEMPERATUR
Måling av faseinversjons-temperatur (PIT) gjennomføres typisk for å bestemme betingelsene som forårsaker at en blanding av hydrokarbon, saltløsning og overflateaktivt middel slår om fra en olje-i-vann-emulsjon til en vann-i-olje-emulsjon. For denne undersøkelse ble imidlertid PIT anvendt for å bestemme omvandlingspunktet (faseseparasjon) av aminoksyd, alkohol og hydrokarbon-blandinger. PIT-målingene ble foranlediget av fase-separasjonen av aminoksyd og alkoholblandinger ved 50"C og alkoholkonsentrasjoner på mindre enn 5 vekt%. For gjennomføring av PIT-målinger, ble hydrokarbon (n-dekan) tilsatt til 5 vekt% aminoksyd og 3 og 5 vekt% alkoholblandinger. Alkoholene som ble anvendt var metanol, etanol, n-propanol, isopropanol og tert. butanol. PIT for slike blandinger ble funnet å være i området ca. 90°C - ca. 110°C. Dette PIT-område ble bestemt for å være egnet for bedømmelsesforsøk ettersom slike forsøk vil gjennomfø-res ved temperaturer under dette område.
STABILITETS- OG VEKSELSVIRKNINGSFORSØK
Stabilitetsforsøk ble gjennomført for å bestemme virkningen av aldring, pH-variasjoner, lave konsentrasjoner av jern på løs-ningens stabilitet, og av betingelser som ville være forventet ved typisk vannoverfylling på et oljefelt. Disse forsøk omfattet viskositetsmålinger og visuelle observasjoner av formuleringene som en funksjon av tiden, samt av varierende pH-verdi og tilsetning av lave konsentrasjoner av FeCl3. Disse forsøk ble gjennom-ført ved romtemperatur og ved 50°C. To pH-nivåer, 6,5 og .5,8, ble testet. Disse nivåer representerer et område for pH-verdier funnet i de fleste reservoar-saltløsninger. En skjønnsmessig konsentrasjon på 200 ppm av FeCl3ble valgt som en relativt høy belastning med Fe<+3->ioner. En aminoksyd-konsentrasjon på 5 vekt% og alkoholkonsentrasjoner på 3 og 4 vekt% ble anvendt i forsøke-ne. Den uregulerte pH-verdi på de fleste løsninger var ca. 7,5. Justering av pH-verdien for løsningene ble gjennomført ved tilsetning av noen få dråper av enten 1 N HC1 eller 1 N NaOH.
De eksperimentelle observasjoner og målinger av løsnings-viskositet ble gjennomført med bestemte intervaller på 0, 1, 3 og 5 uker etter at løsningene var blandet. Resultatene av for-søkene indikerte at pH-regulering alene ikke i betydelig grad påvirket viskositeten av blandingen, under hensyntagen til langtidsvirkningen ved forskjellige temperaturbetingelser. Generelt opprettholdt de fleste løsninger sin løsningsviskositet til tross for aldring, pH-regulering og tilsetning av Fe<+3->ioner.
Stabiliteten av forskjellige formuleringer i kontakt med Berea-sandsten og sideritt (chalybitt) , et jernholdig mineral (FeC03) og kjemikalier, så som natriumsulf itt (Na2S03) som oksygen-nedbrytende middel, ble også bestemt. Flasketestene ble gjennomført ved at en blanding av overflateaktivt middel og alkohol ble brakt i kontakt med en tilmålt mengde av knust sten (ca.0,2g sten pr. g blanding) i en tidsperiode på 1 uke ved 50°C. En løsning av 500 ppm Na2S03i syntetisk saltløsning ble anvendt for disse forsøk. Viskositeten, pH-verdien og konsentrasjonen av overf lateaktivt middel i løsningene ble målt under forskjellige betingelser for å bestemme stabiliteten og eventuell opptreden av kjemisk vekselvirkning. Resultatene viste at formuleringenes stabilitet ikke i betydelig grad ble påvirket i kontakt med sideritt og ved tilsetning av Na2S03. Tap av overflateaktivt middel på grunn adsorpsjon var litt høyere ved anvendelse av sideritt sammenlignet med Berea. Ingen betydelig endring i pH-verdi ble fastslått, noe som indikerer at ingen uønskede kjemiske reaksjoner finner sted.
ADSORPSJONSFORSØK
Adsorpsjonsforsøk ble gjennomført for å undersøke adsorp-sjonshastighetene for blandinger av overflateaktivt middel og alkohol på knust Berea-sandsten (størrelsesområde 180 - 212/zm) og en sandstenprøve (Gu Dao) med høyere innhold av leire. Adsorpsjons-flasketestene ble gjennomført ved at blandinger av aminoksyd og alkohol ble brakt i kontakt med en tilmålt mengde av knust sandsten (ca. 0,2 g sten/g blanding). Likevektskon-sentrasjonen for aminoksyd og alkohol i løsningen ble så bestemt3,5og8dager etter den første blanding. Måling av likevekts-konsentrasjonen av overflateaktivt middel og alkohol i løsningen ga informasjon om hastighet og grad av adsorpsjon for hver komponent på de undersøkte sandstenprøver. Denne informasjon var essensiell for bestemmelse av graden av komponentseparasjon som kunne forventes. Løsningens alkoholkonsentrasjon ble bestemt ved hjelp av en gasskromatograf. Responsfaktorer som ble bestemt eksperimentelt for de undersøkte alkoholer ble anvendt for å beregne mengden av alkoholkomponent som forekom i løsningen. Flasketestene ble gjennomført ved 50°C.
Resultatene av noen av adsorpsjonsforsøkene er vist i fig. 1 og fig. 2. Disse resultater er fra konsentrasjonsmålingene som ble gjennomført 8 dager etter opprinnelig blanding. Disse figurer viser mengdene av alkohol og overflateaktivt middel som er adsorbert fra løsningene som inneholder (som overflateaktivt middel) dimetyltalgaminoksyd (tilgjengelig fra Akzo Chemicals Inc., Chicago, Illinois, under handelsnavnet Armostim® PF8) og isopropanol (IPA) i Berea-sandsten. Resultatene indikerte at høyere opprinnelig alkoholkonsentrasjon førte til høyere alkoholtap når konsentrasjonen av overflateaktivt middel i den opprinnelig løsning var under 3 vekt%. Tilsvarende tap av overflateaktivt middel var også betydelig høyere når alkoholkonsentra-sjonen i den opprinnelige formulering var mindre enn 4 vekt%.
Adsorpsjonskapasitetene for de to sandstenprøver ble også sammenlignet. Adsorpsjonen av komponentene overflateaktivt middel og alkohol i blandingene ble sammenlignet under anvendelse av knust Berea-sandsten og en sandsten fra et oljefelt-reservoar (Gu Dao) med et høyere innhold av leire. Disse forsøk ble gjennomført under anvendelse av flere løsninger av overflateaktivt middel inneholdende alkoholer i form av IPA og TBA. Resultatene indikerte at alkoholadsorpsjonen på de to sandstens-prøver var sammenlignbar ved de konsentrasjoner av aminoksyd-overflateaktivt middel som ble testet på løsninger inneholdende IPA og TBA. Resultatene viste også at det fant sted betydelig høyere adsorpsjon av overflateaktivt middel på Gu Dao-prøvene sammenlignet med Berea-sandsten når det ikke var alkohol til stede i den opprinnelig formulering. I nærvær av alkohol var adsorpsjonen av overflateaktivt middel på de to sandstenprøver sammenlignbar.
Samlet viste resultatene at nærværet av alkohol minimerte tapet av overflateaktivt middel på grunn av adsorpsjon, noe som spesielt var tilfelle for blandingene som inneholdt isopropanol. Lavere konsentrasjoner av overflateaktivt middel i formuleringen resulterte i et øket alkoholtap på grunn av adsorpsjon.
FORTRENGNINGSFORSØK
Forsøk i slanke rør og kjerneoverfyllings-forsøk ble gjen-nomført for å bestemme injeksjonsstrategier hvor formuleringer av forskjellige aminoksyd-overflateaktive midler og forskjellige alkoholer kan anvendes som permeabilitets-modifiseringsmiddel. Parallelle kjerneoverfyllings-oljefortrengningsforsøk ble også gjennomført for å bestemme potensialet for disse blandinger av overflateaktivt middel og alkohol for å bibringe fluidomledning og øket oljeutvinning, og for å sammenligne effektiviteten av blandingen av overflateaktivt middel og alkohol med effektiviteten av en typisk gelert polymerformulering.
FORSØK I SLANKE RØR
Forsøk i slanke rør ble gjennomført for å bedømme forskjellige injeksjonsstrategier som kan anvendes ved anvendelse av blandinger av overflateaktivt middel og alkohol som permeabilitetsmodifiserende midler. Disse forsøk i slanke rør ble gjennomført ved oljefrie betingelser. Det slanke rør ble pakket med knust og siktet Berea-sandsten (størrelsesområde 250 -425ina), noe som ga en permeabilitet på ca. 31,79 darcies og en porøsitet på 61,8%. Den slanke røranordning var 1249,68 cm lang med en indre diameter på 0,457 cm. Anordningen var konstruert med 5 trykkmålingsuttak anbrakt ved inngangen og 305, 610, 914og 1219 cm fra inngangsåpningen. Disse åpninger gir mulighet til måling av trykkforskjellene for hver 305 cm i anordningen. Trykkgradienten i seksjoner av kjernen ble målt under anvendelse av trykkoverførings-innretninger. Et styrt databehandlingssystem ble anvendt for å måle utgangsspenningene på trykkoverførings-innretningene. Dette oppsett tillot måling av trenden eller progressive endringer i trykket på tvers av seksjoner i det slanke rør. Alle strømningsforsøk ble gjennomført uten påføring av baktrykk. Avløpene fra det slanke rør ble samlet opp i testrør for å måle fluidproduksjon og for å bestemme konsentrasjonene av overflateaktivt middel og alkohol i avløpet ved spesifiserte tidsintervaller.
For hvert forsøk i det slanke rør omfattet injeksjonssyklusen et for-metningstrinn under anvendelse av saltløsning, fulgt av inj isering av en væskepropp med en utvalgt blanding av overflateaktivt middel og alkohol. Det slanke rør ble rengjort mellom forsøkene ved at det ble skyllet med flere porevolum av en blanding av 50 vekt% alkohol og 50 vekt% vann. De valgte injeksjonsmengder ble holdt på 610 og 1219 cm/D, basert på et totalt kjerneporevolum på 126,80 cm<3>. Dette tillot fullføring av strømningsforsøk innenfor akseptable tidsperioder. Alle disse forsøk ble gjennomført ved 50°C. En væskepropp med fluorescein som merkeforbindelse ble også injisert i anordningen før strøm-ningsforsøkene for å bestemme graden av spredning under anvendelse av forsøkssystemet. Typisk gjenvinning av merkeforbin-delsen i avløpet var mellom 85 og 90%.
Forsøkene i det slanke rør hadde til hensikt å bestemme hvorvidt dybden av opprinnelig penetrasjon av blandingen av overflateaktivt middel og alkohol kan reguleres avhengig av andelene av komponentene i blandingen. Et eksempel på forsøk i det slanke rør omfattet injeksjon av 0,2 PV av en blanding av 5 vekt% dimetyltalgaminoksyd som overflateaktivt middel og 6 vekt% IPA, fulgt av en saltløsnings-syklus (vannoverfylling) og flere væskepropper av alkohol og saltblandinger. En opptegning av trykkforhold i forhold til injisert porevolum inneholdt en pro-gressiv topp i trykk som utviklet seg ved inngangen og opptil 1219 cm-seksjonen av den slanke røranordning. Dette indikerte at hovedmengden av væskeproppen med overf lateaktivt middel forplantet seg bak 914 cm-seksjonen, men ikke gjennom slutten av det slanke rør. Påfølgende injeksjon av saltløsning førte ikke til videre forplantning av væskeproppen, men resulterte i gjennomgå-ende høyere trykknivåer i hver av seksjonene (større enn 29,5 kPa) . Et 0,1 PV av 10 vekt% IPA i saltløsning ble injisert ved ca. 1,1 PV. En trykkopptegnelse indikerer at væskeproppen av alkohol kan ha hjulpet til å bevege hoveddelen av væskeproppen i form av overflateaktivt middel og alkohol bak 1219 cm-sek-sjonsmerket. En andre alkohol-væskepropp på 0,1 PV av 10 vekt% IPA i saltløsning ble injisert ved ca. 2,1 PV. Trykk-kurven viste en betydelig stigning i opptegnet trykk (mer enn 103 kPa) på hvert av trykkmålingsstedene, men avtok til ca. 52 kPa i hver av seksjonene. Forløpet indikerte at trykket viste en topp på det første målested ved 3 05 cm, fulgt av trykkmålestedene ved 610, 914 og 1219 cm-seksjonene. En opptegning av trykkforskjellene mot injiserte porevolum viste at en trykktopp forplantet seg bak 914 cm-seksjonen i anordningen, før injiseringer av ytterligere alkohol-væskepropper. Dette diagram indikerte også at den første 0,1 PV alkohol-væskepropp med 10 vekt% IPA utvidet væskeproppen med overflateaktivt middel bak slutten av det slanke rør, og at den andre og tredje alkohol-væskepropp med 10 vekt% IPA ikke bidro til noen betydelig gjenvinning av overflateaktivt middel fra den slanke røranordning. Fig. 3 viser den relative bevegelighet som ble oppnådd under forsøket. Den relative bevegelighet (cP_<1>) ble anvendt som mål for graden av reduksjon i permeabilitet. Dette forsøk tillot analyse av effektiviteten for væskepropp-dannelse ved permeabilitetsmodifisering uten fordelen av in situ-måling av viskositeten. Den relative bevegelighet ble beregnet fra bevegeligheten, (Q/A)(AP/L), normalisert til saltløsnings-permeabiliteten, som i dette tilfelle var ca. 31,79 darcies. Resultatene viste at en betydelig reduksjon i bevegeligheten vedvarte etter at de første to alkohol-væskepropper var injisert. Injeksjonen av alkohol-væskeproppene resulterte i forplantning av det overflateaktive middel gjennom anordningen, og bidro til vedvarende lavere relativ bevegelighet. Den maksimale trykkforskjell som ble målt under prøven var ca. 62 kPa, en gradient på 0,2 kPa/cm.
Konsentrasjonen av overflateaktivt middel og alkohol i avløpet gir et bilde som er en funksjon av porevolum-injeksjons-arealene vist i fig. 4 og fig. 5. Den alkoholmengde som ble gjenvunnet i avløpet var ca. 70%. Dette indikerte at den alkohol som ble forskjøvet gjennom det slanke rør i hovedsak var intakt. Alkohol fronten ble også oppdaget ved ca. 0,80 PV etter hver væskeproppinjeksjon. Den totale mengde overflateaktivt middel som ble gjenvunnet var bare ca. 60% av den opprinnelige konsentrasjon av overflateaktivt middel i væskeproppen av overflateaktivt middel og alkohol etter den første alkohol-væskeproppinjeksjon. Resultatene indikerte at noe av det overflateaktive middel forble intakt med den opprinnelige formulering. Noe av det injiserte overflateaktive middel ble også holdt tilbake i den slanke røranordning, selv etter injeksjonen av flere alkohol-væskepropper.
På overraskende måte viser resultatene fra undersøkelsene med det slanke rør at: (1) injeksjonen av blandingene av aminoksyd-overflateaktivt middel og alkohol alene bidro til permeabilitetsreduksjon
i betydelig grad;
(2) injeksjonen av ytterligere alkohol-væskepropp(er) bak væskeproppen av blandingen av overflateaktivt middel og alkohol tilveiebringer en forplantning i dybden av permeabilitetsbarrieren (blanding av overflateaktivt middel og
alkohol etter tap av alkohol);
(3) nærværet av en vedvarende virkning når det gjaldt relativ bevegelighet var en direkte funksjon av dybden av inntreng-ning og forplantning av væskeproppen- av overflateaktivt
middel, og
(4) graden av opprinnelig væskeproppinntrengning var regulert, avhengig av konsentrasjonen av komponentene i formuleringen.
En oppsummering av resultatene av forsøkene i det slanke rør er vist i tabell 1.
KJERNEOVERFYLLINGSFORSØK
Permeabilitetsmodifikasion i korte Berea- kierner
Kjerneoverfyllingsforsøk ble gjennomført for å bestemme graden av permeabilitetsreduksjon i 25,4 cm lange, brente Berea-sandstenskjerner når det ble injisert en væskepropp av en utvalgt blanding av aminoksyd og alkohol, fulgt av overfylling med salt-løsning. Disse kjerneoverfyllings-forsøk ble også gjennomført ved oljefrie betingelser. Kjernen som ble anvendt for forsøket var en Berea-sandsten med en permeabilitet på ca. 250 md og en porøsitet på 23%. Kjernen var 25,4 cm lang, og hadde en diameter på 3,81 cm. Den samme kjerne ble anvendt for alle forsøk som ble foretatt ved dette arbeid. Kjernen ble rengjort mellom forsøkene ved at den ble skyllet med flere porevolum av en 50/50-blanding av isopropanol og vann. Kjerneholderen var konstruert med 3 trykkmålingsuttak anbrakt ved innløpet (7,7 cm fra kjernens inngangsåp-ning), i midten (6,0 cm fra trykkmålingsuttaket ved inngangen), og ved utgangen (6,8cm fra trykkmålingsuttaket i midten). Disse uttak utgjør en innretning for måling av trykkforskjeller i tverrsnitt av seksjoner av kjernen. Kjernen ble innkapslet i bly på innersiden av kjerneholderen som skal inneholde det injiserte fluid under trykk. Trykkradienten i seksjonstverrsnitt i kjernen ble målt under anvendelse av to overføringsinnretninger for trykkforskjell, med en maksimal trykkforskjell på 15 kPa. En opp-tegningsinnretning med dobbelt penn ble anvendt for å tegne opp utgangsspenningene fra de to overføringsinnretninger for trykkforskjell. Alle strømningsforsøk ble gjennomført uten anvendelse av baktrykk. Kjernen var montert vertikalt, idet injeksjonen fo-regikk fra topp mot bunn. Avløpene fra kjernen ble samlet opp i byretter for å måle fluidproduksjonen og for å bestemme spor av overflateaktivt middel med spesifikke tidsintervaller. For hvert kjerneoverfyllingsforsøk inkluderte injeksjonssyklusen en for-metning av kjernen under anvendelse av saltløsning, fulgt av injeksjon av en væskepropp av en blanding av et utvalgt aminoksyd-overflateaktivt middel og en alkohol. Den valgte injeksjonshastighet ble oppnådd ved ca. 3 0,5 cm/D, basert på et totalt kjerneporevolum på 66,5 cm<3>, en omtrentlig fluid-injeksjonshastighet på0,055cm<3>/min. (79,2cm3/D) . Alle kjerneoverfyllings-forsøk ble
gjennomført ved 50°C.
Et eksempel på kjerneoverfyllings-forsøk omfattet injeksjon av 0,2 PV av en blanding av 5 vekt% dimetyltalgaminoksyd (Armostim® PF8) som overflateaktivt middel, fulgt av en vannoverfylling. Fig. 6 viser nærværet av en vedvarende trykkforskjell som utviklet seg i kjernetverrsnittet. En viktig iakttakelse som ble gjort under forsøket var at høyere trykkforskjeller utviklet seg i kjernens andre seksjon. En vedvarende trykkforskjell i kjerne-tverr snittet hadde et gjennomsnitt på ca. 1,38 kPa. På samme måte som i forsøkene med det slanke rør, ble reduksjonen i bevegelighet (cP_<1>) anvendt som mål for graden av permeabilitetsreduksjon. Fig. 6 viser også en opptegning av mobilitetsreduksjonen og trykkdifferansene i kjernetverrsnittet som en funksjon av antall porevolum injisert fluid. Den effektive mobilitetsreduksjon i forsøkseksemplet viste et gjennomsnitt på ca. 0,30 cP"<1>. Reduksjonen i permeabilitet var permanent straks væskeproppen var på plass. Resultatene av disse kjerneoverfyllings-forsøk er vist i tabell 2.
Parallelle kierneoverfvllings- oljefortrenaningsforsøk
Kjerneoverfyllings-oljefortrengningsforsøk ble gjennom-ført for å bedømme effektiviteten ved anvendelse av blandinger av overflateaktivt middel og alkohol som permeabilitetsmodifiserende midler for forbedring av oljeutvinningspotensialet for vannoverfyllings-prosesser. Disse parallelle kjerneoverfyllings-f orsøk ble gjennomført ved vannoverfyllings-betingelser for restolje. Berea-sandstenkjerner med forskjellige permeabiliteter ble anvendt. Permeabilitetsforskjellen ved anvendelse av disse kjerner tilveiebrakte et middel for evaluering av effektiviteten av behandlingen for å bibringe fluidomledning. Kjerneanordningen anvendte kjerner med høy permeabilitet og med en lengde på 122 cm for å tilveiebringe nok lengde for adskilling av den overflateaktive komponent og alkoholkompo-nenten i den injiserte væskepropp. De to kjerner som ble anvendt i dette apparat hadde begge en diameter på 5,1 cm, en lengde på 122 cm og var runde. Anordningen var konstruert med trykkmålingsuttak anbrakt ved inngangen, samt i forskjellige posisjoner langs kjernen. Disse åpninger tilveiebrakte en mulighet for å måle trykkforskjeller i tverrsnitt av seksjoner i de forskjellige kjerner. I alle studier som ble gjennomført med kjerneoverfylling, ble trykkgradientene på tvers av kjernene målt under anvendelse av trykkoverførings-innretninger. Et computerstyrt databehandlingssystem ble anvendt for å måle utgangsspenninger på trykkoverførings-innretningene. Alle strømningsforsøk ble gjennomført uten anvendelse av baktrykk. Avløpene fra kjernene ble samlet opp i testrør for å måle fluidproduksjon. og for å bestemme konsentrasjonene av overflateaktivt middel og alkohol i avløpet.
I hvert kjerneoverfyllings-forsøk, med unntak av behandlingen med gelert polymer, omfattet injeksjonssyklusen for-metning av kjernen under anvendelse av saltløsning, fortrengning av saltløsningen med olje til opprinnelige oljemetnings-betingelser, fortrengning av oljen med saltløsning til rest-oljebetingelser, injeksjon av en væskepropp av en blanding av et utvalgt overflateaktivt middel og en alkohol og injeksjon av saltløsning bak den kjemiske væskepropp. Apparatet ble rengjort mellom de enkelte forsøk ved at det ble skylt med flere porevolum av en blanding av 50 vekt% alkohol og 50 vekt% vann. Den valgte injeksjonshastighet ble etablert ved ca. 61 cm/D, basert på det totale systems porevolum, og ble holdt konstant. Dette gjorde at strømningsforsøkene kunne avsluttes innenfor rimelige tidsrammer. Alle disse forsøk ble gjennom-ført ved 50°C. Resultatene av disse parallelle kjerneoverfyllings-oljefortrengningsforsøk er vist i tabell 3.
1) Opprinnelig forekommende olje
2) Opprinnelig oljemetning
3) Oljemetning etter vannoverfylling
4) Oljemetning etter kjemisk overfylling 5) Bestemt effektivitet
Parallell kierneoverfylling under anvendelse av blandinger av overflateaktivt middel og alkohol
Et eksempel på kjerneoverfyllings-f orsøk under anvendelse av blandingene av overflateaktivt middel og alkohol omfattet fortrengning av de oljemettede kjerner med saltløsning til restoljemetning, fulgt av injeksjon av en blanding av 5 vekt% dimetyltalgaminoksyd (Armostim® PF8) som overflateaktivt middel og 4 vekt% IPA. Den kjemiske væskepropp ble fulgt av en saltløsningssyklus (vannoverfylling). I dette forsøk ble en mindre væskepropp, 0,1 PV væskepropp av blandingen av overflateaktivt middel og alkohol injisert for modifisering av per-meabilitetsbehandlingen. Væskeproppen på 0,1 PV, basert på det totale porevolum i systemet, representerte ca. 17,5% av porevolumet for kjernen med den høye permeabilitet. Dette injiserte volum var nærmere den ønskede behandling på 0,2 PV. Denne væskepropp-størrelse var overensstemmende med væskepropp-størrelsen som ble funnet i det tidligere slanke rør og kjerneoverfyllings-studier med korte kjerner, tilstrekkelig til å generere en rimelig reduksjon i permeabilitet.
Opptegnelser av irijeksjonstrykk-forløpet i forhold til totalt injisert porevolum og trykkforskjell i forhold til totalt injisert porevolum indikerte overensstemmelse med tidligere studier, hvor permeabilitetsbarrieren ble iakttatt å opptre i den andre seksjon av kjernen med høy permeabilitet under anvendelse av den samme formulering av overflateaktivt middel og alkohol. Hoveddelen av permeabilitetsendringen i kjernen med høy permeabilitet fant sted ca. 61 - 92 cm fra injeksjonsstedet (50 - 75% av total lengde). Den kvalitative sammenheng mellom væskepropp-størrelse og komponentkonsentra- sjons-nivåer på opprinnelige penetrasjonsdybder viste svært god overensstemmelse med foreliggende eksperimentelle iaktta-kelser.
Et betydningsfullt område under forsøkene var graden av økning i injeksjonstrykk under forsøket. Injeksjonstrykket øket fra ca. 55 kPa til ca. 124 kPa (gjennomsnitt) etter behandling, I en konvensjonell permeabilitetsmodifiserende behandling ville strømningsmengden vært skåret ned til halvde-len for å opprettholde det opprinnelige injeksjonstrykk eller for å unngå unødvendig trykkoppbygging. Under dette forsøk ble imidlertid injeksjonshstigheten holdt konstant.
Opptegnelsene av fluid-produksjonshastighet vist i fig. 7 indikerte at en betydelige mengde av det injiserte fluid ble omledet fra kjernen med høy permeabilitet til kjernen med lav permeabilitet. Produksjonshastigheten for fluid fra kjernen med høy permeabilitet vekslet fra et gjennomsnitt på ca. 0,24 cm<3>/min. til0,15 cm<3>/min. (38% reduksjon) etter behandling med overflateaktivt middel og alkohol. Fluid-produksjonsmengden fra kjernen med lav permeabilitet vekslet fra ca. 0,01 cm<3>/min. til 0,07 cm<3>/min. (600% økning). Mengden av fluidomledning etter behandling var betydelig, tatt i betraktning at kjerne-avløpsforholdet Qhøy perm./Qiav perm. ble redusert 24 : 2. Gunstigere fluid-strømningsforhold ble oppnådd etter behandlingen med overflateaktivt middel og alkohol. Ca. 96% av det totale injiserte fluid strømmet gjennom kjernen med høy permeabilitet før behandlingen med overflateaktivt middel og alkohol. Denne gjennomstrømning ble redusert til 67% etter behandlingen, noe som utgjør ca. 30% reduksjon. Permeabilitetsmodifikasjon i kjernen med høy permeabilitet resulterte i (1) omledning av mer fluid inn i kjernen med lav permeabilitet , og (2) en viss forbedring av medføringseffektiviteten i kjernen
med høy permeabilitet.
Dette ga seg uttrykk i den relative forbedring i oljeutvinningen fra begge kjerner. Den totale olje som ble utvunnet fra de to kjerner etter vannoverfylling, før injeksjon av væskeprop pen med overflateaktivt middel og alkohol, var bare hhv. ca. 50% og ca. 70% for kjernen med lav permeabilitet og kjernen med høy permeabilitet, som vist i fig. 8. Oljeutvinningskurven for både kjernen med høy permeabilitet og kjernen med lav permeabilitet viste en svak økning etter injeksjonen av væskeproppen med overflateaktivt middel og alkohol, noe som ga et endelig utbytte på hhv. 56% og 90%, etter at det var injisert 7,0 porevolum fluid. Oljemetningsdataene for de to kjerner er vist i fig. 9. Kjernen med høy permeabilitet hadde en oljemetning på ca. 10% ved slutten av forsøket, mens kjernen med lav permeabilitet hadde 28% oljemetning. Forbedringen i oljeutvinning fra kjernen med høy permeabilitet var betydelig. Gunstige grenseflatespenninger på grunn av nærværet av et overflateaktivt middel kan ha bidratt til noe av forbedringen i oljeutvinning fra denne kjerne.
Parallell kierneoverfvlling under anvendelse av qelert polymer
( sammenligning)
Gelerte polymerer har blitt anvendt ved noen feltanven-delser for permeabilitetsmodifisering i tilfeller hvor fluid-strømningsregulering var nødvendig. For dette sammenlignings-eksempel ble det anvendt tverrbindingssystemet av xantangummi-biopolymer, natriumdikromat og tiourea. Forsøksprosedyrene anvendt ved fremstilling og injeksjonsstrategier som ble anvendt, er basert på det som er angitt i følgende publikasjo-ner: (1) "Crosslinking Dry Xanthan Gum for Profile Modification in Oil Reservoirs", T.R. French, H.W. Gao og K.M. Bertus, Doe-rapport, Niper-339 (mai 1988), og (2) "An Experimental Study of the In-Situ Gelation of Chromi-um(II)-Polyacrylamide Polymer in Porous Media", C.G. Huang, D.W. Green og G.P. Wilhite, Spe/Doe 12638, Publi-kasjon fra Spe/Doe Fourth Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, OK, 15.-18. april, 1984.
Ved anvendelse av den gelerte polymer er opprinnelige pH-betingelser og temperatur forsøksvariabler som i betydelig grad påvirker geleringsforløpet. pH-betingelser i det midtre område (pH-verdier på 3 - 6) er blitt vist å danne stabile geler i løpet av ca. 5-20 dager ved omgivelsesbetingelser. Betingelser med høyere temperatur øket reaksjonshastigheten i prosessen, men bidro også til gel-synerese. Foreliggende for-søksbetingelser krever når det gjelder pH-verdi justering fra en pH-verdi på 8,5 ned til ca. 5 for at hurtigere gelering skal finne sted. Dette gjorde det påkrevet med et ekstra for-søkstrinn for forvasking av kjerneoverfyllings-systemet med en saltløsning med lav pH-verdi.
Et eksempel på et kjerneoverfyllings-f orsøk omfattet fortrengning av de oljemettede kjerner med saltløsning til restolje-metning, fulgt av gelert-polymer-behandling. Mens kjernen med lav permeabilitet var isolert fra væskestrømmen, ble det i kjernen med høy permeabilitet injisert en blanding av et gelert polymer-tverrbindingssystem inneholdende 2000 ppm biopolymer, 100 ppm dikromat og 100 ppm tiourea. En 5-dagers innelukket geleringsperiode ble gjennomført, fulgt av en saltløsnings-syklus (vannoverfylling). pH-verdien for de injiserte fluider ble justert til 5,0. Dette var nødvendig for å minske det opprinnelige pH-nivå på 8,5 i området nær injise-ringsområdet til nivåer hvor tverrbindings-systemene utviklet stabile geler i løpet av et akseptabelt tidsrom. Størrelsen på den injiserte væskepropp med polymersystemer var ca.0,3PV, basert på porevolumet i det totale system.
En opptegning av injeksjonstrykkforløpet i forhold til totalt injisert porevolum indikerte betydelig høyere injeksjonstrykk etter behandlingen med polymer-væskepropp, sammenlignet med de i det foregående angitte forsøk under anvendelse av blandinger av aminoksyd og alkohol. Det betydningsfulle område under dette forsøk var nivået av økning i injeksjonstrykk under polymerinjeksjonen og etter behandling. Injeksjonstrykket øket fra ca. 7 6 kPa til ca. 1380 kPa under polymerinjeksjonen med samme totale injeksjonshastighet som ble anvendt ved utvinningsforsøkene hvor det ved behandlingene ble anvendt en blanding av aminoksyd og alkohol. Det etablerte injeksjonstrykk var over 517 kPa etter polymerbehandling med den samme injeksjonshastighet på 0,25 cm<3>/min. Det var nødven-dig å redusere strømningshastigheten for saltløsningen etter polymerbehandlingen for å kunne opprettholde sammenlignbare injeksjonstrykk i forhold til de foregående forsøk, hvor det ble anvendt blandinger av overflateaktivt middel og alkohol.
Med utgangspunkt i fluidomledning, resulterte behandlingen med gelert polymer i en betydelig omledning av det injiserte fluid fra sonen med høy permeabilitet til sonen med lav permeabilitet. Permeabilitetsbarrieren i form av gelert polymer i kjernen med høy permeabilitet resulterte i (1) nesten fullstendig omledning av injisert fluid inn i kjernen med lav permeabilitet, og (2) en begrenset forbedring av medføringsvirkningen i kjernen med høy permeabilitet under polymerinjeksjonen.
Dette gir seg uttrykk i den relative forbedring i oljeutvinning fra begge kjerner, før og etter behandling med gelert polymer. Oljeutvinningsnivåene for de to kjerner, før injisering av polymer-væskepropp, var bare ca. 54% og 59% (hhv. for kjerner med lav permeabilitet og for kjerner med høy permeabilitet) , som vist i fig. 10. 01jeutvinningskurven for kjernen med lav permeabilitet viste ingen betydelig økning etter injeksjonen av polymer-væskeproppen, og det endelige oppnådde oljeutbytte var 61%, etter at det var injisert 3,0 porevolum fluid. Oljeutvinningen fra sonen med høy permeabilitet etter polymerbehandl ingen var bare 57%. Oljemetningskurven for de to kjerner er vist i fig. 11. Kjernen med høy permeabilitet hadde en oljemetning på ca. 25% ved slutten av testen, mens kjernen med lav permeabilitet hadde 24%.
SAMMENLIGNING AV SYSTEMER MED BLANDING AV OVERFLATEAKTIVT MIDDEL/ALKOHOL OG GELERTE POLYMERSYSTEMER FOR PERMEABILITETSMODIFISERING
Både systemet med blanding av aminoksyd og alkohol og det gelerte polymersystem viste sammenlignbar evne til å fremkalle fluidomledning fra kjernen med høy permeabilitet til kjernen med lavere permeabilitet. Fig. 12 viser en sammenligning av de to permeabilitets-modifiseringsmetoder når det gjelder fluidomledning.
På overraskende måte resulterte ikke anvendelsen av blandinger av aminoksyd og alkohol i uoverkommelige injise-ringsproblemer, mens den opprinnelige injeksjonshastighet i den gelerte polymer imidlertid måtte reduseres for å unngå for høyt injeksjonstrykk. Under injiseringen av aminoksyd og alkohol forble injeksjonstrykkene relativt normale (68,9 kPa ved0,25cm<3>/min.) inntil den første dybde av penetrasjon for væskeproppen var oppnådd og en permeabilitetsbarriere var etablert i kjernen med høy permeabilitet. Under injiseringen av systemet med gelert polymer, økte injeksjonstrykket så mye som til 1379 kPa ved 0,10 cm<3>/min. Når det gjelder tiden som var nødvendig for å injisere behandlings-væskeproppene, ble væskeproppen i form av overflateaktivt middel og alkohol på 0,1 PV injisert i løpet av 6,5 timer med en hastighet på 0,25 cm<3>/min. For det gelerte polymersystem ble en total mengde på 0,30 PV injisert (med blanding på stedet) i løpet av 32 timer med en hastighet på 0,10 cm<3>/min. Den første injeksjonshastighet på 0,250 cm<3>/min ble redusert til 0,10 cm<3>/min. for å unngå for høye injeksjonstrykk på over 1379 kPa. Hastigheten for injeksjon av saltløsningen etter behandlingen med overflateaktivt middel ble holdt på 0,25 cm<3>/min. I begge tilfeller var injeksjonstrykket ca. 138 kPa. Når det gjaldt injeksjonshas-tigheten for saltløsningen etter behandlingen med overflateaktivt middel og alkohol, tok det ca. 65 timer å injisere 1,0 PV saltløsning, mens det etter polymerbehandlingen tok ca.190timer å injisere det samme volum.
De høyere trykk som oppsto under injeksjonen av det gelerte polymersystem, indikerer den begrensede grad av pene-trasjonsdybde for denne behandlingsmetode. Anvendelse nær borehull er ofte det omfang hvor det gelerte polymersystem kan anvendes på feltet. På den andre side gir behandlingen med overflateaktivt middel og alkohol flere betydelige driftsfor-deler. Et for-skyllingstrinn med lav pH og soneisolering av sjiktene med forskjellig permeabilitet vil ikke være påkrevet før den kjemiske behandling. Den kjemiske væskepropp kan lett injiseres, og det kan oppnås opprinnelig penetrasjon i dybden uten at det oppstår for høye injeksjonstrykk. Begynnelses-dybden for penetrasjon av væskeproppen er blitt funnet å være lett regulerbar avhengig av blandingens sammensetning. Når permeabilitetsbarrieren først er anbrakt, kan barrieren forskyves dypere inn i reservoaret.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av en undergrunnsformasjon som har uensartet permeabilitet,
karakterisert vedat det inn i formasjonen injiseres en blanding som omfatter et aminoksyd og en alkohol, idet blandingen føres inn i en mengde som er effektiv for reduksjon av permeabiliteten i de mer permeable soner av formasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat aminoksydet velges fra gruppen som består av dimetyltalgaminoksyd, dimetyl(hydroge-nert talg) aminoksyd, dimetylheksadecylaminoksyd, dimetylkokos-aminoksyd, dimetyltalgaminoksyd, dimetyl(middelfraksjon)kokos-aminoksyd, dihydroksyetylkokosaminoksyd og dihydroksyetyltalg-aminoksyd.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat det aminoksyd som anvendes er dimetyltalgaminoksyd.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat alkoholen velges fra gruppen som består av metanol, etanol, n-propanol, isopropanol, isoamylalkohol, n-butanol, sek. butanol og tert. butanol.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert vedat den alkohol som anvendes er isopropanol.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter det påfølgende trinn hvor en alkohol-væskepropp injiseres inn i formasjonen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisert vedat alkohol-væskeproppen omfatter en alkohol som velges fra gruppen som består av metanol, etanol, n-propanol, isopropanol, isoamylalkohol, n-butanol, sek. butanol og tert. butanol.
8. Fremgangsmåte for utbredelse av en permeabilitetsbarriere i en undergrunnsformasjon,
karakterisert vedat det dannes en permeabilitetsbarriere i formasjonen, hvoretter det injiseres en alkohol-væskepropp inn i formasjonen bak denne permeabilitetsbarriere for å forskyve permeabilitetsbarrieren inn i formasjonen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisert vedat permeabilitetsbarrieren fremstilles ved at det i formasjonen injiseres en væskepropp som omfatter en blanding av aminoksyd og alkohol, for fremstilling av en permeabilitetsbarriere.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,karakterisert vedat alkohol-væskeproppen velges fra gruppen som består av metanol, etanol, n-propanol, isopropanol, isoamylalkohol, n-butanol, sek. butanol og tert. butanol.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/577,407 US5101903A (en) | 1990-09-04 | 1990-09-04 | Method for modifying the permeability of an underground formation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO913446D0 NO913446D0 (no) | 1991-09-03 |
| NO913446L NO913446L (no) | 1992-03-05 |
| NO301611B1 true NO301611B1 (no) | 1997-11-17 |
Family
ID=24308583
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO913446A NO301611B1 (no) | 1990-09-04 | 1991-09-03 | Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5101903A (no) |
| EP (1) | EP0474284B1 (no) |
| DK (1) | DK0474284T3 (no) |
| NO (1) | NO301611B1 (no) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| GB2332224B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2332223B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
| US6239183B1 (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-29 | Akzo Nobel Nv | Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor |
| US6506710B1 (en) | 1997-12-19 | 2003-01-14 | Akzo Nobel N.V. | Viscoelastic surfactants and compositions containing same |
| CA2257699C (en) | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| US6281172B1 (en) | 1999-04-07 | 2001-08-28 | Akzo Nobel Nv | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids |
| EP1212385B1 (en) * | 1999-09-07 | 2015-12-30 | Akzo Nobel Surface Chemistry Aktiebolag | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| AU5793600A (en) * | 1999-09-22 | 2001-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent |
| US6875728B2 (en) * | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
| US6491099B1 (en) | 2000-02-29 | 2002-12-10 | Bj Services Company | Viscous fluid applicable for treating subterranean formations |
| CA2405256C (en) | 2000-04-05 | 2009-06-02 | Schlumberger Canada Limited | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| US7405188B2 (en) | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
| US7205262B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
| US8273693B2 (en) * | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US7119050B2 (en) * | 2001-12-21 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US7378378B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology enhancers |
| US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| GB2533229B (en) * | 2013-06-24 | 2016-08-31 | Inst Energiteknik | Mineral-encapsulated tracers |
| US10788410B2 (en) * | 2018-12-19 | 2020-09-29 | Saudi Arabian Oil Company | Gelation characterization in slim tubes |
| US11286232B2 (en) | 2020-07-29 | 2022-03-29 | Saudi Arabian Oil Company | Preparation of cationic surfactants |
| US11820842B2 (en) | 2020-09-09 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sulfonated polymer |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3343599A (en) * | 1965-05-10 | 1967-09-26 | Petrolite Corp | Method of reducing the porosity of subterranean porous formations |
| US3507331A (en) * | 1967-12-26 | 1970-04-21 | Marathon Oil Co | Stability of a secondary-type recovery process |
| US3520365A (en) * | 1969-07-28 | 1970-07-14 | Marathon Oil Co | Stability of a secondary-type recovery process |
| US3604508A (en) * | 1970-03-16 | 1971-09-14 | Marathon Oil Co | Use of oil-external micellar dispersions as plugging agents in subterranean formations |
| US3866680A (en) * | 1973-07-09 | 1975-02-18 | Amoco Prod Co | Miscible flood process |
| US4042030A (en) * | 1976-05-24 | 1977-08-16 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by viscous waterflooding |
| US4113631A (en) * | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
| US4159037A (en) * | 1978-05-01 | 1979-06-26 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| US4296811A (en) * | 1978-07-06 | 1981-10-27 | Phillips Petroleum Company | Method for permeability correction by in situ genesis of macroemulsions in hard brine |
| US4194563A (en) * | 1978-12-26 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4434062A (en) * | 1979-06-11 | 1984-02-28 | Exxon Research And Engineering Co. | Oil displacement enhanced by lyotropic liquid crystals in highly saline media |
| US4456537A (en) * | 1981-10-13 | 1984-06-26 | Oliver Jr John E | Chemically cleaning drilling/completion/packer brines |
| US4528102A (en) * | 1981-10-13 | 1985-07-09 | Oliver Jr John E | Chemically cleaning aqueous fluid of insoluble solids |
| US4592425A (en) * | 1981-10-13 | 1986-06-03 | Oliver Jr John E | Process to remove settled solids from completion brines |
| EP0103779A3 (en) * | 1982-09-20 | 1985-01-09 | John E. Oliver | Removing contaminates from a well fluid and well system |
| US4485872A (en) * | 1982-12-10 | 1984-12-04 | Phillips Petroleum Company | Sulfone cosurfactants in enhanced oil recovery processes |
| US4554082A (en) * | 1984-01-20 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US4572292A (en) * | 1984-04-04 | 1986-02-25 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery |
| US4745976A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Method for selectively plugging the more permeable regions of an underground formation having non-uniform permeability |
-
1990
- 1990-09-04 US US07/577,407 patent/US5101903A/en not_active Expired - Lifetime
-
1991
- 1991-08-26 DK DK91202167.2T patent/DK0474284T3/da active
- 1991-08-26 EP EP91202167A patent/EP0474284B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-09-03 NO NO913446A patent/NO301611B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0474284B1 (en) | 1994-11-23 |
| US5101903A (en) | 1992-04-07 |
| DK0474284T3 (da) | 1995-05-08 |
| EP0474284A1 (en) | 1992-03-11 |
| NO913446D0 (no) | 1991-09-03 |
| NO913446L (no) | 1992-03-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO301611B1 (no) | Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon | |
| Davison et al. | Polymer flooding in North Sea reservoirs | |
| Soudmand-asli et al. | The in situ microbial enhanced oil recovery in fractured porous media | |
| US6959767B2 (en) | Remediation treatment of sustained casing pressures (SCP) in wells with top down surface injection of fluids and additives | |
| US5105884A (en) | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations | |
| Monger et al. | The Nature of CO2-Induced Organic Deposition. | |
| US9074125B1 (en) | Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| US3707194A (en) | Use of diverting agents for injection well stimulation | |
| WO1992015769A1 (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| US7987910B2 (en) | Methods for manipulation of the flow of fluids in subterranean formations | |
| NO162481B (no) | Fremgangsm te fo oeke produksjonen av hydrokarboner n hydrokarbonholdig underjordisk formasjon. | |
| Wassmuth et al. | Screening and coreflood testing of gel foams to control excessive gas production in oil wells | |
| US3687199A (en) | Process for the secondary recovery of petroleum | |
| Ranjbar et al. | Improved treatment of acrylamide co-and terpolymers for water control in gas-producing and storage wells | |
| NO125202B (no) | ||
| Dalrymple et al. | Studies of a Relative Permeability Modifier Treatment Performed Using Multitap Flow Cells | |
| US4083403A (en) | Surfactant oil recovery process | |
| Wang | Simulation of fracture fluid cleanup and its effect on long-term recovery in tight gas reservoirs | |
| CA3149996A1 (en) | Surfactant compositions for improved hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| US7832478B2 (en) | Methods for manipulation of air flow into aquifers | |
| RU2781204C1 (ru) | Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации | |
| US9260955B2 (en) | Method of reducing zone permeability by in-situ formation gel of urotropin and urea in an aqueous solution | |
| Canbolat et al. | Adsorption of anionic surfactants in limestone medium during oil recovery |