NO312480B1 - Fremgangsmåte for plugging av gassmigreringskanaler i sementringrommet i et borehull, under anvendelse av höyviskösepolymerer - Google Patents

Description

Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for plugging av sprekker eller kanaler i sement-ringrommet i en brønnboring. Nærmere bestemt angår denne oppfinnelse transport av permeabilitetsreduserende midler inn i den herdete sementen ved å injisere et pluggemiddel i sementen under anvendelse av gass eller lav-viskositetsfluid for å føre pluggemidlet inn i sprekkene eller kanalene.

Under bore- og kompletteringstrinnet for en olje- eller gassproduserende brønn, er det vanlig å innføre et metallrør som betegnes som et foringsrør i hullet som bores, for å danne et ringrom mellom metallrøret og det åpne hull som repre-senterer formasjonen som bores. Etter hvert som boreoperasjonen skrider frem, minskes foringsrør-størrelsen i to eller flere planlagte trinn, slik at overflate-forings-røret har den største diameter og det siste foringsrøret i produksjons-intervallene har den minste diameter. For å fylle tomrommet mellom den ytterste foringsrør-veggen og borehullets avgrensing, er det vanlig praksis å helle et tilstrekkelig volum av sementslam ned gjennom foringsrøret og føre det tilbake opp gjennom ringrommet mellom foringsrøret og formasjonen for fullstendig å fylle ringrommet med sementslam. Etter herding danner det sementerte ringrommet en sementsøy-

le som virker til å støtte og lokalisere metall-foringsrøret, beskytte foringsrøret mot korrosjon, og, hva som er viktigst, avtette ringrommet mot fluidstrøm mellom produserende intervaller, og mellom et produserende intervall og overflaten.

Forut for komplettering av herdeprosessen, gjennomgår sementen et antall særskilte trinn innbefattende innledende plassering av sementslammet, slammets geldannings- eller overføringstilstand, og deretter sementens ferdig herdete tilstand. Under geldanningstrinnet skjer en liten minsking av sementens volum. Kombinasjonen av geldannelse og krymping fører til en minsking av det hydrosta-tiske trykk som utøves av sementsøylen. Dette tap av hydrostatisk trykk tillater innstrømning av gass fra permeable formasjoner inn i den fremdeles geldannende sement, hvorved det dannes kanaler som gassen kan migrere gjennom mellom formasjonssoner eller mellom en sone og overflaten, dvs. et gassmigreringsproblem.

En annen uønsket virkning av dette tap av hydrostatisk trykk, er at sement-bindingen skilles fra foringsrøret og/eller formasjonen. Denne tapte binding forårsaker også et gassmigreringsproblem ved at det dannes en annen mekanisme for kommunikasjon mellom formasjonssonene gjennom ringrommet. Som følge av disse forskjellige mekanismer, utvikles det vertikale sprekker og kanaler i den herdete sement, som muliggjør fluid-migrasjon innbyrdes mellom soner og fluidmig-rasjon mellom produserende soner og overflaten. Ingen gass-migrasjon gjennom eller rundt sementsøylen er akseptabel, ettersom gasskommunikasjon mellom soner kan føre til betydelige tap av hydrokarboner til ikke-produserende formasjoner. Dessuten kan gass-migrasjon til overflaten føre til en farlig situasjon som kan forårsaker tap av den produserende brønn. 1 tillegg til sprekk- og kanalproblemene, vil det på grunn av at sementblan-dingen ikke kan anses som fullstendig ugjennomtrengelig i den ferdig herdete form, alltid være en viss iboende rest-permeabilitet i sementsøylen. Selv om gass-migrasjon på grunn av denne restpermeabilitet i sementsøylen kan forventes å være betydelig lavere enn gass-migrasjonen som observeres når det er fine sprekkbaner i søylen, kan den forårsake migrasjonsproblemer som er tilstrekkelige til å rettferdiggjøre forsøk på å løse problemet. Hver for seg eller i kombinasjon kan slik migrasjon føre til en tilstand som betegnes som for stort eller positivt foringsrørtrykk, dvs. trykk på foringsrøret øker på grunn av denne fluid-innstrøm-ning. Det positive foringsrørtrykk må utløses eller avlastes før trykket fører til at foringsrøret knekker sammen.

Flere metoder er blitt utprøvd for å lindre de omstendigheter som fører til de uønskete migrasjonsbaner i og rundt sementkapper. De tidligste løsninger for å hindre baner under sementeringsprosessen, gikk ut på fysisk rysting av forings-røret for å hjelpe sementen til å synke, for å minimere volumtapene under krympe-trinnet. En annen tidlig preventiv løsning var å injisere trykkvann i ringrommet ved overflaten for å forsøke å gjenopprette tapt hydrostatisk trykk under sement-geldanningsprosessen. Enda en annen løsning gikk ut på direkte vibrering av sementen ved bruk av trykkpulser frembrakt ved hjelp av en vannpuls-generator. En nyligere løsning erstatter vannpulsene med luftpulser. Sementformuleringer er også tilgjengelig med spesielle ingredienser tilsatt i et forsøk på å minimere volum-krympingen under geldanningsfasen.

Til tross for disse forsøk på å eliminere eller minimere kanaler rundt sementkappene, har tusenvis av ferdige gass- og oljebrønner mangelfulle sementkapper. Alene i Mexicogulfen antas det å være mellom 8000 og 11000 brønner som oppviser et problem i forbindelse med for stort foringsrørtrykk som trenger å utbedres. For undervannsbrønner, f.eks. de som befinner seg i Mexicogulfen eller i Nordsjøen utenfor kysten av Storbritannia eller Norge, er foringsrørtrykk på grunn av gassoppbygging særlig problematisk på grunn av strenge miljø- og sikkerhets-hensyn.

Følgelig er det fortsatt et behov for et ettersementerings-utbedringstrinn

rettet mot kanalene som er ansvarlige for gassmigreringsproblemet. Konvensjo-

nelt har utbedringstrinnet vært en sementinjisering hvor meget finkornet sement injiseres i brønnboringsområdet med den forventning at dette sementslam vil trenge inn i de skadelige kanaler og avstenge gasstrømmen.. Bortsett fra at ert.slik sementinjisering er meget kostbar, begrenser partikkelstørrelsen i slammet som injiseres dets evne til å trenge dypt inn i de skadelige kanaler. Problemet forverres på grunn av sementslammets høye densitet som hindrer dets vertikale bevegelig-het. Følgelig er det fortsatt et tvingende behov for utvikling av en teknologi som enkelt og i dybden vil trenge inn i det meste av kanalene som er blitt dannet og deretter effektivt avplugge dem.

Søkerens tidligere US-patent 5.095.984 tilbyr en unik mekanisme for dybdelevering av et pluggemiddel til en tyvsone med høy permeabilitet i en formasjon ved bruk av en komprimert gassfase. Dette patent, som det herved henvises til, omhandler i hovedsaken en metode for levering av en kombinasjon av trykkgass, sam-løsemiddel og polymer eller overflateaktivt stoff som er blitt justert til å være én fase med enkelte spesifikke temperatur- og trykkforhold, som definert ved enkelte spesifikke anvendelses- eller reservoaregenskaper, til en formasjon i en form som vil plugge en oljeholdig formasjon hvis temperaturen i den opprinnelige blanding heves eller trykket senkes fra de forhold der systemet er blitt gjort énfase. Foreliggende oppfinnelse anvender dette grunnkonsept til å

løse problemet med gassmigrasjon inn i og gjennom sementkapper. Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved en fremgangsmåte og en sammensetning som angitt i de etterfølgende, selvstendige, henholdsvis krav 1 og 11, idet fordelaktige utførelser av oppfinnelsen er angitt i de øvrige, uselvstendige krav.

Denne oppfinnelse er således rettet mot en fremgangsmåte for plugging av gassmigrasjonskanaler som forekommer i olje- eller gassproduksjonsbrønner mellom1 produserende intervaller eller mellom et produserende'intervall og overflaten» ved levering av fysiske pluggemidler direkte til sprekkene, bruddene, migrasjonskanalene og/eller til in situ-permeabilitetssoner som oppstår under normale se-menteringsoperasjoner som er nødvendige for komplettering av en olje- eller gassproduserende brønn eller injeksjonsbrønn. Fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse omfatter generelt oppløsning av et plugg-genereringsmiddel i en komprimert gass eller lett fluidløsemiddel-fasetransportmedium (i det følgende «bærerfluid») for å gi en homogen enkeltfase-blanding som skal ledes enten gjennom perforeringer dypt nede i brønnboringen, eller mer direkte ved foringsrø-rets overflate, inn i kanaler gjennom hvilke det opptrer gassmigrasjon. For å med-virke til oppløsning, kan sam-oppløsningsmidler innbefattes i transportmediet.

Oppfinnelsen omfatter videre en mekanisme for justering av sammensetningen av enkeltfase-blandingen, slik at den opprettholder en enkeltfase-tilstand bare inntil pluggemidlet er i kanalene som skal plugges og deretter blir tofase med pluggemidlet. I samsvar med oppfinnelsen kan blandings-sammensetningen velges til å bli tofase under anvendelse av en eller flere mekanismer så som at blandingen møter en tilstrekkelig trykk- eller temperaturendring på grunn av en endring i ringrom- eller brønnboring-miljøet, blandingen utsettes for en ytre påvirkning på dens trykk eller temperatur, innføring av destabiliserende kjemikalier, innføring av et løsemiddel som vil fortynne den opprinnelige blanding.

Som det vil fremgå bedre av den følgende omtale, angår denne oppfinnelse en fremgangsmåte for levering av et pluggemiddel direkte og gjennomtrengen-de gjennom en gassmigrasjonssone i en sementert olje- eller gassbrønn med noen sementfeil.

I sin bredeste form omfatter oppfinnelsen bruk av et bærerfluid til å levere et pluggemiddel som felles ut av oppløsning når det er i gjennomgangene i et sementert ringrom i en olje- eller gassproduserende brønn. Pluggemidlet er fortrinnsvis en polymer hvor primærbæreren fortrinnsvis er karbondioksid eller nitrogen, eller lette hydrokarboner (dvs. CrC2o) eller kombinasjon av disse. Pluggeblandingen kan også innbefatte et sam-løsemiddel om nødvendig, som kan være hvilken som helst komponent som med hensikt tilsettes primær-bærerfluidet og som letter oppløsningen av polymeren i primær-bærerfluidet.

En nærmere beskrivelse av den generelle rolle og samvirkning av blandba-re driv-løsemidler, sam-løsemidler og overflateaktive stoffer for å bære og levere et pluggemiddel, kan finnes i søkerens US-patent 4.828.029. Denne nærmere beskrivelse vil fokusere på den spesielle sammensetning og leveringsmetode for levering av et pluggemiddel til gassmigrasjonskanaler som forekommer i eller rundt en sementkappe.

I samsvar med oppfinnelsen kan bærer-polymerblandingen leveres til gassmigrasjonskanalene som skal plugges ved injisering av blandingen ned gjennom produksjonsrøret og la den bevege seg opp gjennom sement-ringrommet (dvs. oppad-innføring) eller ved å injisere blandingen i sementkappen fra kappens toppflate (dvs. nedad-innføring).

For oppad-innføringen kan polymeriske pluggemidler oppløses i et passende bærerfluid ved etter behov å anvende bruk av et sam-løsemiddel til å bedre pluggemidlets blandbarhet og justering av konsentrasjonen for å sikre at pluggemidlet er akkurat i oppløsning i bærerfluidet i brønnboringen ved de produserende perforeringer, men ublandbar når den injiseres videre inn i sementkappen som omgir foringsrørstrengen. Konsentrasjonen av sam-løsemidlet justeres til å oppta den høyde til hvilken blandingen må stige opp i sementkappen før faseseparering finner sted og pluggemidlet avsettes.

Den nøyaktige konsentrasjon av bærerfluid, sam-løsemiddel og polymer kan justeres i samsvar med den forventete faseoppførsel til systemet som definert av polymertypen, reservoartemperatur og -trykk, og forventet polymeravsetnings-mekanisme. Denne informasjon kan lett innhentes ved å foreta passende fase-oppførselsstudier for å utvikle passende faseovergangslinjer som vist i fig. 1 i sø-kerens US-patent 5.095.984.

For nedad-innføringen benyttes en enkeltfase-blanding som angitt ovenfor, men istedenfor å injisere den ned gjennom røret og ut fra brønnboringen ved nedihull-perforeringene, injiseres blandingen direkte inn i sementkappen ved brønnhodet. Ved denne utføringsform trenger pluggeblandingen ned gjennom de skadelige kanaler dypt inn i sementkappen, og når tilstrekkelig inntrengning er blitt oppnådd, blir injiseringstrykket avlastet for å bringe polymeren til å felle ut av opp-løsning for å plugge de skadelige kanaler.

For å plugge sementkanaler ved injisering av énfase-blandingen fra toppen av sementsøylen ned mot en produserende sone, må trykket i injiseringsfluidet være så lavt som mulig, minst mindre enn ca. 13789,6 kPa og fortrinnsvis mindre enn 3447,4 kPa Dessuten kan volumet av injisert fluid være temmelig lavt, ettersom det bare må være en tilstrekkelig mengde til å bringe den lille mengde av pluggemiddel som er nødvendig til å lukke mikrokanalene, inn i kanalene. Av disse grunner er det økonomisk og mest effektivt å bruke fluider så som metan, propan eller butan som er gode løsemidler direkte for passende pluggepolymerer, og

også har forholdsvis lavt damptrykk, hvilket vil holde injeksjonstrykket innenfor

passende områder for sementplugge-formål. Bruk av ett eller flere av disse fluider som bæreren eliminerer behovet for sam-løsemiddel for å opprettholde polymeren i oppløsning inntil injeksjonstrykket med hensikt reduseres for å bringe polymeren til å felle ut av oppløsning med bærerfluidet.

Ettersom disse foretrukne bærerfluider kan være brennbare og, med små volumer, blandingen med en pluggepolymer kan være for viskøs til effektivt å trenge inn i sement-mikrokanalene, kan det være fordelaktig å fortynne primær-bærerfluidet med en ikke-brennbar gass så som nitrogen eller karbondioksid, hvilket også vil senke blandingens viskositet. Gjennom laboratorium-sikteglass-studier har man funnet at bruk av propan som primær-bærerfluidet og polydimetylsiloksan som pluggepolymeren, er propanet og polymeren fullstendig blandbar fra nær null til nær 100% polymer. På grunn av at damptrykket til propan er 1378,961 kPa ved omgivelsesforhold på 21,°C, kan en énfase-blanding rik på propan injiseres i sementen fra ringrommets overflate og, etter at den har trengt inn en ønsket strek-ning, kan overflatetrykket senkes til atmosfærisk (lik avluftingskravene til MMS'en) for å etterlate i kanalene i hvilke polymeren er blitt ført den meget viskøse polymer som, ved trykkfall, vil bli brakt til å felles ut av oppløsning med propanet.

Det er meget lite trolig at de skadelige kanaler alle har en ensartet dimensjon. I stedet kan kanalene forventes å oppvise en størrelsesgradering, hvor kanalene med størst dimensjon er de mest skadelige og alvorligheten ved problemet avtar etterhvert som dimensjonen til de skadelige kanaler krymper. Kanalenes di-mensjoner dikterer også den letthet hvormed den homogene pluggeblanding vil trenge inn i kanalene. En blanding av en fast viskositet vil ha minst vanskeligheter med å trenge inn i de største kanaler og størst vanskelighet med å trenge inn i de minste kanaler. Ved enten nedad-innføring eller oppad-innføring sementkanal-pluggemetoden er det følgelig fordelaktig å gradere viskositeten til pluggeblandingen. Særlig dersom pluggeblandingen begynner med en viss viskositet som er valgt til å gi lett inntrengning i de største kanaler, så må den neste påfølgende mengde av pluggeblanding være valgt til å ha noe lavere enn den opprinnelige viskostet, f.eks. to tredjedeler av den opprinnelige viskositet, idet den neste inkre-mentale mengde har to tredjedeler av den foregående mengdes viskositet, osv. Det kan være nødvendig å bruke suksessive mengder med stadig avtagende viskositet i fire eller fem trinn ned til en lav viskositet som kan trenge inn i de minste skadelige kanaler. Ved hjelp av denne mekanisme kan en pluggeblanding som er i stand til å trenge inn i alle de skadelige kanaler, leveres.

Hvorvidt det er nødvendig med et sam-løsemiddel eller ikke, vil avgjøres av den spesielle anvendelse og den grad i hvilken bærerfluidet er blitt indirekte anriket med tyngre hydrokarbonfraksjoner som vil være passende sam-løsemidler. Et sam-løsemiddel kan være nødvendig bare dersom primær-bærerfluidet er karbondioksid som ikke er blitt anriket ved kontakt ved reservoar-hydrokarboner under oljeutvinningsoperasjoner. Dersom det er blitt slik anriket, så er det trolig at intet ytterligere sam-løsemiddel vil være nødvendig. Selv om bare karbondioksid eller metan eller nitrogen vil være de minst kostbare bærere for polymeren, på grunn av den lave oppløselighet til de fleste polymerer i disse fluider, er det også de som mest sannsynlig vil kreve et sam-løsemiddel. Ettersom så lite blanding er nødven-dig for nedad-innføringen, kan det være mest fordelaktig ganske enkelt å bruke en bærer som er et godt løsemiddel for polymeren og dermed eliminere behovet for et sam-løsemiddel-additiv.

For en nedad-innføring, der høyere trykk er tilgjengelig, kan en blanding som anvender et bærerfluid lik karbondioksid anriket med et sam-løsemiddel være det mer passende avhjelpingssystem. For oppad-innføringen, kan et system som anvender et eller annet lett hydrokarbon som etan eller propan eller butan eller pentan eller blandinger av de samme som bærerfluidet, sannsynligvis være mest effektivt. Fåringsrøret har ved sin øvre overflate, dvs. ved brønnhodet, begrenset evne til å oppta trykk, og hvilke som helst av disse fluider kan forventes å være et godt løsemiddel for pluggemidlet ved meget lavere trykk enn de som ville være nødvendig for det tilfelle hvor f.eks. karbondioksid var bærerfluidet.

Eksempler

Følgende eksempler illustrerer systemets allsidighet og hvorledes bærerfluidet kan velges for spesielle anvendelser.

Testemetode nr. 1

I et segJass-apparat slik det som er beskrevet i US-patent 4.913.235 og innledningsvis holdt ved omgivelsestemperatur (ca. 21,1°C), ble en ladning på ca. 4,5 g (ca. 4,5 cc) på 1.000.000 cSt (centistokes) polymer innført, og deretter ble bærerfluid direkte tilsatt polymeren ved damptrykket til fluidet ved omgivelsestemperatur. For hurtig oppløsning av polymeren i fluidet, ble systemet trykket opp til minst 48,26 MPa, og seglasset vugget. Når polymeren er i oppløsning ble vug-gingen stoppet og det følgende ble observert. For disse eksempler var polymeren som ble brukt polydimetylsiloksan. For eksempler 1 t.o.m. 3 var dens viskositet 1.000.000 cSt; for eksempel 4 var den 600.000 cSt.

Eksempel 1: Etan som bærerfluid — intet sam- løsemiddel

Faseovergangsforholdet er ekvivalent med observasjonen av kritisk opal-

i escens der begynnende faseseparasjon av polymeren først observeres. Ovenstående tabell illustrerer hvorledes et lett hydrokarbon som etan kan brukes til å virke som bærerfluid for en høyviskøs polymer. Hvis f.eks. det område som skal plugges er ved en temperatur på ca. 24,81 °C, så vil en oppløsning av polymeren i etan måtte holdes over 8170,3 kPa for å holde systemet over det kritiske opalescens-

eller faseovergangstrykk under plassering. Etter plassering kan trykket senkes til 103,4 kPa for å avsette en betydelig viskøs polymer for pluggevirkning. Likeledes viser de øvre data i ovenstående tabell de minimumstrykk som er nødvendige for de høyere temperaturer på 56,1°C og 90,56°C for å opprettholde polymer-oppløselighet.

Polymer-svellesøylen angir i hvilken grad polymeren har svellet utover sitt opprinnelige volum på grunn av løsemiddel-retensjon som funksjon av temperatur og trykk. Det fremgår klart at jo lavere trykk som benyttes, dess mer løsemiddel frigjøres fra blandingen og dess mer viskøs vil den avsatte polymerfase være. Dersom alt løsemidlet utløses fra blandingen, f.eks. ved å senke trykket til atmosfæretrykk, så vil bare viskøs polymer bli etterlatt.

Eksempel 2 - Propan som bærerfluid — intet sam- løsemiddel

Bruk av propan som bærerfluid gjør det mulig å benytte lavere trykk. For eksempel vil propan, ved hvilken som helst brukstemperatur, kunne bære polymeren ved lavere trykk enn etan. Dette kan være av betydning fra et kostnadssyns-punkt og praktisk synspunkt. Ved en anvendelse av nedad-innføringstypen, hvor det er en begrensning på det trykk foringsrørstrengen kan oppta, kan det f.eks. være viktig å levere pluggeblandingen ved det lavest mulige trykk. Dessuten øker omkostningene til det nødvendige utstyr og kompleksiteten ved fremgangsmåten øker når det nødvendige injeksjonstrinn øker, fordi høye trykk krever mer robust utstyr og utstyret er mer utsatt for lekkasjer og feil.

Eksempel 3 - Butan som bærerfluid — intet sam- løsemiddel

I fortsettelse av det mønster som er opprettet i de ovenstående to eksempler, sees butan å være et bedre løsemiddel enn propan eller etan med hensyn til både de lavere trykk og de høyere temperaturer ved hvilke polymer-oppløselighet er observert. Det skal bemerkes for alle tre tilfeller, at redusering av trykket til atmosfæretrykk ved å la gassen strømme ut, alltid vil avgi en ekstremt viskøs polymerfase.

Som man nå vil innse, har hvert av de tre eksempelvise systemer spesielle fordeler avhengig av den spesielle anvendelse. Ta f.eks. det tilfelle hvor anven-delsestemperaturen er 24,7°C, men hvor det laveste systemtrykk som systemet av en eller annen grunn kan trekkes ned til, er 689,5 kPa. Ved disse forhold vil butan forbli væske og polymeren vil være i oppløsning. Dersom etan eller propan brukes som bærer, er imidlertid begge fluider under deres respektive boblepunkt-trykk ved denne temperatur, og begge systemer kan forventes å miste løsemiddel og avsette en viskøs polymer. Hvis det minste anvendelsestrykk er 275,8 kPa, vil etan på tilsvarende måte sannsynligvis være det eneste bærerfluid som er nød-vendig.

På grunn av at molekylets størrelse er mindre jo lavere viskositet fluidet har ved hvilke som helst gitte temperatur- og trykkforhold, vil etan være fordelaktig i forhold til propan, og propan i forhold til butan. Fordelen skyldes den omstendig-het at kanalene som skal plugges er meget fine og ikke lett vil oppta fluider og ab-solutt ikke meget viskøse fluider. Tilsetning av polymeren til bærerfluidet vil øke blandingens viskositet i forhold til basis-bærerfluidet, og følgelig vil mer polymer kunne tilsettes bærerfluidet jo lavere dets utgangsviskositet er under sammenlign-bare forhold for transport til skadelige kanaler.

Anvendelsen er ikke begrenset til bare disse tre bærerfluider. Blandinger av hvilke som helst av dem med gasser så som nitrogen eller karbondioksid eller metan kan forbedre systemets ytelse ved spesielle anvendelser. For eksempel der viskøsiteten til det injiserte fluid trenger å senkes, vil inneslutning av disse gasser ikke bare senke blandingens viskositet, men vil også modifisere dens faseopptreden, slik at systemet kan tilpasses et bredt område av felt- og brønn-forhold.

Eksempel 4 - Karbondioksid som bærerfluid — med sam- løsemiddel

Dette eksempel beskriver bruk av denne teknologi med en bærerfase så som karbondioksid som for de fleste vanlige anvendelser vil trenge et sam-løsemiddel for å oppløse polymeren. Videre vil dette eksempel vise hvorledes denne teknologi kan brukes i en virkelig anvendelse for å avtette gassmigrasjonskanaler i en simulert modell som gjenspeiler den virkelige prosess.

Testmetode nr. 2

For dette eksempel ble det bygget et spesialkonstruert modell for å under-søke formasjonen og avhjelpe sementkappe-kanaler. Modellen var en 10 fot lang søyle som først ble behandlet og deretter fylt med et sementslam for testing. Mens sementen herdet, ble en liten men jevn strøm av gass tillatt å trenge gjennom det herdende slam for tilsiktet dannelse av gasskanaler.

I dets ferdig herdete tilstand, strømmet nitrogen ved 130 cc/min. gjennom søylen ved en trykkforskjell på 71 kPa, for en beregnet permeabilitet på 972 milli-darcies (md), som vist i første linje i nedenstående tabell 4. Denne test var med hensikt laget for å simulere et ekstremt tilfelle av en sementkappe med migra-sjonskanaler. I praksis kan en typisk permeabilitet for en sementkappe med gass-kanalproblemer være nærmere 200 md-området. Dersom systemet virker i et ekstremt tilfelle, så vil det virke i det mer typiske tilfelle hvor man må ta hensyn til ka-naldannelse.

Pluggeblandingen som ble brukt ved denne metode omfattet 80 vekt% karbondioksid (CO2), 10 vekt% toluen som sam-løsemiddel, og 10 vekt% av en 600.000 cSt polydimetylsiloksan-polymer som pluggemidlet. Ved bruk av seglass-observasjoner som ovenfor, fant en at ved omgivelsestemperatur var systemets tofase-overgangstemperatur i området 12,1 MPa. For pluggetesten ble derfor den herdete sementmodell med intakte migrasjonsbaner sagte trykkhevet til 17,2 MPa under injisering av en C02-toluen-bufferblanding. Bufferblandingen injiseres for å sikre at pluggeblandingen ikke vil destabiliseres ved dens fremre kant på grunn av fortynning med en gass som ikke kan oppløse polymeren.

Med den fremre kant beskyttet, ble pluggeblandingen så injisert i modellen, og injiseringen fortsatt inntil polymeren ble observert ved lavtrykksutløpet fra toppen av modellen. Modellen ble nå avstengt ved bunnen og trykket i modellen langsomt avluftet til atmosfæretrykk fra toppen for å fremtvinge destabilisering av pluggeblandingen og levering av polymer i migrasjonskanalene med maksimal viskositet.

Etter at polymer-leveringsprosessen var avsluttet, ble effektiviteten av pluggingen testet ved å sende nitrogen gjennom systemet, hvilket ga de resultater som er vist i tabell 4 nedenfor.

Disse resultater viser at betydelig plugging av gassmigrasjonskanalene ble oppnådd med denne mekanisme. Ved den opprinnelige nitrogen-volumstrøm under 68,9 kPa, var permeabiliteten blitt redusert fra 972 md til 1,4 md, og permeabiliteten forble betydelig under den opprinnelig målte verdi selv når trykkforskjellen for nitrogen-injeksjon ble øket med en faktor på 7.

Fremgangsmåte for pluaaina i feltet

I en virkelig feltsituasjon der en brønn skal plugges og forlates, vil pluggeblandingen, for en oppad-innføring-anvendelse, ble injisert ned gjennom rør-strengen til det nederste perforeringslag, etter at det først er blitt klarlagt at disse perforeringer er i kontakt med de skadelige gasskanaler. Pluggeblandingen vil bli brakt til å stige opp gjennom sementkappen og fylle ringrommet mellom fårings-rørstrengen og formasjonen.

Ved mange feltanvendelser kan det være nødvendig å sørge for at pluggeblandingen utsettes for et trykkfall eller en temperaturendring som er tilstrekkelig til å frembringe pluggevirkningen. Dette skyldes at når pluggeblandingen strømmer vertikalt oppover migrasjonsbanene, vil systemtrykket sakte falle på grunn av tapet av hydrostatisk trykk, og når trykket nærmer seg destabiliseringstrykket, vil polymeren begynne å felles ut som fint dispergerte dråper. Avhengig av dråpenes størrelse vil den fine dispersjon fortsatt bevege seg opp gjennom kanalen inntil trykket faller tilstrekkelig til at dråpestørrelsen blir tilstrekkelig stor til å starte den nødvendige pluggevirkning. Der polymeren ikke av seg selv felles ut av oppløs-ning, kan temperatur- eller trykkendringer frembringes for å få dette til å skje når pluggeblandingen har passert en tilstrekkelig høyde til at den er i gassmigrasjonskanalene som skal plugges. En annen mekanisme for aktivering av pluggevirkningen kan være å avlufte trykket i ringrommet ved overflaten av brønnhodet - en teknikk som for tiden praktiseres i feltet for å minske trykket bak foringsrøret.

Dersom det imidlertid er nødvendig med en utbedringsprosess under en pågående produksjonsoperasjon, kan det være nødvendig med spesielle trinn for å utøve denne oppfinnelse med minimal skade på de oljeproduserende soner. I slike situasjoner kan det være nødvendig å avtette den produserende brønn like over de øverste produserende perforeringer og tilføye et nytt sett perforeringer over pakningen for injisering av pluggeblandingen. Med pakningen på plass kan deretter blandingen injiseres ved et trykk som er tilstrekkelig til å få blandingen til å strømme inn i sementkappen og deretter strømme opp gjennom kanalene som forårsaker gassmigrasjonsproblemet.

Som man nå vil innse, med den grunnleggende forståelse av pluggemeka-nismen og test-parametrene som ovenfor beskrevet, kan oppfinnelsen tilpasses flere forskjellige produksjons- og segmentringrom-forhold. Med oppad-innstrøm-nings-løsningen, når pluggefluidet strømmer oppad i kanalene i ringrommet fra perforeringene, vil det være et trykkfall som til slutt vil være tilstrekkelig til å polymeren felles ut av sin løsning med bærerfluidet. Bærerfluidet bak pluggen vil fremdeles være tilgjengelig for å bevege seg inn i mindre kanaler under med-bringelse av ytterligere pluggepolymer som vil felles ut av oppløsning når trykket i den mindre kanal når destabiliseringstrykket. På denne måten vil suksessivt mindre kanaler bli plugget inntil ikke flere kanaler er tilgjengelig, ved hvilket punkt injisering av pluggefluidet kan stoppes.

Det vil forstås at tilstrekkelige mengder av denne pluggeblanding må injiseres for å sikre at en stor andel av volumet som utgjør migrasjonskanalene blir fylt. Romvolumet som skal plugges kan forsiktig beregnes av en fagmann på området ut fra kjennskap til det sementvolum som brukes til å fylle ringrommet og dets til-synelatende permeabilitet. En antar at en forsiktig vurdering på mellom ca. 0,1% og 30% av det totale sementvolum vil representere et minimum- og maksimum-volum av migrasjonskanalrommet. Denne innledende vurdering er imidlertid ikke avgjørende, ettersom prosessen, som nevnt ved begynnelsen av denne omtale, kan gjentas flere ganger for å sikre at den ønskete grad av plugging er blitt oppnådd for å begrense gassmigrasjon.

Selv om ovenstående beskrivelse og eksempler fokuserer på trykk som den primære destabiliseringsmekanisme for å bevirke polymer-pluggingen, er andre mekanismer selvsagt lett tilgjengelige, så som temperatur- og oppløsningsend-ringer, for å frembringe utfelling av polymeren fra pluggefluidet.

Endelig skal bemerkes at som ovenstående eksempler viser, er ytterligere tilpasningsevne til forskjellige feltforhold tilgjengelig ved valgt av passende polymer. Eksemplene 1, 2 og 3 ovenfor benyttet en 100.000.00 cSt (ved 250°C) polymer, mens eksempel 4 arbeidet med 600.000 cSt-polymer. Som vist i ovenstående eksempler er 1.000.000 cSt-polymeren med høyere molekylarvekt like praktisk å bruke som 600.000 cSt-polymeren med den lavere molekylarvekt. Av denne grunn kan siloksan-polymerer som er klassifisert som gummier og har en nominell viskositet i området 1.500.000 cSt og høyere, benyttes. I de spesielle tilfeller hvor for høye gasstrykk kan forekomme i kanalene, eller hvor migrasjonsbanene er så brede at de trenger en høypolymer-viskositetsplugg, kan disse gummier være de beste polymerene i pluggesystemet ifølge oppfinnelsen. Selv om denne behand-ling har fokusert på bruk av polydimetylsiloksan-polymerene, kan dessuten de sterke løsnings-karakteristika til etan, propan, butan, pentan, etc. og blandinger av de samme, åpne et meget bedre polymerområde for denne anvendelse, så snart overgangen til bærerfluider som propan er utført. For eksempel blir en polymer som polystyren, som er meget vanskeligere å oppløse og bruke når karbondioksid er bærergassen, meget mer praktisk når etan, propan eller butan er bærergassen og en gass som karbondioksid innbefattes på grunn av faseopptreden eller viskositet-modifikasjon.

Som man nå vil forstå innebærer den grunnleggende oppfinnelse bruk av et bærerfluid for å føre en polymer inn i kanalene som dannes i sementkappen an-brakt i ringrommet som dannes mellom foringsrør og formasjon, og deretter anvendelse av enten temperatur eller trykk eller en kjemisk virkning for å utfelle polymeren fra oppløsning i bærerfluidet for fysisk å plugge kanalene gjennom hvilke gassmigrasjon finner sted.

Ovenstående visning og beskrivelse av oppfinnelsen illustrerer og forklarer denne, og forskjellige endringer i materialene og fremgangsmåten kan utføres uten å avvike fra oppfinnelsestanken, hvis ramme defineres av de følgende krav.

Claims (14)

1. Fremgangsmåte for å hindre gassmigrasjon under utvinning av hydrokarboner fra en hydrokarbonholdig undergrunnsformasjon som gjennomtrenges av minst en produksjonsbrønn med en sementkappe som det er dannet gassmigrasjonskanaler i, karakterisert ved at den omfatter injisering i sementkappen av et ikke-vandig pluggefluid omfattende en polymer som er oppløst i et bærerfluid.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at bærerfluidet omfatter et fluid valgt fra gruppen av hydrokarboner med karbonnummer i området fra C2'C2o-

3. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at bærerfluidet innbefatter C02.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren omfatter polydimetylsiloksan.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren omfatter polystyren.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymeren er valgt fra gruppen bestående av polyetylen, polypropylen og polybutylen.

7. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, karakterisert v e d at polymeren har en viskositet ved omgivelsestemperatur på minst ca. 500 cSt.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymer-bærerfluidløsningen injiseres i sementkappen nær formasjonen.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymer-bærerfluidløsningen injiseres i sementkappen ved brønnhodet.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter sekvensmessig injisering av løsninger hvor hver injisert løsning har en lavere viskositet enn den foregående injiserte løsning.

11. Sammensetning for plugging av gassmigrasjonskanaler i en sementkappe i en produksjonsbrønn for utvinning av hydrokarboner fra en hydrokarbonholdig undergrunnsformasjon, karakterisert ved at den omfatter en polymer oppløst i et bærerfluid som er valgt fra gruppen av hydrokarboner med karbontall i området fra C2-C20.

12. Sammensetning ifølge krav 11, karakterisert ved at polymeren omfatter polydimetylsiloksan.

13. Sammensetning ifølge krav 11, karakterisert ved at polymeren omfatter polystyren.

14. Sammensetning ifølge krav 11, karakterisert ved at polymeren er valgt fra gruppen bestående av polyetylen, polypropylen og polybutylen.