NO303241B1 - Procedure for Reducing the Differences in Permeability Between At least Two Zones of a Heterogeneous Geological Formation - Google Patents
Procedure for Reducing the Differences in Permeability Between At least Two Zones of a Heterogeneous Geological Formation Download PDFInfo
- Publication number
- NO303241B1 NO303241B1 NO923366A NO923366A NO303241B1 NO 303241 B1 NO303241 B1 NO 303241B1 NO 923366 A NO923366 A NO 923366A NO 923366 A NO923366 A NO 923366A NO 303241 B1 NO303241 B1 NO 303241B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particles
- permeability
- zone
- fluid
- suspension
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 67
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 46
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 11
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 10
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 6
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 6
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 claims description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 2
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001814 pectin Substances 0.000 claims description 2
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 2
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims 1
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims 1
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 claims 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 18
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920001218 Pullulan Polymers 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- HMDDXIMCDZRSNE-UHFFFAOYSA-N [C].[Si] Chemical compound [C].[Si] HMDDXIMCDZRSNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006397 acrylic thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 125000000320 amidine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001409 amidines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 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
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 229910052592 oxide mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 1
- 235000019423 pullulan Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000000527 sonication Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 229920001909 styrene-acrylic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)C=C ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 210000004291 uterus Anatomy 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å redusere forskjellene i permeabilitet i en heterogen eller delvis oppsprukket geologisk formasjon. The present invention relates to a method for reducing the differences in permeability in a heterogeneous or partially fractured geological formation.
Denne oppfinnelsen angår likeledes anvendelsen av fremgangsmåten for å forbedre gjenvinning av hydrokarboner, enten ved å forhindre eller behandle vanninntrengninger i produksjonsbrønnene, eller ved å modifisere profilen til permeabiliteten til formasjonen for å gjøre injiseringen av en utrensingsvæske mer effektiv. This invention also relates to the application of the method to improve the recovery of hydrocarbons, either by preventing or treating water intrusions in the production wells, or by modifying the profile of the permeability of the formation to make the injection of a cleaning fluid more effective.
Den primære gjenvinning ved naturlig uttapping av lag med flytende hydrokarboner kan være svak, idet det kan være tilstede en aktiv vannføring eller en hette med fri gass, og det er ofte nødvendig å anvende en gjennvinningsmetode hvor det for å hjelpe til i gjenvinningen injiseres et drivfluid i formasjonen. The primary recovery by natural withdrawal of layers with liquid hydrocarbons can be weak, as there may be an active flow of water or a cap of free gas, and it is often necessary to use a recovery method where a driving fluid is injected to aid in the recovery in the formation.
En kan injisere vanndamp, vann behandlet for å være kompatibelt med reservoarformasjonen, gass som er ikke- blandbar med hydrokarboner, damp, gass som er blandbar med hydrokarboner, mikroemulsjoner eller fluider basert på polymerer og som har en høy viskositet in situ. One can inject water vapor, water treated to be compatible with the reservoir formation, gas immiscible with hydrocarbons, steam, gas miscible with hydrocarbons, microemulsions or fluids based on polymers and which have a high viscosity in situ.
Alle disse fremgangsmåtene som er vel kjent teknikk har som formål å oppnå en utdriving eller utrensning som er så effektiv som mulig i bergreservoaret som inneholder hydrokarboner. Denne utdriving består i å skyve hydrokarbonene mot produksjonsbrønnene. Men disse fremgangsmåtene støter alle på, i forskjellig grad som funksjon av hvor sofistikerte de er, problemet med effektivi-teten i prosessen når reservoaret oppviser store forskjeller i permeabiliteten, og først og fremst når det gjelder stratifiseringen av reservoarlagene. All of these methods, which are well known in the art, aim to achieve an expulsion or purification that is as effective as possible in the rock reservoir containing hydrocarbons. This expulsion consists of pushing the hydrocarbons towards the production wells. But these methods all encounter, to varying degrees as a function of how sophisticated they are, the problem of efficiency in the process when the reservoir exhibits large differences in permeability, and primarily when it comes to the stratification of the reservoir layers.
I virkeligheten skjer forsyningen av fronten svært hurtig i lagene som har høy permeabilitet eller i sprekkene som kan være i andre lag. Dette skaper ubal-ansen mellom de forskjellige lagene under tidens løp. In reality, the supply of the front occurs very quickly in the layers that have high permeability or in the cracks that may be in other layers. This creates imbalance between the different teams over time.
Dette har som resultat, dersom forskjellene i permeabilitet er store, at fluidet som forflyttes strømmer hurtig inn i produksjonsbrønnene i de retninger som kjemisk er å foretrekke, hvilket er lagene som har høy permeabilitet, men en stor del av oljen vil forbli innfanget i lagene med mindre permeabilitet. This has the result, if the differences in permeability are large, that the displaced fluid flows rapidly into the production wells in the directions that are chemically preferable, which are the layers with high permeability, but a large part of the oil will remain trapped in the layers with less permeability.
Således er en forskjell i permeabilitetene alltid en ugunstig faktor under gjenvinningen av hydrokarbonene som befinner seg i en geologisk formasjon. Thus, a difference in the permeabilities is always an unfavorable factor during the recovery of the hydrocarbons located in a geological formation.
I patentskriftet US-3.956.145 foreslås å anvende et komplekst fluid som gjør det mulig å redusere mobiliteten til vannet i reservoarlaget og således øke forflyttningen av oljen ved hjelp av vann. Men dette dokumentet angår først og fremst reservoarene som produserer med store deler vann. I virkeligheten vil i denne typen reservoarer mobiliteten til det vandige fluidet bli effektivt redusert i sonene med høy permeabilitet, men denne sonen er alltid den foretrukne for ut- In patent document US-3,956,145 it is proposed to use a complex fluid which makes it possible to reduce the mobility of the water in the reservoir layer and thus increase the movement of the oil with the help of water. But this document primarily concerns the reservoirs that produce large amounts of water. In reality, in this type of reservoir, the mobility of the aqueous fluid will be effectively reduced in the zones of high permeability, but this zone is always the preferred one for out-
rensningsvæsken siden reservoarlaget ikke blir selektivt behandlet. the cleaning fluid since the reservoir layer is not selectively treated.
I motsetning til dette tillater den foreliggende oppfinnelse selektiv behandling av sonene med høy permeabilitet uteri å forringe sonene med lav permeabilitet. En kan således fortsette i dette samme laget med en injeksjon av et ut-rensningsfluid med bedre effektivitet i vertikalretningen enn i horisontalretningen. In contrast, the present invention allows selective treatment of the zones of high permeability of the uterus to degrade the zones of low permeability. One can thus continue in this same layer with an injection of a cleaning fluid with better efficiency in the vertical direction than in the horizontal direction.
Den foreliggende oppfinnelse kan likeledes anvendes for å forhindre eller behandle vanninnstrømning i en produksjonsbrønn. The present invention can likewise be used to prevent or treat water inflow into a production well.
Det er tidligere kjent innretninger for å avtette sonene med vanninnstrøm-ning. Disse omfatter generelt å injisere under trykk en blanding i hovedsaken basert på sement eller termoherdbar harpiks som har som formål irreversibelt å tette nevnte sone. Dette nødvendiggjør selektive kompletteringer for brønnene og er kostbart. En kan som i dokumentet US-3.952.806 frembringe på stedet en gel for å endre permeabiliteten til sonen. Men gelen er i praksis irreversibel og reduserer produktiviteten fra lag reservoaret siden gelen likeledes kan dannes eller forplante seg i sonene med svært liten permeabilitet. There are previously known devices for sealing the zones with water inflow. These generally include injecting under pressure a mixture mainly based on cement or thermosetting resin whose purpose is to irreversibly seal said zone. This necessitates selective completions for the wells and is expensive. As in the document US-3,952,806, a gel can be produced on the spot to change the permeability of the zone. But the gel is in practice irreversible and reduces productivity from the reservoir layer since the gel can also form or propagate in the zones with very little permeability.
I motsetning til dette er fluidet i henhold til den foreliggende oppfinnelse selektivt av natur og justerbart i samsvar med permeabiliteten til sonen som skal behandles og det medfører ikke tetting av sonene med mindre permeabilitet. In contrast to this, the fluid according to the present invention is selective in nature and adjustable in accordance with the permeability of the zone to be treated and it does not entail sealing of the zones with less permeability.
Foreliggende oppfinnelse angår likeledes installasjoner for å utnytte geo-termiske ressurser hvor det er viktig å produsere alle lagene i forekomsten samti-dig selvom de oppviser forskjeller i permeabiliteten. The present invention also relates to installations for utilizing geothermal resources where it is important to produce all the layers in the deposit at the same time even if they show differences in permeability.
Således angår den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å redusere forskjellene i permeabilitet mellom minst to soner til en heterogen geologisk formasjon gjennom hvilken en brønn som kommuniserer med overflaten passerer, uten å blokkere en av sonene, disse sonene omfatter en sone med høyere permeabilitet i forhold til en sone med lavere permeabilitet, kjennetegnet ved at fremgangsmåten omfatter de følgende trinn: faste partikler velges hvis diameter er mindre enn størrelsen av porene til sonen med høyere permeabilitet og minst lik med størrelsen av porene til sonen med lavere permeabilitet, disse partiklene er mellom 0,01 og 100 mikrometer i størrelse, Thus, the present invention relates to a method for reducing the differences in permeability between at least two zones of a heterogeneous geological formation through which a well communicating with the surface passes, without blocking one of the zones, these zones comprising a zone with higher permeability in relation to a zone of lower permeability, characterized in that the method includes the following steps: solid particles are selected whose diameter is smaller than the size of the pores of the zone of higher permeability and at least equal to the size of the pores of the zone of lower permeability, these particles are between 0, 01 and 100 micrometers in size,
de faste partiklene stabiliseres i en dispergert tilstand i et fluid, the solid particles are stabilized in a dispersed state in a fluid,
dette fluidet som inneholder de faste partiklene i suspensjonen injiseres i sonen med høyere permeabilitet, dette fluidet forblir stabilt under brønnhullsfor-hold, this fluid containing the solid particles in the suspension is injected into the zone of higher permeability, this fluid remains stable under wellbore conditions,
disse partiklene adsorberes på grunnfjellet til sonen med høyere permeabilitet. these particles are adsorbed on the bedrock of the zone of higher permeability.
Fluidet kan være en suspensjon som er stabilisert under forholdene i grunnen og ved injiseringen, og omfatter massive eller faste partikler. Størrelsen på nevnte massive partikler er bestemt slik at fluidet skal trenge inn på en måte som er selektiv i sonen med høy permeabilitet og i hovedsak uten å trenge inn i sonen med liten permeabilitet. The fluid can be a suspension which is stabilized under the conditions in the ground and during the injection, and comprises massive or solid particles. The size of said massive particles is determined so that the fluid should penetrate in a manner which is selective in the zone of high permeability and essentially without penetrating into the zone of low permeability.
Fluidet er slik tilpasset at det trenger inn i formasjonen med høy permeabilitet med en sammensetning som i hovedsak er identisk med startsammensetnin-gen, og nevnte partikler holder seg på plass i formasjonen under utvinningen av denne. The fluid is adapted in such a way that it penetrates the formation with high permeability with a composition which is essentially identical to the starting composition, and said particles stay in place in the formation during the recovery of this.
Størrelsen på de massive partiklene i suspensjonen kan være valgt som en funksjon av størrelsen på sporene i sonen med minst permeabilitet og størr-elsen på porene i sonen med størst permeabilitet. The size of the massive particles in the suspension can be chosen as a function of the size of the pores in the zone of least permeability and the size of the pores in the zone of greatest permeability.
De massive partiklene som er stabilisert i suspensjonen kan være tilpasset for å adsorberes i bergmatrisen og å redusere diameteren til porene i sonene som er invadert av den stabiliserte suspensjonen. The massive particles stabilized in the suspension may be adapted to adsorb into the rock matrix and to reduce the diameter of the pores in the zones invaded by the stabilized suspension.
Størrelsen på de massive partiklene i suspensjonen kan være mellom 0,1 og 100 mikrometer og deres spesifikke overflate kan være mellom 0,01 og 50m<2>/g. The size of the massive particles in the suspension can be between 0.1 and 100 micrometers and their specific surface area can be between 0.01 and 50m<2>/g.
De massive partiklene kan være partikler av latex, silisium, silisiumkarbon, aluminium, zirkonoksyd, titan, eller fullstendig oksydmineral, karbonater, leire eller andre massive partikler som kan adsorbere et stabiliserende middel. The massive particles can be particles of latex, silicon, silicon carbon, aluminum, zirconium oxide, titanium, or completely oxide mineral, carbonates, clay or other massive particles that can adsorb a stabilizing agent.
Partiklene av latex i henhold til den foreliggende oppfinnelse er basert på styren, styrenbutandien, styrenakryl som bærer på overflatene grupper som er negativt ladet som akryler, sulfater, sulfonater, etc, eller positive som amidin eller spenningsaktive anioner, kationer eller ikke-ioner. The particles of latex according to the present invention are based on styrene, styrene butanediene, styrene acrylic which carry on their surfaces groups which are negatively charged such as acrylics, sulphates, sulphonates, etc., or positive such as amidine or voltage-active anions, cations or non-ions.
Suspensjonen kan ha en liten viskositet, hovedsakelig i nærheten av viskositeten til vann. The suspension may have a low viscosity, generally close to that of water.
Suspensjonen kan bære stabiliserende produkter slik som de spenningsaktive av polymerer eller vannoppløselige kopolymerer og nevnte produkter kan være tilpasset for å adsorbere eller transplanteres til nevnte massive partikler. The suspension may carry stabilizing products such as the tension-active of polymers or water-soluble copolymers and said products may be adapted to adsorb or be transplanted to said massive particles.
De stabiliserende produkter kan være nøytrale hydroløsbare polymerer, anioner eller kationer, fortrinnsvis med høy molekylmasse, som de nøytrale eller ladede polyakrylamider, eller kopolymerer basert på akrylamid, polyoksyetylen, polyvinylalkoholer, polystyrensulfonater, slik som statiske kopolymerer, sekven-sert eller diblokker som har en blokk som bare kan adsorbere, polysakkarider lik som xantangummi, skleroglukan, galaktomanarer og deres avledede i substitu-sjon, pullulaner, algenater, amidoner, pektiner, dextraner, avledede celluloser som karboksymetylcellullose (CMC) eller hydroksyetylcellullose (HEC) som eventuelt er modifiserte, eller også polymerer som er delvis hydrofobe slik som ko- polymerene vinylamid/sulfonat av vinyl eller akrylamid/akrylamido 2-metyl pro-pansulfonat eller en også polyakrylamider på hvilke en har transplantert alkylkje-der. The stabilizing products can be neutral hydrosoluble polymers, anions or cations, preferably of high molecular weight, such as the neutral or charged polyacrylamides, or copolymers based on acrylamide, polyoxyethylene, polyvinyl alcohols, polystyrene sulfonates, such as static copolymers, sequenced or diblocks having a block that can only adsorb, polysaccharides such as xanthan gum, scleroglucan, galactomannars and their derivatives in substitution, pullulans, algenates, starches, pectins, dextrans, derived celluloses such as carboxymethyl cellulose (CMC) or hydroxyethyl cellulose (HEC) which are optionally modified, or also polymers that are partially hydrophobic, such as the copolymers vinylamide/sulphonate of vinyl or acrylamide/acrylamido 2-methyl propanesulphonate or also polyacrylamides on which alkyl chains have been transplanted.
Oppfinnelsen angår også anvendelsen av fremgangsmåten for assistert gjenvinning, ved å benytte injeksjon av etfortrengningsfluid, av hydrokarbonene holdt i den geologiske formasjonen, dette fortrengningsfluid injiseres i formasjonen ved hjelp av brønnen. The invention also relates to the application of the method for assisted recovery, by using injection of a displacement fluid, of the hydrocarbons held in the geological formation, this displacement fluid is injected into the formation by means of the well.
En forlater ikke rammen for denne oppfinnelsen dersom de forutgående anvendelser medfører gjennomløpning av selektive sammenstillinger, dvs. sepa-rasjonene mellom sonene med forskjellig permeabilitet, idet oppfinnelsen bevarer dens andre fordeler. One does not leave the scope of this invention if the preceding applications lead to the passage of selective assemblies, i.e. the separations between the zones with different permeability, the invention preserving its other advantages.
Den bærende idéen ved oppfinnelsen er suspensjonen som omfatter massive og stabiliserte partikler. Den stabiliserte tilstanden kan være oppnådd av de spesifikke produkter som adsorberes til hver partikkel. Suspensjonen er dog stabil siden partiklene ikke behøver å reagere med hverandre for å danne stabile masser av spesifikk type i det stabiliserte produkt. The main idea of the invention is the suspension which comprises massive and stabilized particles. The stabilized state may be achieved by the specific products adsorbed to each particle. However, the suspension is stable since the particles do not need to react with each other to form stable masses of a specific type in the stabilized product.
Siden de massive partiklene kan likeledes være intrisikke stabile i den vandige oppløsningen, er det ikke nødvendig å tilføre tilleggsprodukter til oppløs-ningen. I virkeligheten kan de massive partiklene utgjøre enten en ionisering av overflaten, dette er f.eks. tilfellet med naturlige oksider, eller i en slags ladninger og som befinner seg på overflaten av partiklene da som følge av deres syntese og dette er f.eks. tilfellet med latex i henhold til oppfinnelsen. Det er disse ladninger eller ladningstyper som stabiliserer nevnte partikler i oppløsningen. Since the massive particles can likewise be intrinsically stable in the aqueous solution, it is not necessary to add additional products to the solution. In reality, the massive particles can constitute either an ionization of the surface, this is e.g. the case of natural oxides, or in a kind of charges and which are located on the surface of the particles then as a result of their synthesis and this is e.g. the case of latex according to the invention. It is these charges or charge types that stabilize said particles in the solution.
Denne suspensjonen forblir stabil under de eksisterende forhold i jorden som er tilstede på nivået for den geologiske formasjonen. Stabiliteten blir ikke påvirket av de svært høye temperaturene som en kan erfare i de underjordiske geologiske formasjoner. Saltinnholdene, som er ved metning, lik som pH-verdiene, som opptrer i de underjordiske formasjonene utgjør ikke ukontrollerbare hindere vis-a-vis stabiliteten til fluidet i henhold til oppfinnelsen. This suspension remains stable under the existing soil conditions present at the level of the geological formation. The stability is not affected by the very high temperatures that can be experienced in the underground geological formations. The salt contents, which are at saturation, similar to the pH values, which occur in the underground formations do not constitute uncontrollable obstacles vis-à-vis the stability of the fluid according to the invention.
Valget av størrelsen på de massive partiklene er gjort med hensyn på stør-relsen til porene i den heterogene formasjonen. I virkeligheten vil en partikkel som er tilstrekkelig stor ikke trenge inn i sonene med lav permeabilitet, men den kan trenge inn i sonene med høy permeabilitet. The choice of the size of the massive particles is made with regard to the size of the pores in the heterogeneous formation. In reality, a sufficiently large particle will not penetrate the low permeability zones, but it may penetrate the high permeability zones.
Størrelsen på partiklene kan være mindre enn den midlere størrelsen på porene i sonene med lav permeabilitet uten at oppløsningen som omfatter partiklene trenger dypt inn i denne sonen. The size of the particles can be smaller than the average size of the pores in the zones of low permeability without the solution comprising the particles penetrating deeply into this zone.
Det må forstås at den massive partikkelen kan trenge litt inn i formasjonen med liten eller lav permeabilitet, men denne inntrengning vil alltid være svak på grunn av oppstablingsfenomenet som en styrer ved valget av størrelse på nevnte partikkel. Denne svake inntrengning kan elimineres ved behandling av formasjonen, kjent på området som sirkulasjonsendring, dypbrønnsasidifisering, frakture-ring eller lydbehandling. It must be understood that the massive particle can penetrate a little into the formation with little or low permeability, but this penetration will always be weak due to the stacking phenomenon which is controlled by the choice of size of said particle. This weak penetration can be eliminated by treatment of the formation, known in the field as circulation alteration, deep well acidification, fracturing or sonication.
Dette valg av størrelsen på partiklene fører til at fluidet tar en injiserings-kapasitet som er selektiv for sonene som kjemisk foretrekkes. This selection of the size of the particles results in the fluid taking on an injection capacity that is selective for the zones that are chemically preferred.
Stabiliseringsproduktene adsorbert på de massive partiklene er likeledes tilpasset for å adsorberes på matrisen av bergreservoaret. The stabilization products adsorbed on the massive particles are likewise adapted to be adsorbed on the matrix of the rock reservoir.
Denne prosessen med adsorbsjon av en oppløsning, vel og merke basert på polymerer, er vel kjent innen teknikken, men kapasiteten ved reduksjon av diameteren til porene er liten siden den er begrenset av tykkelsen til produktlaget som er adsorbert på matrisen. This process of adsorption of a solution, well based on polymers, is well known in the art, but the capacity of reducing the diameter of the pores is small since it is limited by the thickness of the product layer adsorbed on the matrix.
I motsetning til dette vil ved denne oppfinnelsen den massive partikkelen feste seg på matrisen på grunn av fenomenet med adsorbsjon av det stabiliserende produktet, og så i et annet trinn vil Van der Waal-krefter virke mellom partiklene og bergmatrisen. Diameteren til porene er slik redusert ved tilstedeværelsen av nevnte partikler at permeabiliteten minimaliserer i sonen når denne er gjennomtrengt av suspensjonen. In contrast, in this invention, the massive particle will adhere to the matrix due to the phenomenon of adsorption of the stabilizing product, and then in another step Van der Waal forces will act between the particles and the rock matrix. The diameter of the pores is so reduced by the presence of said particles that the permeability minimizes in the zone when it is penetrated by the suspension.
Innenfor rammen av denne oppfinnelsen er det mulig å anvende flere fluider som omfatter massive partikler idet det kan overlagres flere lag av massive partikler det ene over det andre og derved reduseres permeabiliteten til formasjonen i suksessive trinn. De forskjellige fluidene kan være tilpasset slik at partiklene til det første adsorberes på matrisen, videre vil det andre adsorberes på de forutgående osv., dersom det er nødvendig. De suksessive adsorbsjoner blir kontrollert eller styrt av naturen til ladningene til partiklene eller produktene som er adsorbert på partiklene. Fluidene kan omfatte eller ikke omfatte tilleggsstabili-seringsprodukter. Within the scope of this invention, it is possible to use several fluids that comprise massive particles, since several layers of massive particles can be superimposed one above the other and thereby the permeability of the formation is reduced in successive steps. The different fluids can be adapted so that the particles of the first are adsorbed on the matrix, then the second will be adsorbed on the previous ones, etc., if necessary. The successive adsorptions are controlled or directed by the nature of the charges of the particles or products adsorbed on the particles. The fluids may or may not include additional stabilization products.
Det er ingen risiko for å tette produksjonsformasjonen siden de massive partiklene forblir i en stabil tilstand når de er adsorbert på bergmatrisen eller det forutgående lag. Dette garanterer fraværet av formasjonspåvirkninger til partiklene hvilket kunne tette porene. There is no risk of plugging the production formation since the massive particles remain in a stable state when adsorbed on the rock matrix or the preceding layer. This guarantees the absence of formation influences to the particles which could clog the pores.
For å illustrere oppfinnelsen på en måte som på ingen måte er begrensende, omfatter suspensjonen 1 til 2% massive partikler, vel og merke av aluminium med middelsstørrelse 0,8 mikrometer, og som er stabilisert av polyakry-lamid som er delvis hydrolysert med midlere molekylmasse 710<6>. Bærerfluidet er vannlag med eventuelt tilføyd salt for å sikre en adsorbsjon som er tilstrekkelig på de massive partiklene. En kan likeledes gi som et eksempel et fluid som omfatter en oppløsning som er "autostabilisert" av latexpartikler fra polystyren, og som omfatter gruppene amidiner med positiv ladning og en midlere størrelse på 0,5 mikrometer. To illustrate the invention in a non-limiting manner, the suspension comprises 1 to 2% massive particles, preferably aluminum with an average size of 0.8 micrometers, and which are stabilized by polyacrylamide which is partially hydrolyzed with medium molecular weight 710<6>. The carrier fluid is a layer of water with possibly added salt to ensure adequate adsorption on the massive particles. One can likewise give as an example a fluid comprising a solution which is "autostabilized" by latex particles from polystyrene, and which comprises the amidine groups with a positive charge and an average size of 0.5 micrometres.
Denne siste oppløsningen er testet i laboratorium og hadde en god intrin-sikk stabilitet og en kapasitet for å redusere permeabiliteten til et massivt berg-stykke etter innføring, uten at det opptrådde noen gjentetning. This last solution has been tested in the laboratory and had a good intrinsic stability and a capacity to reduce the permeability of a massive piece of rock after introduction, without any resealing occurring.
Den foreliggende oppfinnelse har den fordelen at den opprettholder praktisk talt hele sin effektivitet over hele brukstiden, idet det stabiliserende midlet forringes lite. I virkeligheten forblir de massive partiklene faste på bergmatrisen under virkningen av Van der Waal-krefter og fortsetter å spille sin rolle med å redusere permeabiliteten til sonen hvor suspensjonen har inntrengt. The present invention has the advantage that it maintains practically all of its effectiveness over the entire period of use, as the stabilizing agent deteriorates little. In reality, the massive particles remain fixed to the rock matrix under the action of Van der Waal forces and continue to play their role in reducing the permeability of the zone where the suspension has penetrated.
Oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i patentkravene angitte trekk. The invention is characterized by the features specified in the patent claims.
Oppfinnelsen og dens fordeler vil fremgå tydeligere av den etterfølgende beskrivelse, med ikke begrensende eksempler, og som er illustrert av de medføl-gende tegninger, hvorav: fig. 1 viser skjematisk i snitt et produksjonslag hvor det injiseres et forskyvningsfluid, The invention and its advantages will appear more clearly from the following description, with non-limiting examples, and which is illustrated by the accompanying drawings, of which: fig. 1 schematically shows in section a production layer where a displacement fluid is injected,
fig. 2 viser det samme produksjonslaget hvor det injiseres et forskyvningsfluid etter behandling av formasjonen med fluidet i henhold til oppfinnelsen, fig. 2 shows the same production layer where a displacement fluid is injected after treatment of the formation with the fluid according to the invention,
fig. 3 viser en forbedring av behandlingen av formasjonen ved injeksjon av et adsorberende middel før den stabile suspensjonen, fig. 3 shows an improvement in the treatment of the formation by injection of an adsorbent before the stable suspension,
fig. 4 viser bergmatrisen og sonen til formasjonen med høy permeabilitet, fig. 4 shows the rock matrix and the zone of the formation with high permeability,
fig. 4a viser den samme matrisen etter behandling med et fluid som omfatter de adsorberende produktene, fig. 4a shows the same matrix after treatment with a fluid comprising the adsorbing products,
fig. 4b viser den samme matrisen behandlet med suspensjonen i henhold til oppfinnelsen, fig. 4b shows the same matrix treated with the suspension according to the invention,
fig. 5 og 6 viser anvendelsen av oppfinnelsen for å avverge eller behandle vannstrømmer. fig. 5 and 6 show the application of the invention to prevent or treat water flows.
Fig. 1 viser i snitt en geologisk formasjon 6 hvor det er innleiret flytende hydrokarboner. Dekkberget 5 danner taket til reservoaret som består av en sone 3 med lav permeabilitet og en sone 4 med høy permeabilitet. Fig. 1 shows in section a geological formation 6 where liquid hydrocarbons are embedded. The cover rock 5 forms the roof of the reservoir which consists of a zone 3 with low permeability and a zone 4 with high permeability.
To brønner 1 og 2 forbinder produksjonsformasjonen med overflaten. Lederne 7 og 8 kompletterer nevnte brønner og kan omfatte ringformede tetteinn-retninger av typen pakning 9 og 10. Lederne 7 og 8 blir brukt til respektivt å injisere i formasjonen og å bringe det flytende innholdet i formasjonen til overflaten. Two wells 1 and 2 connect the production formation to the surface. The conductors 7 and 8 complement said wells and may comprise ring-shaped sealing devices of the packing type 9 and 10. The conductors 7 and 8 are used to respectively inject into the formation and to bring the liquid contents of the formation to the surface.
Til høyre i formasjonen 11 har de to brønnene 1 og 2 generelt oppforet av stålrørene som også er perforert for å danne forbindelsen med lagområdet. To the right of the formation 11, the two wells 1 and 2 are generally lined by the steel pipes which are also perforated to form the connection with the layer area.
I tilfellet med gjenvinning assistert av injiserering pumpes forskyvningsflui-det i rørledningen 7. Dette fluid trenger inn i formasjonen og skyver foran seg In the case of recovery assisted by injection, the displacement fluid is pumped into the pipeline 7. This fluid penetrates the formation and pushes ahead
hydrokarbonene mot brønnen 2 som er en produksjonsbrønn. the hydrocarbons towards well 2, which is a production well.
Siden hydrokarbonreservoaret omfatter soner med permeabilitet som er svært forskjellige, vil fremføringen av fronten 12 være mye hurtigere i sonen 4 enn fremføringen av fronten 13 i sonen 3. Utsopingsfluidet vil trenge svært hurtig til produksjonsbrønnen 2 og derved produseres en lav andel hydrokarboner. Som følge av dette er sonen 3 dårlig, og tilsvarende vil mesteparten av utsopin-gen bli besørget av det injiserte fluid, og gjenvinningsresultatet, bli sterkt minima-lisert. Since the hydrocarbon reservoir comprises zones with permeability that are very different, the advance of the front 12 will be much faster in zone 4 than the advance of the front 13 in zone 3. The sweep fluid will penetrate very quickly to the production well 2 and thereby a low proportion of hydrocarbons is produced. As a result of this, zone 3 is poor, and correspondingly most of the leaching will be provided by the injected fluid, and the recovery result will be greatly minimised.
Fig. 2 viser den samme geologiske formasjonen 6 etter at den er blitt behandlet med en injeksjon av suspensjonen i henhold til oppfinnelsen via kanalen 7. Volumet av suspensjonen har trengt inn en del 14 i sonen med høy permeabilitet på grunn av størrelsen på partiklene som er dispergert, og som er valgt til å ligge mellom størrelsen på porene i sonen 4 og størrelsen på porene i sonen 3. Sonen som suspensjonen har trengt inn i har således fått sin permeabilitet redusert. Fig. 2 shows the same geological formation 6 after it has been treated with an injection of the suspension according to the invention via the channel 7. The volume of the suspension has penetrated a part 14 in the zone of high permeability due to the size of the particles which are dispersed, and which is chosen to lie between the size of the pores in zone 4 and the size of the pores in zone 3. The zone into which the suspension has penetrated has thus had its permeability reduced.
Under injeksjonen av suspensjonen vil det danne seg en avsetning eller kake til høyre 18 av sonen 3 med lav permeabilitet. Denne avsetningen er liten på grunn av suspensjonens natur og den vil i praksis ikke trenge inn i sonen 3. Dersom denne kaken representerer et hinder for innføringen av utsopningsfluidet, blir den fortrinnsvis ødelagt, eksempelvis ved inversering av utstrømningen i sonen 3 ved hjelp av pumping i kanalen 7, ved bruk av ultrasoniske innretninger, eller andre kjente innretninger på området for å ødelegge en kake som er avsatt på veggene til en brønn. During the injection of the suspension, a deposit or cake will form to the right 18 of the zone 3 with low permeability. This deposit is small due to the nature of the suspension and it will not in practice penetrate into zone 3. If this cake represents an obstacle to the introduction of the sweeping fluid, it is preferably destroyed, for example by inverting the outflow in zone 3 by means of pumping in the channel 7, using ultrasonic devices, or other known devices in the area to destroy a cake that has been deposited on the walls of a well.
Når til slutt det injiserte forskyvningsfluid har forlatt 7, vil utsopnings- eller utrensningfronten 17 og 16, som befinner seg henholdsvis i sonene 3 og 4, bli fremført hovedsakelig sammenlignbart med trykktapet i partiet 14 til sonen 4. When finally the injected displacement fluid has left 7, the sweeping or purging fronts 17 and 16, located respectively in zones 3 and 4, will be advanced substantially comparable to the pressure loss in the section 14 to zone 4.
Profilen til permeabilitetene kan være praktisk talt utlignet og dette autori-serer en sekundær gjenvinning eller tilsvarende tertiær i samsvar med naturen til det injiserte forskyvningsfluid. The profile of the permeabilities can be practically equalized and this authorizes a secondary recovery or equivalent tertiary in accordance with the nature of the injected displacement fluid.
Anordningen av volumet 14 til suspensjonen blir i stor grad forenklet fordi suspensjonen har en lav viskositet, meget nær viskositeten til vann. Dette for-enkler og minimaliserer den nødvendige tid for injiseringen. The arrangement of the volume 14 for the suspension is greatly simplified because the suspension has a low viscosity, very close to the viscosity of water. This simplifies and minimizes the time required for the injection.
Fig. 3 representerer en forbedring av den forutgående applikasjon. I virkeligheten blir før injiseringen av suspensjonen i henhold til oppfinnelsen volumet 19 til berget nær brønnen 1 behandlet ved injeksjon av et adsorberende middel, som vel og merke kan sammenlignes med det som blir anvendt for å stabilisere de massive partiklene i suspensjonen. Frontene 20 og 21 angir de forskjellige fremføringene til midlet, henholdsvis i sonene 4 og 3 med forskjellig permeabilitet. Fig. 3 represents an improvement of the previous application. In reality, before the injection of the suspension according to the invention, the volume 19 of the rock near the well 1 is treated by injecting an adsorbent, which can be compared with that which is used to stabilize the massive particles in the suspension. Fronts 20 and 21 indicate the different advances to the agent, respectively in zones 4 and 3 with different permeability.
Etter dette første trinnet injiseres den stabile suspensjonen i henhold til oppfinnelsen. Den trenger ikke inn i sonen 3 på grunn av dens selektivitet. Den trenger inn i sonen 4 med høy permeabilitet uten å adsorberes i partiet 19 siden matrisen allerede er mettet av det adsorberende midlet under det første trinnet. Suspensjonen gjennomløper dette partiet for å adsorberes av den jomfruelige bergmatrisen av partiet 22 som skal behandles. After this first step, the stable suspension according to the invention is injected. It does not penetrate into zone 3 due to its selectivity. It penetrates the high permeability zone 4 without being adsorbed in the portion 19 since the matrix is already saturated with the adsorbent during the first step. The suspension passes through this section to be adsorbed by the virgin rock matrix of section 22 to be treated.
Forbedringen som er representert på fig. 3 ligger i at det opprettholdes en god injiseringsegenskap i sonen 4 inntil injeksjonsbrønnen 1 til tross for minskin-gen av permeabiliteten som følge av injeksjonen av den stabile suspensjonen. The improvement represented in fig. 3 lies in the fact that a good injection property is maintained in the zone 4 up to the injection well 1 despite the decrease in permeability as a result of the injection of the stable suspension.
I virkeligheten er det kjent at et radialt sirkulært utløp for trykktapet blir kraftig konsentrert i nærheten av brønnen, eller hastigheten til utslippet er høy. Det er også interessant å ikke minske permeabiliteten til denne sonen og heller ikke behandle permeabiliteten til formasjonen i en for stor avstand fra brønnen. Fig. 4, 4a og 4b illustrerer mekanismen ved minskningen av permeabiliteten i representasjonen av bergkorn 23 og porer 24. Pilene angir sirkulasjonen av et fluid. På fig. 4 er matrisen jomfruelig. Fig. 4a representerer den samme matrisen hvor det er adsorbert et middel, vel og merke av polymerer eller kopolymerer, fortrinnsvis med høy molekylmasse. Dette middel etablerer et regelmessig lag 25 over hele bergoverflaten til matrisen og dette reduserer således dimensjonene til porene. Tykkelsen til laget 25 er begrenset av molekylstrukturen til det adsorberende midlet. In reality, it is known that a radially circular outlet for the pressure loss is strongly concentrated in the vicinity of the well, or the speed of the discharge is high. It is also interesting not to reduce the permeability of this zone, nor to treat the permeability of the formation at too great a distance from the well. Fig. 4, 4a and 4b illustrate the mechanism of the reduction of permeability in the representation of rock grains 23 and pores 24. The arrows indicate the circulation of a fluid. In fig. 4, the matrix is virgin. Fig. 4a represents the same matrix where an agent has been adsorbed, preferably of polymers or copolymers, preferably with a high molecular weight. This agent establishes a regular layer 25 over the entire rock surface of the matrix and this thus reduces the dimensions of the pores. The thickness of the layer 25 is limited by the molecular structure of the adsorbent.
Adsorberingen av et produkt karakteriseres av dets foretrukne tilstedevæ-relse, og dette vil si at det oppnås en svært sterk konsentrasjon umiddelbart inntil den faste overflate. Produktet kan være i direkte kontakt med overflaten, eller via et vannmolekyl eller et ion. Denne adsorbsjon kan være reversibel i tilfellet fysisk adsorbsjon av små molekyler, eller kvasireversibel i avhengighet av lengdene på periodene som kan være noen dager til noen år i tilfellet fysisk adsorbsjon av store molekyler som polymerene. En kan anse adsorbsjonen som irreversibel i tilfellet hvor det eksisterer en kraftig kjemisk forbindelse med den faste overflaten. The adsorption of a product is characterized by its preferred presence, and this means that a very strong concentration is achieved immediately up to the solid surface. The product can be in direct contact with the surface, or via a water molecule or an ion. This adsorption can be reversible in the case of physical adsorption of small molecules, or quasi-reversible depending on the lengths of the periods which can be a few days to a few years in the case of physical adsorption of large molecules such as the polymers. One can consider the adsorption as irreversible in the case where there exists a strong chemical connection with the solid surface.
Tykkelsen av laget kan ikke økes med vilje, og denne teknikken gjør det ikke mulig å arbeide effektivt i tilfellene med høy permeabilitet. The thickness of the layer cannot be increased on purpose, and this technique does not make it possible to work effectively in the cases of high permeability.
Fig. 4b illustrerer virkningen av en stabil suspensjon i henhold til oppfinnelsen hvor de stabiliserende produktene ikke er adsorbert på de massive partiklene. Kornene 26 er innkapslet uten et lag 27 av stabiliserende midler. Nevnte partikler vil adsorberes på matrisen hvor det ikke allerede er adsorbert et disper-sjonsmiddel, som er av typen tensioaktive, polymerer eller kopolymerer eller en blanding av disse produktene. Fig. 4b illustrates the effect of a stable suspension according to the invention where the stabilizing products are not adsorbed on the massive particles. The grains 26 are encapsulated without a layer 27 of stabilizing agents. Said particles will be adsorbed on the matrix where a dispersant, which is of the surfactant type, polymers or copolymers or a mixture of these products, has not already been adsorbed.
Tilstedeværelsen av de massive partiklene gjør det mulig, etter valg av deres dimensjon, å regulere minskningen av permeabiliteten i sonen med høy permeabilitet og å forhindre inntrengningen av partiklene i sonene med lav permeabilitet. The presence of the massive particles makes it possible, by choosing their dimension, to regulate the reduction of the permeability in the zone of high permeability and to prevent the penetration of the particles in the zones of low permeability.
Den forenklede fremstilling på fig. 4b er ikke begrensende for størrelsen til partiklene i forhold til størrelsen til porene 24. Fig. 5 viser en brønn 32 for produksjon via kanalen til en rørledning 33. Produksjonsformasjonen 28 befinner seg under et dekkberg 29. Denne produksjonsformasjonen 28 oppviser ulikheter i permeabiliteten. Laget 30 er en pro-duksjonssone med lav permeabilitet, og laget 31 en sone med høy permeabilitet på grunn av vannstrømmene som trenger inn i brønnen i perforeringene 35. Fig. 6 illustrerer anvendelsen av oppfinnelsen for behandling av vann-strømmene som er vist på fig. 5. Produksjonen blir stoppet, så injiseres et volum av den stabile suspensjon i henhold til oppfinnelsen for å behandle permeabiliteten til formasjonen 34 hvor det er trengt inn vann. The simplified representation in fig. 4b is not limiting for the size of the particles in relation to the size of the pores 24. Fig. 5 shows a well 32 for production via the channel of a pipeline 33. The production formation 28 is located under a cover rock 29. This production formation 28 exhibits differences in permeability. Layer 30 is a production zone with low permeability, and layer 31 a zone with high permeability due to the water flows that penetrate into the well in the perforations 35. Fig. 6 illustrates the application of the invention for treating the water flows shown in fig. . 5. The production is stopped, then a volume of the stable suspension according to the invention is injected to treat the permeability of the formation 34 where water has penetrated.
Denne injiseringen utføres på vanlig måte som er kjent på området, enten via produksjonsrøret 33 eller ved hjelp av et konsentrisk rør i denne rørledningen. This injection is carried out in the usual manner known in the field, either via the production pipe 33 or by means of a concentric pipe in this pipeline.
Suspensjonen trenger inn i sonen 34 og minsker dennes permeabilitet til vann uten å påvirke sonen 30. En kake 36 av de spesielle faststoffer kan av-settes til høyre på denne formasjon av permeabel hud 30. The suspension penetrates into the zone 34 and reduces its permeability to water without affecting the zone 30. A cake 36 of the special solids can be deposited to the right of this formation of permeable skin 30.
Ved gjenstart av produksjonen blir vannstrømmene begrenset ved mini-maliseringen av permeabiliteten til sonen det gjelder og i det samtidige radiale konsentriske utløp mot brønnen ødelegges kaken 36 som kan ha dannet seg. Dersom det er nødvendig, kan det anvendes en teknikk med soniske bølger. When production restarts, the water flows are limited by the minimization of the permeability of the zone in question and in the simultaneous radial concentric outflow towards the well, the cake 36 which may have formed is destroyed. If necessary, a technique with sonic waves can be used.
En forlater ikke området for denne oppfinnelsen dersom brønnene for injeksjon eller produksjon er skråttstilt i forhold til vertikalretningen, og det samme gjelder dersom de er sub-horisontale. One does not leave the area of this invention if the wells for injection or production are inclined in relation to the vertical direction, and the same applies if they are sub-horizontal.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9016437A FR2671132B1 (en) | 1990-12-28 | 1990-12-28 | SUSPENSION OF SOLID PARTICLES TO REDUCE THE DISPARITIES OF PERMEABILITY OF A HETEROGENEOUS GEOLOGICAL FORMATION, APPLICATION TO THE RECOVERY OF HYDROCARBONS AND INJECTION PROCESS. |
| PCT/FR1991/001069 WO1992012325A1 (en) | 1990-12-28 | 1991-12-24 | Stable suspension and use thereof for recovering hydrocarbons |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO923366D0 NO923366D0 (en) | 1992-08-27 |
| NO923366L NO923366L (en) | 1992-10-27 |
| NO303241B1 true NO303241B1 (en) | 1998-06-15 |
Family
ID=9403802
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO923366A NO303241B1 (en) | 1990-12-28 | 1992-08-27 | Procedure for Reducing the Differences in Permeability Between At least Two Zones of a Heterogeneous Geological Formation |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0517892B1 (en) |
| CA (1) | CA2076641C (en) |
| DE (1) | DE69112044T2 (en) |
| FR (1) | FR2671132B1 (en) |
| NO (1) | NO303241B1 (en) |
| WO (1) | WO1992012325A1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2262117B (en) * | 1991-12-05 | 1995-05-03 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| US5709267A (en) * | 1995-10-23 | 1998-01-20 | Amoco Corporation | Aqueous particulate dispersion for reducing the water influx rate into a wellbore |
| FR2780752A1 (en) * | 1998-07-03 | 2000-01-07 | Inst Francais Du Petrole | Method for controlling the permeability of a subterranean formation by the use of an aqueous colloidal dispersion |
| EP1542798B1 (en) | 2002-09-26 | 2007-11-14 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the hydroformylation of an ethylenically unsaturated compound using a bidentate diphosphine composition with a bridging group comprising sp2 hybridized carbon atoms bound to the phosphorous atoms |
| EP1542951A1 (en) | 2002-09-26 | 2005-06-22 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the production of primary alcohols |
| GB2411679B (en) * | 2002-11-06 | 2006-08-30 | Shell Int Research | Inhibiting breakthrough of driving fluid via a permeable geological layer into an oil production well |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3153450A (en) * | 1957-08-26 | 1964-10-20 | Dow Chemical Co | Decreasing fluid loss in treatment of wells |
| US3323589A (en) * | 1965-03-29 | 1967-06-06 | Phillips Petroleum Co | Method for decreasing the permeability of a subterranean stratum |
| US4261421A (en) * | 1980-03-24 | 1981-04-14 | Union Oil Company Of California | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation |
| US4444264A (en) * | 1982-06-17 | 1984-04-24 | Halliburton Company | Method of using a diverting material for well treatment |
| EP0116775A1 (en) * | 1983-01-12 | 1984-08-29 | Mobil Oil Corporation | Treating wells with non-buoyant ball sealers |
-
1990
- 1990-12-28 FR FR9016437A patent/FR2671132B1/en not_active Expired - Fee Related
-
1991
- 1991-12-24 CA CA002076641A patent/CA2076641C/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-12-24 DE DE69112044T patent/DE69112044T2/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-12-24 WO PCT/FR1991/001069 patent/WO1992012325A1/en active IP Right Grant
- 1991-12-24 EP EP92903156A patent/EP0517892B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-08-27 NO NO923366A patent/NO303241B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE69112044T2 (en) | 1996-01-11 |
| FR2671132B1 (en) | 1997-06-13 |
| CA2076641C (en) | 2002-11-19 |
| WO1992012325A1 (en) | 1992-07-23 |
| EP0517892A1 (en) | 1992-12-16 |
| CA2076641A1 (en) | 1992-06-29 |
| NO923366L (en) | 1992-10-27 |
| EP0517892B1 (en) | 1995-08-09 |
| NO923366D0 (en) | 1992-08-27 |
| DE69112044D1 (en) | 1995-09-14 |
| FR2671132A1 (en) | 1992-07-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| US4694906A (en) | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery | |
| DK180113B1 (en) | Clogging of high permeability areas in underground formations | |
| US4787449A (en) | Oil recovery process in subterranean formations | |
| US3794114A (en) | Use of liquefiable gas to control liquid flow in permeable formations | |
| US9279077B2 (en) | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation | |
| US4332297A (en) | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs | |
| AU2013404091B2 (en) | Drill-in fluids comprising nanoparticulates for consolidating subterranean formations while drilling | |
| US3893511A (en) | Foam recovery process | |
| CN103410486B (en) | A kind of three-in-one compound displacement technique for oil field deep transfer drive | |
| EA013449B1 (en) | A method of treating a well (embodiments) and plug composition for use in a well | |
| NO20130938A1 (en) | Method of extracting oil from a reservoir using micro (nano) structured fluids with controlled release of barrier substances | |
| US6273192B1 (en) | Method for strengthening a subterranean formation | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| NO20120814A1 (en) | SYSTEM AND METHOD OF DYNAMIC UNBALANCED PERFORCTION USING AN INSULATION FLUID | |
| NO303241B1 (en) | Procedure for Reducing the Differences in Permeability Between At least Two Zones of a Heterogeneous Geological Formation | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum | |
| CA3048808C (en) | Multiphase polymer suspension and use thereof | |
| MXPA06007671A (en) | Method of consolidating an underground formation. | |
| US3523581A (en) | Oil recovery process using viscosifier and shear-thickening liquid | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2079641C1 (en) | Method of waterflooding oil formation | |
| Bulchaev et al. | Flow Diversion Technologies and Water Restriction | |
| NO174514B (en) | Procedure for injecting water into underground formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN JUNE 2003 |