NO313714B1 - Fremgangsmåte for ökning av effektiviteten av produksjonskjemkalier - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte for økning av effektiviteten av produksjonskjemikalier ved å redusere antall trykkinjiserings- og innstengningsoperasjoner, som er nødvendig for å øke produksjonsraten fra en oljebrønn ved inhibering av avleiringsdannelse i brønnen.

Det er velkjent å benytte flere typer av kjemikalier i produksjonen av olje fra oljebrønner og å forøke produksjonen av olje fra slike brønner. En slik metode er beskrevet i US 3,481,870 A; som beskriver fremgangsmåter og sammensetninger for fjerning av organiske avsetninger slik som for eksempel parafin, vokser og asfalt- og bituminøse stoffer fra fronten av produksjonsformasjonen, på filterduken eller for-lengningsrøret, eller i pumpen, foringsrøret eller produksjonsrøret i brønnen. Sam-mensetningene som benyttes inkluderer glykoletere, slik som for eksempel isobutyl-triglykoleter, en oksyetylert butylfenol, isopropanol og vann. Det angis imidlertid ikke at produksjonsbrønner har problemer med uorganiske avsetninger slik som avleiringer eller at den beskrevne fremgangsmåte kan inhibere avleiringsdannelse.

I US-patent 5,002,126 beskrives en fremgangsmåte for inhibering av saltutfellinger i ikke-kalksteinreservoarer ved trykkinjisering av først et vannoppløselig overflateaktivt middel inn i oljereservoaret, og deretter en avleiringsinhibitor tilhørende inhibitor-gruppen av fosfonater med og uten N-atomer, slik som dietylentriaminfosfonat, dietylentriaminpentakismetylenfosfonat eller etylendiamintetrametylenfosfonat, eller av ikke nærmere spesifiserte polykarboksylsyrederivater.

Blant kjente oljefeltkjemikalier er avleiringsinhibitorer som benyttes i produk-sjonsbrønner for å stoppe avleiring i bergartformasjonen og/eller i produksjons-ledningene nede i hullet og ved overflaten. Avleiring forårsaker ikke bare en begrensning i bergartformasjonens porestørrelse (også kjent som "formasjonsskade") og således reduksjon i olje- og/eller gassproduksjonsraten, men også blokkering av rørutstyr under overflateprosessering. For å overkomme dette, underkastes produk-sjonsbrønnen en såkalt "innstengings"-behandling hvorved en vandig sammensetning omfattende en avleiringsinhibitor injiseres i produksjonsbrønnen, vanligvis under trykk, og trykkinjiseres ("squeeze") inn i formasjonen og holdes der. Den injiserte sammensetningen adsorberes på bergartoverflaten, og inhiberer derved avleiringsdannelse ved langsomt å lekkes inn i det produserte vann, og derved opprettholde adgang til oljen i bergartformasjonen; denne "innstengings"-behandlingen må foretas regelmessig for eksempel én eller flere ganger i året i det minste dersom høye produksjonsrater skal opprettholdes og utgjør "avstengingstiden" når ingen produksjon finner sted. I løpet av året er det en reduksjon i total produksjon som tilsvarer antallet av avstengingstider under trykkinjiserings-/stengeoperasjonen, samt redusert produksjon når avleirings-problemet bygger seg opp.

Det har nå blitt oppdaget midler og en fremgangsmåte for å øke effektiviteten av produksjonskjemikalier, spesielt avleiringsinhibitorer, og dermed redusere antall trykkinjinseriigs-/innstengningsoperasjoner, samt øke produksjonsraten. Formuleringen, som anvendes for dette formål, er stabil under lagring og transport.

Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebrakt en fremgangsmåte for økning av effektiviteten av produksjonskjemikalier ved å redusere antall trykkinjiserings- og innstengningjioperasjoner, som er nødvendig for å øke produksjonsraten fra en olje-brønn ved inrdbering av avleiringsdannelse i brønnen, hvorved et overflateaktivt middel og en avleiringsinhibitor trykkinjiseres i en oljebærende bergartformasjon, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved trykkinjisering i bergartformasjonen av en vannblandbai formulering innbefattende:

(a) et vannblandbart overflateaktivt middel som er en alkyltriglykoleter og

(b) minst ett vannblandbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie innbefattende en avleiringsinhibitor,

og ved å holde kjemikalieformuleringen i formasjonen over en periode for å oppnå nevnte innstengning, og derved sette komponentene i formuleringen i stand til å bli adsorbert av den oljebærende formasjonen og virke som en avleiringsinhibitor, idet komponentene i formuleringen enten føres inn som en på forhånd dannet homogen enkeltsammensetning, eller samtidig i parallell eller sekvensielt i hvilken som helst rekkefølge i bergartformasjonen.

Foretrukne og fordelaktige trekk ved denne fremgangsmåten fremgår fra de medfølgende krav 2-24.

Alkylgruppen i alkyltriglykoleteren kan være rett eller forgrenet og har hensiktsmessig 3-6 karbonatomer, fortrinnsvis 3-5 karbonatomer. Alkylgruppen i alkyltriglykoleteren har mer foretrukket 4 karbonatomer og er spesielt n-butyltriglykoleter (også kjent som trietylenglykol mono-n-butyleter).

Når formuleringen injiseres i bergartformasjonen som en på forhånd dannet enkelt sammensetning, så er formuleringen hensiktsmessig en homogen vandig oppløsning som inneholder de to komponentene i spesifikke mengdeforhold, for derved å opprettholde homogenitet i formuleringen.

Ifølge en spesiell utførelse er således oppfinnelsen rettet mot en homogen formulering som i et vandig medium omfatter (a) minst ett overflateaktivt middel omfattende n-butyltriglykoleter i en mengde på 1-20 % vekt/vekt og (b) minst ett oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie i en mengde på 1-25% vekt/vekt.

Ifølge et annet aspekt er oppfinnelsen rettet mot en fremgangsmåte for innføring av en homogen formulering omfattende et oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie innbefattende en avleiringsinhibitor og et overflateaktivt middel, inn i en bergartformasjon som omfatter olje og/eller gass, og denne fremgangsmåten innbefatter føring av den homogene formuleringen ned gjennom en produksjonsbrønn og derved inn i bergartformasjonen.

Ved anvendelse av den homogene formuleringen oppnås som nevnt økning av effektiviteten av oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikaliet innbefattende en avleiringsinhibitor i en bergartformasjon, og spesielt økes varigheten av bergart-materialets kjemikalieretensjon.

Med det heri benyttede uttrykk "homogen formulering" menes at formuleringen er et enkeltfasesystem. Det vil si at hver komponent i seg selv er homogen og er vannblandbar ved innføring sekvensielt eller samtidig i bergartformasjonen og er også homogen dersom den innføres i bergartformasjonen som en på forhånd dannet enkeltsammensetning.

Det vil forstås at når komponentene i formuleringen innføres samtidig, men separat, eller, sekvensielt, så blir det ikke foretatt innføring som en på forhånd dannet enkeltsammensetning og således vil konseptet med at formuleringen er homogen ikke gjelde. I dette tilfelle er det imidlertid foretrukket at hver av komponentene som anvendes i seg selv er homogen og også er vannblandbar. Formuleringens pH-verdi er hensiktsmessig i området 0,1-6,0 og dette er som et hele av betydning kun når en slik på forhånd dannet sammensetning anvendes. pH-verdien til komponent (b) blir fortrinnsvis regulert som spesifisert.

Det benyttede overflateaktive middel omfatter således minst én alkyltriglykoleter og minst ett produksjonskjemikalie og det holder seg klart og stabilt over et temperaturområde fra omgivelsestemperatur til minst ca. 45°C. Det overflateaktive midlet er hensiktsmessig til stede i formuleringen i en mengde varierende fra 1-20 vekt-%, fortrinnsvis fra 5 ti l 15 vekt-%, mer foretrukket fra 5 til 12 vekt-%. I foreliggende oppfinnelse er det mulig å benytte biproduktstrømmer fra glykoleterfremstillingsprosesser som inneholder en høy andel av alkyltriglykoletere, slik som f. eks. n-butyltriglykoleter. En slik biproduktstrøm omfatter ca. 75 % vekt/vekt av n-butyltriglykoleter, ca. 2,5 % vekt/vekt butyldiglykoleter, ca. 19 % butyltetraglykoleter og ca. 2 % butylpentaglykoleter. De relative mengdeforhold for komponenter (a) og (b) i formuleringen k;an variere innenfor vide områder avhengig av om komponentene innføres i bergartformasjonen samtidig, sekvensielt eller som en på forhånd dannet enkeltsammensefriing i overensstemmelse med behovet for å opprettholde homogenitet ved de operative temperaturene og formuleringens saltholdighet. For eksempel ved relativt høyere konsentrasjoner av det overflateaktive middel eller ved relativt høyere temperaturer eller ekstremt lave temperaturer, er det mulig at en på forhånd dannet formulering mister sin homogenitet på grunn av redusert oppløselighet av en eller flere komponenter i formuleringen under disse betingelsene. I disse tilfeller kan små mengder av et oppløseliggjørende middel slik som for eksempel en lavere alifatisk alkohol, spesielt metanol eller etanol, enten tilsettes til den inhomogene, på forhånd dannede formuleringen eller benyttes for delvis å erstatte det overflateaktive midlet i formuleringen for å gjenopprette formuleringens homogenitet.

Foreliggende homogene, på forhånd dannede formuleringer kan således i tillegg til alkyltriglykoleteren inneholde et kooppløsningsmiddel, slik som for eksempel en lavere alifatisk alkohol, spesielt metanol eller etanol.

Det vandige mediet i formuleringen kan være fra ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produksjonsvann eller formasjonsvann, med en total saltholdighet på for eksempel 0-250 g/l, slik som 5-50 g/l og kan ha en pH-verdi i området 0,5-9. Når sjøvann anvendes, har formuleringen vanligvis en sterkt sur pH i området fra 0,1 til 1,5 på grunn av tilstedeværelsen av et sterkt surt produksjonskjemikalie omfattende en avleiringsinhib itor. I slike tilfeller kan det være nødvendig å nøytralisere formuleringens surhet ved anvendelse av et alkalimetallhydroksid, spesielt natriumhydroksid, kaliumhydroksid eller litiumhydroksid, for å bringe formuleringens pH-verdi til innenfor det foretrukne område fra 0,1 til 6,0. Det har for eksempel blitt funnet at bruk av litiumhydroksid som et nøytraliseringsmiddel istedenfor de andre alkalimetall-hydroksidene gir relativt høyere toleransenivåer av det overflateaktive middel i formuleringen når det er nødvendig å opprettholde homogenitet i formuleringen.

Oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikaliet omfatter en avleiringsinhibitor. Avleiringsinhibitoren er effektiv når det gjelder å stoppe kalsium- og/eller bariumsaltavleiring i terskelmengder istedenfor støkiometriske mengder. Den kan være et vannoppløselig organisk molekyl med minst 2 karboksylsyre- og/eller fosfonsyre-og/eller sulfonsyregrupper, for eksempel 2-30 slike grupper. Avleiringsinhibitoren er fortrinnsvis en oligomer eller en polymer, eller kan være en monomer med minst én hydroksylgruppe og/eller aminonitrogenatom, spesielt i en hydroksykarboksylsyre eller hydroksy- eller aminofosfonsyre, eller sulfonsyre. Inhibitoren anvendes hovedsakelig for inhibering av kalsium- og/eller bariumsaltavleiring. Eksempler på slike forbindelser som benyttes som inhibitorer er alifatiske fosfonsyrer med 2-50 karboner, slik som hydroksyetyldifosfonsyre og aminoalkylfosfonsyrer, for eksempel polyaminometylen-fosfonater med 2-10 N-atomer f. eks. hver med minst en metylenfosfonsyregruppe; eksempler på sistnevnte er etylendiamin-tetra(metylenfosfonat), dietylentriamin-penta(metylenfosfonat) og triamin- og tetramin-polymetylenfosfonatene med 2-4 metylengnrupper mellom hvert N-atom, idet minst 2 av antall metylengrupper i hvert fosfonat er forskjellig (for eksempel som beskrevet ytterligere i publisert EP 0 479 462 A). Andre avleiringsinhibitorer er polykarboksylsyrer, slik som melkesyre eller vinsyre, og polymere anioniske forbindelser slik som polyvinylsulfonsyre og poly(met)-akrylsyrer, eventuelt med i det minste noen fosfonyl- eller fosfinylgrupper som i fosfinylpolyakrylater. Avleiringsinhibitorene er hensiktsmessig i det minste delvis i form av deres alkalimetallsalter, for eksempel natriumsalter.

Mengden av produksjonskjemikalie omfattende en avleiringsinhibitor som benyttes er i området fra 1-25 % vekt/vekt av den totale formulering, hensiktsmessig fra 5-15 % vekt/vekt, fortrinnsvis fra 6-10 % vekt/vekt. Innenfor disse områdene vil mengden som benyttes avhenge av typen av benyttet kjemikalie og dets tilsiktede formål i overensstemmelse med at formuleringen er homogen.

Det er viktig med formuleringene ifølge oppfinnelsen, spesielt de som omfatter en på forhånd dannet homogen sammensetning, at de forblir klare og stabile over et temperaturområde fra omgivelsestemperatur til minst ca. 45°C. Innenfor konsentrasjonsområdene for de ovenfor spesifiserte komponentene er det imidlertid mulig å komme frem til formuleringer som forblir stabile over et meget bredere temperaturområde, for eksempel fra omgivelsestemperatur til temperaturen i produksjonsbrønnen (for eksempel fra 90 til ca. 150°C, spesielt omkring 110°C) i hvilken formuleringen innføres. Når, i foreliggende oppfinnelse, komponentene i formuleringen injiseres under trykk i produksjonsbrønnen enten som en på forhånd dannet formulering, samtidig eller sekvensielt, blir produksjonskjemikaliene i formuleringen adsorbert av bergartmaterialene og holdes tilbake i relativt lange perioder. Ved å benytte et relativt lite molekyl slik som en C3-C6-(alkyl)triglykoleter som overflatejiktivt middel unngås store overflateaktive molekyler (med >C6-alkylgrupper), og derved minimaliseres enhver risiko for dannelse av aggregater av overflateaktivl middel hvilket igjen kan resultere i høyviskøse emulsjoner som forårsaker blolckering av brønnene.

En slik formul ering kan således, i tillegg, inneholde andre komponenter slik som (i) andre produksjonskjemikalier eller (ii) kooppløsningsmidler som, når dette er nød-vendig, gjør det mulig at formuleringen forblir stabil ved relativt høyere temperaturer eller når det overflateaktive midlet anvendes i konsentrasjoner i det øvre, spesifiserte kvartilområdet. Slike formuleringer bør imidlertid være vesentlig frie for vannublandbare komponenter. Eksempler på andre produksjonskjemikalier inkluderer forbindelser som kan være inhibitorer mot (i) korrosjon, (ii) gasshydratdananelse, (iii) voks eller (iv) asfaltenavsetning; eller kan være et hydrogensulifdrensemiddel eller voksdispergerings-middel. Således: i. Korrosjonsinhibitorer er forbindelser for inhibering av korrosjon på stål, spesielt under anaerobe betingelser, og kan spesielt være filmdannere, som er i stand til å bli avs att som en film på en metalloverflate, f. eks. en ståloverflate slik som en rørledningvegg. Slike forbindelser kan være ikke-kvaterniære, langkjedede alifatiske hydrokarbyl N-heterosykliske forbindelser, hvor den alifatiske hydrokarbylgruppen kan være som definert for den hydrofobe gruppen ovenfor; mono- eller dietylenisk umettede alifatiske grupper f. eks. med 8-24 karboner, slik se m oleyl, er foretrukket. Den N-heterosykliske gruppen kan ha 1-3 ringni trogenatomer med 5-7 ringatomer i hver ring; imidazol- og imidazolin-ringer er foretrukket. Ringen kan også ha en aminoalkyl-, for eksempel 2-aminoetyl- eller hydroksyalkyl-, f. eks. 2-hydroksyetylsubstituent. Oleylimidazolin kan anvendes. ii. En gassinhibitor kan være en fast polar forbindelse som kan være en polyoksyalkylenforbindelse eller alkanolamid, eller tyrosin eller fenylalanin. iii. En asfalteninhibitor kan være en amfoter fettsyre eller et salt av et alkylsuccinat, mens voksinhibitoren kan være en polymer, slik som en olefinpolymer for eksempel polyetylen eller en kopolymerisk ester, for eksempel etylenvinyl-acetatkopolymer, og voksdispergeringsmidlet kan være et polyamid. Hydrogensulfidrensemidlet kan være et oksidasjonsmiddel slik som et uorganisk peroksid, for eksempel natriumperoksid, eller klordioksid, eller et aldehyd for eksempel med 1-10 karboner, slik som formaldehyd eller glutaraldehyd eller (met)akrolein.

De på forhånd dannede homogene formuleringene ifølge oppfinnelsen kan, når de anvendes, hensiktsmessig oppnås ved tilsetning av det overflateaktive midlet (a) til en vandig oppløsning av oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie (b) omfattende en avleiringsinhibitor fulgt av forsiktig blanding. Dersom det innledningsvis fremstilte materialet er uklart, så vil det være nødvendig med mindre justeringer når det gjelder de relative mengdeforhold av bestanddelene eller en endring i typen eller mengden av det benyttede kooppløsningsmidlet eller temperaturen. Deres viskositet er hensiktsmessig slik at ved reservoartemperaturen, f. eks. ved 100°C, så lar de seg lett pumpe ned gjennom hullet. Foreliggende på forhånd dannede formuleringer kan fremstilles via et konsentrat av bestanddeler (a) og (b), som kan transporteres som sådan til bruksstedet, hvor det blandes med det vandige mediet i passende mengdeforhold til oppnåelse av den ønskede homogenitet og i hvilket kjemikaliet har blitt oppløst. Den på forhånd dannede formulering kan injiseres, hensiktsmessig under trykk, i en oljebærende sone, for eksempel bergartformasjon, via en produksjonsbrønn f. eks. ned gjennom hullet, fulgt av en separat væske for å presse den på forhånd dannede formuleringen inn i den oljebærende sonen; væsken kan anvendes som en overspyling og kan være sjøvann eller dieselolje. Formuleringen hensettes deretter (innstenging, "shut-in") i den oljebærende sonen mens oljeproduksjonen stoppes midlertidig. Under denne prosessen perkolerer den injiserte kjemikalieformuleringen gjennom den oljebærende sonen som befinner seg under injeksjonstrykket. I avstengingsperioden kommer den injiserte formuleringen i kontakt med reservoarfluider og danner in situ et to- eller trefasesystem, som kan være i form av en emulsjon og som utviser den ønskede overflate- og faseadferd. Dette er den såkalte trykkeffekten ("squeezing") som muliggjør opprettholdelse av oljeutvinning fra slike soner. En ønsket kontakttid på 5-50 timer, for eksempel 20-30 timer, kan ofte oppnås med foreliggende formuleringer. Etter denne perioden kan oljeproduksjon gjenstartes. I det tilfelle hvor produksjonskjemikaliet er en avleiringsinhibitor vil produksjonsraten innledningsvis være høy, hvilket også vil være tilfelle for innholdet av oppløselig kalsium i det produserte vannet. Over tid, for eksempel 2-4 måneder, vil produksjonsraten avta og innholdene av oppløselig salt vil også avta, hvilket betyr mulige avleiringsproblemer i bergartformasjonen, hvorved produksjonen kan stoppes og ny alikvot av fo rmuleringen injiseres i brønnen. Lignende metoder kan benyttes for å oppnå asfalteninhibering, voksinhibering eller -dispergering og hydrogensulfidrensing, mens for korrosjon- og gasshydratinhibering blir formuleringen vanligvis injisert kontinuerlig ned i hullet.

Et ytterligere trekk ved foreliggende formuleringer er at når en multifasesammensetning omfattende f. eks. en avleiringsinhibitor, olje og alkyltriglykoleteren utvinnes ved overflaten etter den ovenfor omtalte prosedyre med trykkinjisering ("squeezing") og ved etterfølgende avkjøling derav, så vil mesteparten av glykoleteren komme inn i vannfasen istedenfor oljefasen i denne sammensetningen. Glykoleteren forårsaker således ikke noen problemer verken i etterfølgende produksjons- eller raffinerings-operasjoner, slik som for eksempel å bidra til disdannelse i brennstoffer på grunn av tilstedeværelsen av oppløseliggjort vann i glykoleteren. Dessuten, dersom den separerte vandige fasen tømmes ut i sjøen, så kan bionedbrytningen av oppløst glykoleter foregå bli relativt hurtig i sjøens termiske lag, og derved minimalisere forurensning. Videre kan de benyttede formuleringer øke effektiviteten til oljefelt- eller gassfeltkjemikaliet, for eksempel i dobbelt forstand i tilfelle for avleiringsinhibitorer, slik at mindre kjemikalie vanligvis vil være nødvendig per år og avstengingstiden på grunn av tilføring av kjemikalie og innstenging også vil bli tilsvarende redusert og derved øke produksjonsraten.

Fremgangsmåten kan foretas like effektivt ved injisering av komponentene i formuleringen sekvensielt i produksjonsbrønnen.

Foreliggende oppfinnelse illustreres i følgende eksempler:

Eksempel 1:

1.1 En generell formulering som kan forbli klar og lys av utseende mellom omgivelsestemperatur og 95°C og ble benyttet for følgende forsøk, hadde følgende sammensetning:

pH-verdien til denne formuleringen ble ikke overvåket.

1.2 En stabilitetstest ble foretatt ved anvendelse av 15 deler av et kommersielt,

blandet glykoleteroverflateaktivt middel (ifølge oppfinnelsen) med følgende omtrentlige sammensetning i den generelle formulering (1.1) ovenfor:

Denne formuleringen resulterte i en homogen gul oppløsning. Ved oppvarming av en prøve av denne homogene formuleringen fra romtemperatur (da den var en enkelt fase) under omrøring, ble det observert en faseovergang ved 95,5°C, idet turbiditet begynte å vise seg i formuleringen. Over denne temperaturen og henstand uten noen omrøring dannet det seg en fargeløs separat fase over en større, lavere gul fase (den øvre fasen var antagelig hovedsakelig n-butyltriglykoleter).

Eksempel 2:

Formålet med dette eksemplet var å fastslå om hver av de ovenfor angitt formuleringer blandet med Forties Main-Oil Line Fluids- (FMOLF) råolje utvikler en midtre fase i en trefase-blanding (ifølge Nelson, R. C. og Pope, G. A. i en autentisk publikasjon betegnet "Phase Relationships in Chemical Flooding" publikasjon nr. SPE 6773 av Society of Petroleum Engineers of the USA, og publisert av American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers Inc. (1977)) ved 95°C, hvilket derved betyr at formuleringene har evne til å medføre olje (som ellers ville kunne bli innestengt i bergartformasjoner) av de testede formuleringene.

Ved oppvarming av en homogen gul oppløsning av formuleringen beskrevet i (1.2)

ovenfor (10 g, inneholdende 1,5 g av den kommersielle overflateaktive blanding) under omrøring i nærvær av tilsatt FMOLF (2 g), ble det observert et trefasesystem ved 95°C. Disse tre fasene var en øvre sortfarget væske (antakelig hovedsakelig råolje), en midtre oransjerød fase (antagelig hovedsakelig den kommersielle, overflateaktive blanding), og en nedre gul fase (antagelig hovedsakelig vandig Dequest<®> oppløsning). Det ble observert at dette trefasesystemet vedvarte over syv dager, og det ville antagelig ha vedvart i ubegrenset tid. Dessuten ble det ved omrøring observert at den midtre fasen lett ble oppbru tt under dannelse av dråper eller filamenter, som ble trukket ned inn i den nedre fasen. Ved henstand fuktet den midtre fasen og den nedre fasen glassveggen i testbeholderen i lik grad. Disse observasjoner var i overensstemmelse med den lave grenseflatespenning som eksisterte mellom den vandige og den oljeholdige fasen som beskrevet av Nelson og Pope i den ovenfor nevnte publikasjon.

Eksempel 3:

Som en generell prosedyre ble det benyttet en homogen formulering med samme generelle sammensetning som i eksempel 1 ovenfor for følgende forsøk. I dette tilfelle ble imidlertid 10 deler Dequest<®> 2060S først blandet med 75 deler sjøvann og pH-verdien ble deretter justert ved anvendelse enten av fast natriumhydroksid (eksempel 3.1-3.3) eller fast litiumhydroksidmonohydrat (eksempel 4.1-4.3) for åbringe den til en verdi på 2. Som i eksempel 1 ovenfor var mengden av benyttet overflateaktivt middel i hvert tilfelle 15 vektdeler.

Som et resultat av regulering av pH-verdien forble denne formuleringen homogen (dvs. klart og lyst utseende) mellom omgivelsestemperatur og 110°C. Formålet med disse eksemplene var å fastslå om en temær blanding dannet av den ovenfor angitte formulering i blanding med North Alwyn råolje fra Nordsjøen, UK (densitet, API nr. fra 37,2 til 42,1) som publisert av The Geological Society, London, i "United Kingdom Oil and Gas Field;s 25 Years Commemorative Volume", memoar nr. 14, utgitt av I. L. Abbotts (1991), utviklet en mellomfase ved 110°C, som beskrevet i ovenstående eksempel 2.

3.1 Det ble utført et forsøk med en homogen formulering inneholdende 15 vektdeler av den kommersielle overflateaktive blanding benyttet i ovenstående eksempel 1.2. Ved oppvarming av en prøve av denne formuleringen fra romtemperatur (da den var i en enkeltfase) under omrøring ble det observert en faseovergang mellom 48 og 49°C, da turbiditet viste seg i formuleringen.

3.2 Et annet forsøk ble utført ved anvendelse av den samme formuleringen som i Eksempel 3.1 med unntagelse for at 7 vektdeler av den kommersielle overflateaktive blanding benyttet i formuleringen i dette eksemplet ble erstattet med 7 vektdeler metanol.

Ved oppvarming av en prøve av denne formuleringen inneholdende metanol i et Buchi glasstrykkrør fra romtemperatur (da den var i en enkeltfase) til 90°C ble det ikke observert noen faseovergang.

Dette forsøket viser at når det benyttes formuleringer som inneholder en relativt høyere konsentrasjon av det overflateaktive midlet, så kan uhomogeniteten i formuleringen korrigeres ved å erstatte en del av det overflateaktive midlet med metanol og derved kan formuleringens homogenitet gjenopprettes og dens stabilitet forbedres i betydelig grad.

3.3 Ved oppvarming og omrøring av en prøve av formuleringen ifølge Eksempel 3.2

(25 g, inneholdende 2,0 g av den kommersielle overflateaktive blanding i Eksempel 1.2 og 1,75 g metanol) i nærvær av tilsatt North Alwyn-råolje (2 g) i et Buchi-glasstrykkrør ble det observert et trefasesystem ved 110°C. Disse fasene og deres opptreden var lik de til formuleringen i Eksempel 2 ovenfor.

Eksempel 4:

4.1 En formulering inneholdende 15 vektdeler av den kommersielle overflateaktive blanding i Eksempel 1.2 ovenfor, men ellers med en generell sammensetning som angitt i Eksempel 3 ovenfor, ble gradvis oppvarmet og omrørt i et Buchi-glasstrykkrør begynnende ved romtemperatur da formuleringen bare hadde en enkelt fase. En faseovergang ble observert mellom 67 og 68°C da turbiditet begynte å vise seg i formuleringen.

Forsøket i 4.1 ovenfor ble gjentatt med unntagelse for at 6 vektdeler av den kommersielle overflateaktive blanding i denne formuleringen ble erstattet med 6 vektdeler metanol.

Ved gradvis oppvarming og omrøring av denne reviderte formulering inneholdende metanol i et Buchi-glasstrykkrør begynnende ved romtemperatur (da formuleringen utviste en enkelt fase) til 109°C og deretter, etter en time da temperaturen ble hevet til 115°C, ble det ikke observert noen faseovergang.

Dette forsøket viser igjen at ved anvendelse av formuleringer inneholdende en relativt liøyere konsentrasjon av det overflateaktive midlet så kan formuleringens uhomogenitet korrigeres ved å erstatte en del av det overflateaktive midlet med metanol og derved kan formuleringens homogenitet gjenopprettes og dens stabilitet forbedres i betydelig grad.

4.2 Ved oppvarming og omrøring av en blanding av en formulering ifølge Eksempel 3.2 (30,0 g, inneholdende 2,7 g av det overflateaktive midlet benyttet i Eksempel 1.2 og 1,8 g metanol) med tilsatt North Alwyn-råolje (4 g) i et Buchi-glasstrykk-rør, ble det observert et trefasesystem ved 110°C. Disse fasene og deres opptreden var lik resultatene i eksempel 2 ovenfor.

Eksempel 5:

Den homogene formuleringen i eksempel 3.2 ovenfor ble sammenlignet med henblikk på avleiringsirihibeirngseffektivitet med en kontrollformulering (ikke i overensstemmelse med oppfinnelsen) inneholdende kun Dequest<®> 2060S (10 vektdeler) og sjøvann (90 vektdeler) for en simulert trykkinjiseirngsprosess.

Fra en sandstenkjerne fra en brønn i Brent-gruppen i Nordsjøen ble det boret ut vertikale kjerner med en lengde på 15 cm. Hver 15 cm kjerne ble avoljet ved oppløsningsmiddel-ekstraksjon suksessivt med toluen og deretter metanol/kloroform, før den ble montert i en vertikal kolonne utstyrt med inngangs- og utgangskraner. Avgasset sjøvann ved pH 5,5 ble ført gjennom kjernen ved romtemperatur inntil metning. 5 porevolumer av avgasset Brent-råolje (filtrert for å fjerne materiale større enn 10 u.) ble deretter ført inn i kjernen ved 150 ml/time inntil intet mer vann ble oppsamlet fra utgangskranen. Kjernen ble deretter oppvarmet til 110°C, simulert reservoartemperatur i 24 timer, før injeksjon ved 150 ml/time av avgasset sjøvann ved pH 5,5 inntil det ikke ble oppsamlet mer olje. Kjernen hadde da en restoljemetning og restsaltoppløsningsmetning og simulerte derved oljebærende bergartformasjon nede i borehullet.

Kjernen ble avkjølt til 40°C uten inngang av gass og deretter ved 30 ml/time ble 8-10 porevolumer inhibitormiddel (som beskrevet nedenfor) injisert til metning. Deretter ble kranene lukket og kjernen gjenoppvarmet til 110°C og holdt ved denne temperaturen i 17 timer. Avgasset sjøvann ved pH 5,5 ble deretter ført gjennom kjernen ved 30 ml/time og prøver av utløpet ble oppsamlet periodisk og analysert for inhibitornivå inntil konsentrasjonen av inhibitor falt under 5 ppm. Kjernen ble deretter avkjølt og oversvømmet med metanol før tørking og undersøkelse ved skanningselektron-mikroskopi for å kontrollere eventuell effekt av behandlingen på leire- eller pore-morfologi; ingen ble observert.

To sett forsøk ble utført ved anvendelse av ovenstående prosedyre: ett med formuleringen beskrevet i eksempel 3.2 ovenfor, og det andre med en kontroll som inneholdt den relevante inhibitoren ved samme prosent vekt/vekt og pH = 2 og kun sjøvann.

Forholdet for inhibitornivået i utløpet til volumet av sjøvann ført gjennom kjernen (uttrykt som antall porevolumer av oppløsningen) er et mål for mengden av inhibitor opptatt av bergartformasjonen til å begynne med og på dens frigjøringshastighet, det vil si et mål for inhibitorens fjerningshastighet fra bergartformasjonen under produksjon (det vil si dens motstand mot utluting) og således er det et mål for dens effektivitet med henblikk på å inhibere avleiring over tid. Resultatene er vist i nedenstående tabell 1:

Eksempel 6:

Dette eksemplet ble utført ved anvendelse av en "sandpakning" istedenfor kjernen benyttet i eksempel 5. To sett forsøk ble utført: (i) en ren gjentagelse av eksempel 5 ved anvendelse av en homogen oppløsning og (ii) gjentagelse av eksempel 5, men nå ved bruk av en sekvenstilsetning hvorved det overflateaktive midlet innledningsvis ble innført i sandpakningen fulgt av en tilsatsmengde av avleiringsinhibitoren. Formuleringen for (i) ovenfor ble fremstilt fra følgende komponenter: Benyttet kommersielt En blanding av 8 vektdeler av det benyttet i eksempel 5 og 7 overflateaktivt middel vektdeler metanol restolje

Fremgangsmåten ble deretter gjentatt for å utføre et kontroll- (basislinje) forsøk, hvorved den homogene formuleringen som ble benyttet inneholdt 90 vektdeler sjøvann og 10 vektdeler Dequest<®>2060S i fravær av et overflateaktivt middel.

Forsøk (ii) ble utført ved anvendelse av en sandpakning i et 1,524 meter metallrør pakket med Clashach-sand. Pakningen ble spylt med restolje (ved anvendelse av hovedledningsfluid fra Forties-feltet) og en sjøvannoverfylling ble utført på samme måte ved anvendelse av de samme temperaturene (110°C) og de samme strømningshastighetene som i eksempel 5 ovenfor. I disse forsøkene ble forspylingsdata oppnådd ved sekvensmessige tilsetninger av først en 8 vekt-% oppløsning av det kommersielle overflateaktive midlet som beskrevet ovenfor oppløst i sjøvann (pH justert etter behov), innestengt ved 110°C i 12 timer, fulgt av tilsetning av en skvettmengde avleiringsinhibitor lik den benyttet for basislinjedata uten det overflateaktive midlet. Basislinjedataene ble gjentatt ved anvendelse av sandpakningen, men ved å benytte 10 vekt-% oppløsning av Dequest<®>2060S i sjøvann justert til en pH-verdi på 2,0, men uten det overflateaktive midlet for å gjøre sammenligninger med sandpakninger mer nøyaktige.

Resultatene er vist i tabell 2 nedenfor:

Eksempel 7:

Dette eksemplet ble utført med et Tarbert-kjernemateriale ved anvendelse av prosedyren beskrevet i eksempel 5 ovenfor og med en homogen blanding av det overflateaktive midlet og avleiringsinhibitoren Dequest 2086 vist i nedenstående formulering.

Inhibitoren ble benyttet i en 4 vekt-% konsentrasjon og blandingen ble fremstilt i destillert vann. Den totale formulering som ble benyttet var således:

Basislinjedataene ble oppnådd ved anvendelse Dequest 2086 i sjøvann (ved 15,7 % vekt/vekt som levert, tilsvarende 5 % vekt/vekt aktivt materiale) justert til en pH-verdi på 5,45. Dataene vist i Tabell 3 er for en homogen formulering som ved benyttelse som beskrevet i Eksempel 5 ovenfor.

Resultatene er vist i nedenstående Tabell 3:

Claims (24)

1. Fremgangsmåte for økning av effektiviteten av produksjonskjemikalier ved å redusere antall trykkinjiserings- og innstengningsoperasjoner, som er nødvendig for å øke produksjonsraten fra en oljebrønn ved inhibering av avleiringsdannelse i brønnen, hvorved et overflateaktivt middel og en avleiringsinhibitor trykkinjiseres i en oljebærende bergartformasjon, karakterisert ved trykkinjisering i bergartformasjonen av en vannblandbar formulering innbefattende: (c) et vannblandbart overflateaktivt middel som er en alkyltriglykoleter og (d) minst ett vannblandbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie innbefattende en avleiringsinhibitor, og ved å holde kjemikalieformuleringen i formasjonen over en periode for å oppnå nevnte innstengning, og derved sette komponentene i formuleringen i stand til å bli adsorbert av den oljebærende formasjonen og virke som en avleiringsinhibitor, idet komponentene i formuleringen enten føres inn som en på forhånd dannet homogen enkeltsammer) setning, eller samtidig i parallell eller sekvensielt i hvilken som helst rekkefølge i bergartformasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det overflateaktive midlet omfatter minst én alkyltriglykoleter som er til stede i formuleringen i en mengde varierende fra 1-20 vekt-%.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert v e d at alkylgruppen i alkyltriglykoleteren er rett eller forgrenet og har 3-6 karbonatomer.

4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at alkylgruppen i alkyltriglykoleteren har 3-5 karbonatomeir.

5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at alkyltriglykoleteren er n-butyltriglykoleter (også kjent som trietylenglykol mono-n-butyleter).

6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det overflateaktive midlet er en biproduktstrøm fra glykoleterfremstillingsprosesser som inneholder en høy andel av n-butyltriglykoleter.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at biproduktstrømmen omfatter ca. 75 % vekt/vekt n-butyltriglykoleter, ca. 2,5 % vekt/vekt butyldiglykoleter, ca. 19 % butyltetraglykoleter og ca. 2 % butylpentaglykoleter.

8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at mengden av benyttet produksjonskjemikalie er i området fra 1-25 % vekt/vekt av den totale formulering.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringen injiseres i bergartformasjonen som en på forhånd dannet homogen enkeltsammensetning, idet formuleringen er en vandig oppløsning inneholdende to komponenter i spesifikke mengdeforhold for derved å opprettholde formuleringens homogenitet.

10. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringen er en homogen formulering som i et vandig medium omfatter (a) minst ett overflateaktivt middel omfattende n-butyltriglykoleter i en mengde på 1-20 % vekt/vekt og (b) minst ett oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie omfattende en avleiringsinhibitor i en mengde på 1-25 % vekt/vekt.

11. Fremgangsm åte ifølge krav 5, hvor fremgangsmåten for innføring av et oljefelt- eller gassfeltprodnksjonskjemikalie innbefattende en avleiringsinhibitor og det overflateaktive midlet i en bergartformasjon omfattende olje og/eller gass, karakterisert ved føring av en på forhånd dannet homogen formulering av nevnte produksjonskjemikalie og det overflate aktive midlet ned gjennom en produksjonsbrønn og deretter inn i bergartformasjonen.

12. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringen er en på forhånd dannet enkeltsammensetning omfattende alkyltriglykoleteren og minst ett produksjonskjemikalie omfattende en avleiringsinhibitor, hvilken sammensetning forblir klar og stabil over el temperaturområde fra omgivelsestemperatur til minst ca. 45°C.

13. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringen inneholder, i tillegg, andre komponenter inkludert (i) andre produksjonskjemikalier eller (ii) kooppløsningsmidler som gjør det mulig at formuleringen forblir stabil ved relativt høyere temperaturer eller når det overflateaktive midlet anvendes i konsentrasjoner i det øvre spesifiserte kvartilområd et og er vesentlig fri for vannublandbare komponenter.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at ko-oppløsningsmidlet er en lavere alifatisk alkohol valgt fra metanol og etanol.

15. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav 1-8, karakterisert ved at hver av komponentene i formuleringen når de er injisert i bergartformasjonen på sekvensiell måte befinner seg i en homogen tilstand enten de er benyttet ublandet eller som en vandig oppløsning derav.

16. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det vandige mediet i formuleringen skriver seg fra ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produksjons- eller formasjonsvann, med en total saltholdighet på for eksempel 0-250 g/l og har en pH-verdi i området 0,5-9.

17. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at sjøvann anvendes som det vandige medium og at formuleringen har en sur pH-verdi i området fra 0,1 til 6,0.

18. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie er en avleiringsinhibitor som er effektiv med henblikk på å stoppe kalsiumsalt- og/eller bariumsaltavleiringsdannelse.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 17 eller 18, karakterisert v e d at avleiringsinhibitoren er et vannoppløselig organisk molekyl med minst 2 karboksyl- og/eller fosfonsyre- og/eller sulfonsyregrupper.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 17 eller 18, karakterisert v e d at avleiringsinhibitoren er en monomer, oligomer eller en polymer som har minst én hydroksylgruppe og/eller aminonitrogenatom.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at avleiringsinhibitoren er en alifatisk fosfonsyre med 2-50 karboner eller en aminoalkyl-fosfonsyre som hver bærer minst én metylenfosfonsyregruppe.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at avleiringsinhibitoren er valgt fra gruppen bestående av etylendiamintetra(metylen-fosfonat), dietylentiramin-penta(metylenfosfonat) og triamin- og tetraminpolymetylen-fosfonatene med 2-4 metylengrupper mellom hvert N-atom.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at avleiringsinhibitoren er en polykarboksylsyre valgt fra melkesyre, vinsyrer og poly(met)alaylsyre.

24. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at de andre produksjonskjemikaliene i formuleringen er en inhibitor mot: (i) korrosjon, (ii) gasshydratdannelse, (iii) voks, eller (iv) asfaltenavsetning; eller er et hydrogensulfidrensemiddel eller voksdispergeirngsmiddel.