NO316401B1 - Fremgangsmåte for forbedret stimuleringsbehandling - Google Patents

Description

Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å forbedre effektiviteten av stimuleringsbehandhnger i underjordiske formasjoner og/elter borehull Videre omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte for å forbedre injiserbarheten av brønnbehandlingsvæsker inn i underjordiske formasjoner I ett aspekt angår oppfinnelsen fremgangsmåter for forbednng av fluid-penetrasjon inn i formasjonen ved fjerning av rester av behandlingsfluider fra et borehull og rundt brannveggen

Sure behandlinger er blitt anvendt i mange år i nye og gamle brønner for å løse opp stein og således gjøre eksisterende kanaler større og for å åpne nye slike til borehullet Underjordiske sandsten- eller silisiumholdige formasjoner behandles normalt med fluss-syre og blandinger av fluss- og saltsyre Underjordiske karbonatformasjoner kan behandles med mange forskjellige syresystemer, inklu-dert saltsyre, eddiksyre og maursyre Sure behandlinger har i årevis blitt gjennom-ført etter boreoperasjoner i et forsøk på å fjerne borehullskade forårsaket av frem-mede fluider injisert for brønnboring og -utvikling Slike behandlinger forbedrer i noen grad permeabiliteten for formasjonen rundt borehullet, men det er kjent at syren vil lage "ormehull" gjennom filterkaken (og formasjonen i tilfelle av kalksten) slik at størstedelen av det skadelige matenalet holdes på plass

Det ødeleggende materiale er i de fleste tilfeller resultatet av polymere vis-kositetsøkere som ofte anvendes i boreslam og andre brønnkomplettenngsfluider Slike polymere viskositetsøkere forblir i brønnen, og er tilbøyelige til å virke for-styrrende på andre faser av boring og/eller komplettenngsoperasjoner, samt på brønnens produksjon etter at slike operasjoner er avsluttet I boreoperasjoner - når borehull opprinnelig lages - er fluider tilbøyelige til å sive mn i den omgivende formasjon under dannelse av en filterkake på veggen i borehullet Filterkaken kan av og til forhindre at fdnngsrør-sement binder til veggen av borehullet på passende måte

Videre er banen for et borehull generelt buktet enten den er vertikal eller honsontal Veggen i borehullet har ofte forskjellige fremspring og hulrom som vil fange opp fluid som er kommet i kontakt med den Fluidet i kontakt med bore-hullsveggen er tilbøyelig til å danne gel når vann lekker ut og inn i formasjonen, og permeabiliteten for formasjonen avtar således i høy grad

US-patenter nr 5 126 051 og 5 165 477 beskriver en fremgangsmåte for fjerning av én type fluid, nemlig boreslam, fra veggen av et borehull og deler av den tilgrensende formasjonen, og for fjerning av rest slam for å forbedre adhesjon av foringsrør-sement Patentene beskriver også en fremgangsmåte for å rengjøre en boreslamtank på brønnstedet De beskrevne fremgangsmåtene omfatter til-setning til boreslammet av et enzym som er i stand til enzymatisk å bryte ned den viskositetsøkende komponent i slammet Et brønnbehandlingsfluid som omfatter ett eller flere enzymer injiseres mn i brønnen før sementen anbringes mellom veggen av borehullet og fonngsrøret

I US-patent nr 5 247 995 beskrives en fremgangsmåte for nedbryting av skadelig materiale i en underjordisk formasjon i et borehull under anvendelse av enzymer for å forbedre produksjonen fra formasjonen Enzymbehandlingen bryter ned polysakkandholdige filterkaker og skadelige fluider som reduserer deres vis-kositet Den nedbrutte filterkake og det skadelige fluid kan så fjernes fra formasjonen og produseres tilbake til brønnoverflaten I dette patent beskrives anven-delsen av spesielle enzymer som er aktive ved lave til moderate temperaturer og spesifikt mot en spesiell type polysakkarid Enzymene er aktive i pH-området ca 2,0 til 10,0

Det er kjent at enzymer kan anvendes for å hjelpe til med fjerning av rester av skadelige matenaler fra bore- eller behandlmgsfluider for å få større strømning ut fra formasjonen Det er imidlertid ofte ønskelig å forbedre strøm eller penetrasjon mn i formasjonen, for eksempel dersom det gjennomføres en surgjørende behandling for å forbedre brønnens produksjon, eller mer spesielt i tilfelle av mjek-sjonsbrønner Injeksjonsbrønner anvendes normalt ved sekundære utvmnings-operasjoner for å skyve olje mot en produserende brønn Dersom strømmen av injisert vann begrenses av avsetninger fra tidligere brønnbehandlinger eller av oppbygging av avsetninger overtid, så som avleiringer, begrenses i høy grad effektiviteten av det injiserte vann Sure behandlinger anvendes ofte for å forbedre mjiserbarhet, men den begrensede permeabilitet i formasjonen påvirker syrepene-trasjonen på samme måte som den påvirker det injiserte vann Det ville være ønskelig å redusere eller eliminere omfanget av kostbare syrebehandhnger ved å forbedre effektiviteten av et lite volum av injisert syre

Det er nå overraskende blitt funnet at effektiviteten for stimuleringsbehand-linger, spesielt sure behandlinger, kan forbedres ved å anvende et vannbasert rengjønngsfluid som inneholder enzymkomplekser for å bryte ned viskositets-økere, slik at lett fjerning av avsetninger i borehullet og i den omgivende formasjon kan finne sted Med forbedret rengjøring av borehullet og den omgivende formasjon kan det oppnås større permeabilitet i formasjonen Metoden omfatter behandling av brønnen med rengjønngsfluid som omfatter et enzymholdig vandig fluid, rengjønngsfluid bringes i kontakt med borehullet og formasjonens front i en tid som er tilstrekkelig til at restmaterialene kan brytes ned, og faststoffer fjernes for å forbedre permeabiliteten i formasjonen Høyere produktivitet i produserende brønner og høyere injiserbarhet i injeksjonsbrønner oppnås på overraskende måte ved anvendelse av den her beskrevne oppfinnelse Når det anvendes en syrebehandling for å fjerne faste stoffer, gir fremgangsmåten videre den fordel at det kan anvendes mindre mengder syre og lavere konsentrasjon av syre enn det som normalt ville bli anvendt for å oppnå øket produksjon

Produksjonen av hydrokarboner fra brønner er ofte lavere enn ønskelig på grunn av den lave permeabilitet i lagene, noe som resulterer i dårlig ledning til borehullet Minsket permeabilitet kan komme av formasjonsskade forårsaket av bore- eller behandhngsfluider, av oppbygging av avsetninger, og av andre grun-ner Det er vanlig praksis å prøve å forbedre produksjon etter boring ved å stimulere brønnen eller ved andre sekundære operasjoner

I den mest sukksessnke og mest anvendte av disse sekundære operasjoner injiseres et fluid i formasjonen ved å pumpe det gjennom én eller flere injek-sjonsbrønner boret inn i formasjon, idet olje fortrenges i og beveges gjennom formasjonen, og produseres fra én eller flere produksjonsbrønner boret inn i formasjonen I en spesiell utvinningsoperasjon av denne type anvendes vann eller saltvann fra feltet vanligvis som injeksjonsfluid og operasjonen betegnes som en vannoverfylling Injeksjonvannet betegnes ofte som overfyllingsvæske eller over-fylhngsvann til forskjell fra dannelsen in situ, eller formasjonsvann Fluider injisert senere kan betegnes som dnvfluider Selv om vann er det mest vanlige, kan injeksjon og dnvfluider inkludere gassformige fluider så som vanndamp, karbondioksyd og lignende

Det har lenge vært kjent at kjemien for forskjellige vanntyper som påtreffes i oljefeltoperasjoner er slik at forbindelser med lav løselighet er til stede Under visse betingelser kan disse lite løselige salter felles ut og føre til dannelse av avsetninger Syrebehandling av formasjoner kan forbedre ledningsevnen ved injeksjon av en sur løsning inn i borehullet og inn i produksjonslagene Saltsyre i konsentrasjoner i området fra ca 3% til ca 28% anvendes normalt i denne type behandling Borefluider som inneholder viskositetsøkende midler og/eller andre brønnbehandlingsfluider som inneholder viskositetsøkende midler inhiberer imidlertid ofte penetrasjonen av vandige sure fluider ved fronten av formasjonen

Produksjonsevnen eller injeksjonseffektiviteten kan avta drastisk i brønner med uforede hull, honontale brønner, høyawiksbrønner, multilaterale brønner, og høyvinkelbrønner Disse brønntyper byr på vanskelige problemer i forbindelse med borekaks-suspensjon og fjerning, og er på grunn av sin natur mer tilbøyelige til formasjonsskade Slike brønner er konstruert for å øke produksjonen ved at overflatearealet inne i den produserende sone økes For å oppnå den tiltenkte økede produksjon gjennom øket overflateareale må skade på formasjonsperme-abihtet i området av interesse minimeres En spesiell type borefluid, "innbonngs"-fluider ("dnll-in" fluids), er blitt funnet å være i høy grad nyttige i slike brønner Innbonngsfluider (som også betegnes som "rene" fluider) som inneholder lav-rest-produserende polymerer foretrekkes normalt, slik at potensiell permeabilitets-skade reduseres Anvendt på passende måte forbedrer innbonngsfluider brøn-nens produktivitet, målt ved produksjonsgrader som er høyere enn forventet og forbedret reservoar-reetablenng Innbonngsfluider er blitt svært populære ved boring av honsontale og multilaterale brønner på grunn av deres evne til å sus-pendere og fjerne borekaks

Kategoriene av innbonngsfluider inkluderer sortert (sized) salt, spesielt sortert kalsiumkarbonat, konvensjonelt kalsiumkarbonat, blandet-metall-hydrok-syd, og spesielt formulerte olje-baserte og syntetiske fluider Utvelgelse av den passende type innbonngsfluid avhenger av tilpassing av innbonngsfluidet med reservoar- og kompletteringsdesign Viktige reservoarkarakteristikker som må tas i betraktning ved utvelgelse av et innbonngsfluid inkluderer permeabilitet (for eksempel vertikal sprekk eller matnks), kornstørrelsesfordeling, porestørrelse, mine-ralogi, formasjonsvann, råolje- og gass-sammensetning og egenskaper, og reser-voartrykk og belastningsbetingelser

Innbonngsfluider inneholder normalt viskositetsøkende polymerer så som en biopolymer, biopolymerblandinger, denvatisert stivelse, eller denvatisert cellulose Innbonngsfluider kan bestå av forskjellige kombinasjoner av viskositets-økere Eksempler på systemer inkluderer, men er ikke begrenset til, stivelsesba-serte systemer som inneholder xantan, cellulose-baserte systemer som inneholder xantan, og blandede systemer som inneholder cellulose, xantan og stivelse Vannbaserte innbonngsfluider, så som fluider med sortert salt, kan inneholde 1,36 til 2,27 kg biopolymer pr 159 liter (pr barrel) denvatisert stivelse, og en ytterligere denvatisert stivelse som skal virke som et filtrenngs-reguleringsmiddel Når slike vannbaserte fluider anvendes, er syre-baserte brytingssystemer eller brytmgssy-stemer av oksydasjonsmiddeltype blitt inkorporert for å bryte ned resten av slammet og filterkaken Syrebaserte brytings-systemer (typisk 5 til 15 vekt% saltsyre) og oksyderende brytingsmidler vil ikke omfatte enzymer Filterkaker dannes imidlertid også når "rene" innbonngsfluider føres inn i underjordiske formasjoner med konvensjonelle brytings-systemer Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er effektiv når det gjelder å bryte ned de forskjellige typer av polymersyste-mer som konvensjonelt anvendes i innbonngsfluider

Filterkaker som uunngåelig dannes ved innborings-fluidsystemer kan enda redusere strømningseffektiviteten dramatisk ved kompletteringen av brønner med ufdrede eller åpne hull Materialer så som kalsiumkarbonat eller salt anvendes ofte som vektadditiv i disse fluider for å opprettholde det ønskede trykk for å holde brønnen under kontroll og for å tilveiebringe tetningstilsatser for å forhindre lekka-sjer Slike faststoffkomponenter blir konsolidert og innfanget i det polymere materiale og gjør derved filterkaken til en sterk permeabihtetsbarnere, selv om polymeren i seg selv muligens ikke produserer rester ved nedbryting For å gjenvinne maksimal permeabilitet for formasjonen rundt borehullet er det blitt funnet at dersom det polymere matenale som omgir faste komponenter er blitt brutt ned, så kan faststoffene lettere fjernes

Generelt omfatter fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse først innfønng av et rengjønngsfluid inn i en underjordisk formasjon gjennom et borehull Rengjønngsfluidet er et vannbasert fluid som inkluderer et enzym eller en kombinasjon av enzymer som er effektive når det gjelder å bryte ned polymere viskositetsøkere som er blitt injisert inn i borehullet

Rengjønngsfluidet bringes i kontakt med borehullet og formasjonen over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å bryte ned polymere viskositetsøkere den Videre fjernes faststoffer i brønnen for å forbedre produktiviteten av den underjordiske formasjonen

I en annen utførelsesform omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for forbednng av injiserbarheten av brønnbehandlingsvæsker inn i underjordiske formasjoner, kjennetegnet ved at den omfatter trinnene

injisenng av et renfjønngsfluid inn i borehullet hvor rengjønngsfluidet

inneholder ett eller flere enzymer i en mengde som er tilstrekkelig til a bryte nea filterkaker bygd opp av polymere viskositetsøkere,

avstengning av brønnen, og

gjennomføring av en behandling for å fjerne eventuelle faststoffer fra fluider anvendt for å bore brønnen

I en ytterligere utførelsesform omfatter oppfinnelsenn en fremgangsmåte for å forbedre effektiviteten for en brønnbehandling i underjordiske formasjoner, kjennetegnet ved at den omfatter trinnene

fremstilling av et rengjønngsfluid omfattende en væske og ett eller flere enzymer utvalgt for å bryte ned eventuelle polymere viskositetsøkere fra fluider anvendt for å bore brønnen,

injisenng av rengjønngsfluidet inn i brønnen,

avstengning av brønnen over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å bryte ned de polymere viskositetsøkere, og

gjennomføring av behandling for å fjerne eventuelle faststoffer fra fluider anvendt for å bore brønnen

Rengjønngsfluidet fremstilles ved å blande en mengde av enzymet/- enzymene som er tilstrekkelig til å bryte ned polymere viskositetsøkere med en vandig væske som bærerfluid Den vandige væske kan være ferskvann, sjøvann eller saltløsning og kan omfatte additiver så som bufnngsmidler for å kontrollere pH-verdi, leirestabihsatorer, overflateaktive midler, eller andre midler Enzymet eller enzymene valgt for rengjønngsfluidet avhenger av typen av polymere viskositetsøkere som antas å være i brønnen Et enkelt enzym eller en kombinasjon av enzymer kan anvendes Rengjønngsfluidet kan også være i form av et skum hvor minst ca 50% av skummets volum er gass Rengjønngsfluid i slik form er ønskelig for å forhindre tap av fluidet før kontakt er oppnådd med hele borehullet Slike tilfeller kan spesielt påtreffes i uforede hull eller hvor frakturer i borehullet skal behandles Under visse omstendigheter, for eksempel når det gjelder injeksjonsbrønner, kan det være at det ikke er ønskelig å rense naturlige sprekker

I samsvar med foreliggende oppfinnelse er enzymet eller kombinasjonen av enzymer som velges i høy grad spesifikk for den kjemiske struktur av de polymere viskositetsøkerne Polymere viskositetsøkere som kan finnes i borehull inkluderer, men er ikke begrenset til, cellulose og denvater derav, biopolymerer så som xantan og biopolymerblandinger, stivelse og derivater derav, guar-typer og denvater og carrageaner og derivater derav For polymerer av cellulose-type anvendt i bore- eller komplettenngsfluider, inkluderer egnede enzymer slike som angriper glukosidiske bindinger i ryggraden, for eksempel cellulaser, hemi-cellulaser, glukosidaser, endoxylanaser, exoxylanaser og lignende De foretrukne enzymer for polymerer av cellulose-type inkluderer cellulaser og xylanaser De mest fortrukne er cellulase-enzymene som spesifikt hydrolyserer de exo-(1,4)-p-D-glukosidiskeog endo-(1,4)-p-D-glukosidiske bindinger i cellulose-polymerryggraden

Dersom stivelse er en komponent i bore- eller komplettenngsfluidet, inkluderer egnede enzymer de som angriper de glukosidiske bindinger i amylose- og amylopektin-polymerene, og som inkluderer enzymer og kombinasjoner av enzymer valgt fra amylaser, glukosidaser og lignende De foretrukne enzymer for stivelse inkluderer endoamylaser, exoamylaser, isoamylaser, glukosidaser, glukan-(1,4)-D-glukosidaser, glukan-(1,6)-a-glukosidase, ohgo-(1,6)-glukosidase, d-glukosidase, <x-dekstnn-endo-(1,6)-D-glukosidase, amylo-(1,6)-glukosidase, glukan-(1,4)-D-maltotetrahydralaset glukan-(1,6)-a-D-maltosidase, glukan-(1,4)-a-malto-heksoksidase Det mest foretrukne enzym for stivelser er (1,4)-a-D-glukosidase

Dersom xantan er en komponent i bore- eller komplettenngsfluidet, kan det anvendes enzymer som er egnet for cellulose, ettersom imidlertid xantan er et heteropolysakkand med en cellulose-ryggrad som har trisakkand-sidekjedebindin-ger, er det foretrukket at det anvendes minst to enzymer i rengjønngsfluidet for å bryte ned xantan De foretrukne enzymer i et slikt tilfelle inkluderer de som er opp-listet for cellulose-type-polymerer, sammen med en mannosidase eller mannan-(1,2)-p-D-mannosidase, spesielt er den foretrukne kombinasjon (1,2)-p- og/eller (1,4)-p-D-mannosidase, (1,4)-p-D-cellulase, og (1,4)-<t>-D-glukanohydrolase Dersom viskositetsøkere (galaktomannaner) av guar-type finnes i bore- eller komplettenngsfluidet, inkluderer egnede enzymer de som angriper og hydrolyserer de (1,6)-a-D-galaktomannosidiske og (1,4)-p-D-mannosidiske bindinger I et slikt tilfelle er de mest foretrukne enzymer galaktomannaser, spesielt (1,4)-p-D-mannosidase og (1,6)-a-D-galaktosidase

Aktiviteten for de fleste enzymer er avhengig av pH-verdien i miljøet for den vandige væske Ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse bør pH-verdien i den vandige væske justeres for å tilpasses det spesielle enzym eller den spesielle kombinasjon av enzymer som anvendes Generelt er enzymene ifølge oppfinnelsen stabile i pH-området 2 til 11 og forblir aktive både i sure og alkaliske områder Enzymene må også være aktive over et temperaturområde på ca 10°C til ca 150°C Det foretrukne pH-område er ca 3 til ca 7 ved temperaturer på ca 26°Ctilca 150°C Ved temperaturer over ca 50°C er det foretrukne pH-område ca 3 til 5

Konsentrasjonen av enzym i rengjønngsfluidet bør være en mengde som er effektiv for å bryte ned de polymere viskositetsøkere funnet i borehullet Generelt er konsentrasjonen blant andre faktorer avhengig av typen viskositetsøker anvendt i bore- eller komplettenngsfluidet, temperaturen i formasjonen, fluidets pH-verdi Generelt vil en effektiv mengde av enzym bli blandet med det vandige bærerfluid, og denne mengde er i området fra ca 0,1 til ca 250 liter pr tusen liter av bærerfluid Mengden er fortrinnsvis i området 10 til 100 og varierer avhengig av det spesielle enzym som er egnet for innbonngsfluidet Det kan være nødvendig å justere mengden til høyere eller lavere konsentrasjoner avhengig av betingelsene i brønnen Det er innenfor vanlig fagkunnskap å optimalisere mengden av enzym som er nødvendig for effektivt å bryte ned den polymere viskositetsøker i løpet av en ønsket tidsperiode I foreliggende oppfinnelse bryter fortrinnsvis rengjønngs-fluidet effektivt ned viskositetsøkeren i løpet av syv dager, og mer foretrukket i løpet av fire til tjuefire timer

Rengjønngsfluidet kan fremstilles ved å blande (1,4)-a-D-glukan-glukanohydrolase med en vandig væske med ca 10 liter konsentrat pr 1000 liter vandig væske Rengjønngsfluidet ifølge foreliggende oppfinnelse kan også fremstilles ved å blande exo-(1,4)-p-glukosidase og endo-(1,4)-p-glukosidase i et forhold på 1 til 4 (vekt/vekt) løsning med en vandig væske med ca 20 liter pr 1000 liter vandig væske

I fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse injiseres rengjønngsflui-det etter fremstilling av et rengjønngsfluid egnet for nedbryting av de resterende polymere viskositetsøkere i en spesiell brønn, inn i brønnen under anvendelse av egnet utstyr Det kan spottes i et borehull som har et uforet hull gjennom borerøret eller injiseres under anvendelse av spiralrullede rør (coiled tubing) I fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse skal et passende volum av rengjønngsfluid injiseres i brønnen, og dette volum bestemmes av borehullets størrelse under hensynstagen til noe fluidtap på grunn av lekkasje For et uforet hull antas for eksempel volumet av det uforede hull pluss et tilleggsvolum på ca 25% å være en optimal mengde nødvendig for å fylle det borede hull og tillate fluidutlekking på ca 25% Det er også foretrukket når det anvendes spiral rullede rør at rørene i begynnelsen strekker seg gjennom hele det produserende intervall av interesse

Straks rengjønngsfluidet er på plass lukkes brønnen for at rengjønngs-fluidet skal få bryte ned rester av polymere viskositetsøkere i veggen av borehullet og den omgivende formasjon Tiden for avstengning vil vanere fra brønn til brønn avhengig av temperatur, fluidbehandhngsblanding og konsentrasjoner, samt re-servoarbetingelser Generelt bør avstengningstiden være i området ca 0,1 til ca 24 timer Den foretrukne tid for innelukkelse av rengjønngsfluidet er ca 1 til ca 8 timer I ethvert tilfelle bør mnelukkelsestiden være lang nok til å tillate fullstendig anbnngelse av rengjønngsfluidet i borehullet slik at det oppnås kontakt av ren-gjønngsfluidet med de eksponerte overflatearealer i borehullet og eventuelle forlengelser derav Etter at rengjønngsfluidet har fått virke i en tilstrekkelig tid, kan rengjønngsfluid i visse tilfeller gjenvinnes fra borehullet og formasjon dersom dette er ønskelig

I det neste tnnn av fremgangsmåten gjennomføres normalt en syrebehandling Parametrene for syrebehandhngen blir tilrettelagt for den spesielle brønn av interesse og avhenger av om formasjonens natur er sandsten eller karbonat Val-get av de spesielle behandlingsparametere for syren kan lett bestemmes av en fagmann Generelt vil syrebehandhngen inkludere valg av en vandig syre som kan omfatte additiver så som korrosionsinhibitorer, overflateaktive midler, retarde-ringsmidler, fnksjonsreduserende midler, anti-slam-midler, og lignende Vandige syrer inkluderer saltsyre, fluss-syre og blandinger derav, samt andre typer av syrer som er egnet for den spesielle brønn som skal behandles Saltsyre i en konsentrasjon på ca tre til tjueåtte prosent anvendes fortrinnsvis i fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, men blandinger av saltsyre med andre syrer kan også anvendes En passende mengde av den vandige syre injiseres inn i borehullet slik at den delen av brønnen som tidligere ble behandlet med rengjønngsfluidet bringes i kontakt med syren I en foretrukket utførelse injiseres syren i borehullet under anvendelse av spiralrullet rør

Alternativt kan det, dersom innbonngsfluid anvendt i brønnen inneholder sortert salt i stedet for sortert kalsiumkarbonat som vektadditiv, være ønskelig å anvende en undermettet saltløsning etter rengjønngsfluidet Den undermettede saltløsning vil virke slik at den fjerner det sorterte salt slik at permeabiliteten ved formasjonens front kan økes

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse hvor injeksjonen av ren-gjønngsfluid går forut for en syrebehandling gir forbedret produksjon og derved forbedret kostnadseffektivitet Et innbonngsfluid kan foreksempel inneholde en biopolymer så som xantan, denvatisert stivelse forfiltrenngsregulenng, kalsiumkarbonat, og salter (brodannende salter) i saltløsning Mens brønnen bores vil innbonngfluidet komme i kontakt med formasjonen og den vandige del vil lekke ut og inn i formasjonen og på formasjonsfronten etterlate en filterkake av salter, kalsiumkarbonat, biopolymer og stivelse Et rengjønngsfluid som inneholder en kombinasjon av enzymer for å bryte ned stivelsen (for eksempel en endoamylase) og biopolymeren (for eksempel mannosidase og cellulase) i et vandig bærerfluid injiseres inn i borehullet og brønnen innelukkes Rengjønngsfluidet bryter ned polymeren slik at faststoffer som filterkaken inneholder kan fjernes Etter at en passende tid er gått, gjennomføres en behandling for å fjerne de faste stoffer Det er overraskende blitt oppdaget at ved å anvende foreliggende oppfinnelse for injeksjonsbrønner, kan omfanget av syrebehandlingen og konsentrasjonen av syren reduseres i betydelig grad, mens det oppnås den samme eller en større økning i produksjon Rengjønngsfluidet fører til større og mer ensartet penetrasjon av syren inn i formasjonen

Selv om fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes for mange formål, er den spesielt fordelaktig for injeksjonsbrønner Som angitt i det følgende ble det oppnådd uventede og overraskende resultater ved gjennomfø-ring av fremgangsmåten beskrevet hen Det var kjent at en syrebehandling alene kan forbedre injiserbarheten for injeksjonbrønner og at nedbryting alene av rester av polymere viskositetsøkere etterlatt av bore- eller behandlingsfluider, kan øke strømmen fra en brønn Ved å anvende fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, ble det uventet funnet at soner i formasjonen som normalt ikke tar injeksjonsfluid mot-tok fluid, og sprekker som normalt tar størstedelen av fluidet ble ikke åpnet, slik at det ble oppnådd en bedre feieeffekt, og således potential for forbedret reservoar-utvinning

De følgende eksempler er ment å illustrere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, men begrenser ikke oppfinnelsen på noen måte

EKSEMPEL 1

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse ble testet i offshore-injek-sjonsbrønner med en dybde på ca 3 650 meter Offshore-mjeksjonsbrønnene hadde et horisontalt 15,56 cm uforet hull Brønnene var blitt boret under anvendelse av "rene" innbonngsfluider som inneholdt en cellulosepolymer og kalsiumkarbonat Kontrollbrønnen ble komplettert under anvendelse av utelukkende saltsyre Kontrollbrønnen hadde et intervall på 1 240 meter som skulle behandles, og hadde en temperatur i bunnen av hullet på ca 93°C Kontroll-syrebehandlingen omfattet 151,4 liter 15% saltsyre per lineære 30,5 cm intervall og ytterligere additiver inkluderte en korrosjons-inhibitor, anti-siammiddel, fnksjons-reduksjons-middel og jernkontroll-middel Behandlingsparametrene for kontrollbrønnen var 151,4 liter pr 30,5 cm, 413 liter pr minutt pumpehastighet, 0,792 meter pr minutt rør-moment ved 31 MPa (40 gallons per foot, 2,6 barrels pr minutt pumpehastighet, 2,6 feet pr minutt rør-moment ved 4,500 psi), under anvendelse av et rotasjons-vaskeredskap for å anbnnge syren Den pumpede syres totale volum var 511 000 liter Etter at syrebehandlingen var avsluttet ble utstyret fjernet Det ble bestemt at en mjeksjons-hastighet på 2 066 800 liter vann pr dag (13 000 BWPD = barrels of water per day) kunne gjennomføres Produksjonslogger viste at det ikke var noen strømning eller injeksjon under ca 3320 meter Utfra dette ble det bestemt at 396 meter eller ca 32% av det ufdrede hull ikke tok vann fra injeksjonen, og at 39% av de 511 000 liter med syre ble pumpet uten noen virkning på det tilsiktede mål

Testbrønnen for fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse hadde en målt dybde på ca 3 870 meter med et intervall på 1 244 meter og en temperatur i bunnen av hullet på ca 99°C Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter dannelse av et rengjønngsfluid med en pH-verdi i området 4 til 7, omfattende 2 vekt% kaliumklond til hvilket det ble tilsatt et cellulase-enzym med 60 liter pr tusen liter KCI-løsning, og det ble tilsatt et fluoroverflateaktivt middel ("Inflo") med 5 liter pr tusen liter Enzymet var en blanding bestående av exo-(1,4)-B-D-cellulase og endo-(1,4)-p-D-cellulase i en 1 4 (vekt/vekt)-tøsning

Det ble kalkulert at 23 600 liter var nødvendig for å fylle det ufdrede hull 31 796 liter av rengjønngsfluidet ble fremstilt og pumpet med 159 - 238 liter pr minutt gjennom 5,08 cm spiralkveilet produksjonsrør Det spiralkveilede produksjonsrør sluttet like før bunnen av intervallet ved ca 52 meter Etter injeksjon av rengjønngsfluidet ble brønnen innelukket i ca 12 timer Brønnen ble åpnet og tok til å begynne med ca 534 300 liter vann pr dag Deretter ble syrebehandlingen gjennomført hvor 427 000 liter 15% saltsyre (151,4 liter pr 30,5 cm ) ble pumpet inn i brønnen Etter at brønnen ble åpnet igjen, begynte brønnen å ta over 3 179 600 liter vann pr dag og fortsatte å gjøre fremskritt i løpet av de neste dagene Produksjonsloggen viste at hele intervallet tok opp vann Det ble oppnådd overraskende forbedring av injiserbarheten for brønnen behandlet i henhold til fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse Injiserbarheten ble øket i størrelsesorden ca 50-54% med en ledsagende forbedring i injeksjons-profilen Produksjonsloggene viste uventet jevn injiserbarhet langs hele den ufdrede hullseksjonen som ble behandlet i henhold til den her beskrevne fremgangsmåte

EKSEMPEL II

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse ble testet i offshore-injeksjonsbrønner i det arabiske C-reservoaret To kontrollbrønner ble boret inn i formasjonen Den første kontrollbrønn (brønn nr 1) var en 21,6 cm brønn med uforet hull Den andre kontrollbrønnen (brønn nr 2) ble komplettert med en 17,8 cm fdnng med spor Brønnen behandlet i samsvar med en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse (brønn nr 3) ble også komplettert med en 17,8 cm foring med spor Alle tre brønner var på det samme tårn Brønn nr 1 og brønn nr 2 ble boret først, komplettering ble imidlertid utsatt inntill brønn nr 3 var boret Kontroll-brønnene ble utsatt i hhv 12 uker og 6 uker Informasjon om brønnenes oppnnnehge injiserbarhet er angitt i tabell 11 det følgende

Hver brønn ble behandlet med 15% saltsyre på den måte som er beskrevet i tabell II i det følgende Den skummede gel ble anvendt i brønn nr 2 og brønn nr 3 som avledningssystem og ble fremstilt under anvendelse av guar med 2,40 g/liter

Brønn nr 3 ble komplettert i samsvar med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse Før surgjønng ble brønnen behandlet med 15 900 liter rengjønngsfluid Rengjønngsfluidet omfattet filtrert sjøvann (1,03 spesifikk vekt, 8 6 ppg) til hvilket det ble tilsatt 20 liter pr tusen av enzymblandingen og 5 liter pr tusen av overflateaktivt middel fra eksempel I Rengjønngsfluidet fikk trekke seg inn i brønnen 112 timer, hvoretter brønnen ble tilbakestrømmet Den produserte 1272 liter pr time og returnerte 1,06-1,12 SG sjøvann Etter tilbakestrømming ble injiserbarheten kontrollert på nytt før surgjønng Etter at enzymet hadde trukket seg inn, ble sjøvann injisert med 95,4 liter pr minutt ved 10,5 MPa (17 490 liter pumpet)

Brønn nr 1, en kontrollbrønn, hadde vært innelukket i en lengre periode (12 uker), og ble behandlet ved å presse syren inn ettersom spiralkveilet produk-sjonsrør ikke kunne kjøres ned til bunnen Som angitt på fig 1, var den endelige normaliserte injiserbarhet relativt lav, noe som var forventet på grunn av dårlig syredistribusjon Se tabel III i det følgende Det viser seg imidlertid at brønnen funksjonerer akseptabelt under anvendelse av standard permeabihtetsanalyse Med den gitte metode for anvendelse av syren og den resulterende dårlige distri-busjon, antas det at det har funnet sted områdespesifikk stimulering Basert på dataene skyldes den observerte økning i injiserbarhet sannsynligvis at en kort sone mottar størstedelen av syrebehandhngen på grunn av omfattende ormehull-dannelse i et spesifikt område av borehullet Dette er en vanlig observasjon når syre presses inn i horisontale brønner Straks ormehull-dannelse gjennom filterkaken finner sted, strømmer resten av syren inn i det samme område, og således forstørres ormehullene og strømmingen til samme område øker Selv med anvendelse av bortledningstnnn for skum, gjør denne metode at det typisk finner sted begrenset syredistnbusjon

Brønn nr 2, den andre kontrollbrønnen, ble behandlet etter en periode med innelukking på 6 uker ved å pumpe syre gjennom spiralkveiiet produksjonsrør for å opppnå bedre syredistnbusjon langs borehullet Brønn nr 2 viste betydelig forbedring i opprinnelig injiserbarhet (tatt før lengre innelukking), og injiserbarhet etter surgønng basert på normalisert injiserbarhet Setable III Injiserbarheten i forhold til tilgjengelig permeabilitet var imidlertid dårlig, og kan være en indikasjon på relativt dårlig effektivitet av syre mht rengjøring av skadelig polymer-filterkake og faststoffer Det er kjent på fagområdet at polymer-belagte karbonatpartikler anvendt for vekting og fluidtapskontroll er resistente mot syreangrep og kan forhindre at syre oppløser filterkakene

Dårlig syre-effektivitet for brønn nr 2 er vist på fig 1, hvor normalisert injiserbarhet med en forbedring på bare 0,54 mellom injiserbarhet like før surgjønng og etter surgjønng utgjorde bare ytterligere 40 liter injisenng pr millidarcy foot av tilgjengelig permeabilitet Dette resultat kunne være en indikasjon på noe delvis naturlig nedbryting av polymer-filterkake i løpet av den lange perioden med avstengning, fordi det etterlates polymer-belagte karbonatpartikler som er mindre mottagelige for syreangrep Det at syren lager ormehull gjennom filterkaken uten å fjerne kaken, kunne dessuten være ansvarlig for den lave injiserbarhet mht permeabilitet, ettersom filterkaken kan forbli på plass langs lengden av borehullet

Brønn nr 3 ble behandlet i samsvar med foreliggende oppfinnelse for å forbedre syrebehandhngen Som vist i tabell III, ble det oppnådd et utmerket resultat, noe som indikerte at behandlingen hadde fjernet polymeren og faststoffene Effektiviteten av syrebehandhngen ble klart forbedret ved anvendelse av rengjø-nngsfluidet Rengjønngsfluidet tilveiebrakte en opprinnelig injeksjon før surgjønng (med bare 12 timers innelukking) tilsvarende det som var tilfelle for brønn nr 1, med et normalisert mjeksjonsforhold på 13,44 Etter syrebehandhngen var injeksjonen ytterligere forbedret, og av de tre brønnene er det overlegent den mest effektive syrebehandling i den brønn som har den laveste permeabilitet Disse verdier indikerer at den samlede brønnrengjønng var mest effektiv når det gjaldt å fjerne polymer- og faststoff-skader langs borehullet, samtidig som det var sann-synlig at det ble oppnådd bedre syredistnbusjon sammen med feie-effektiviteten Disse resultater er i overenstemmelse med allerede eksisterende kunnskap om horisontale brønner hvor en høyere permeabilitetsdannelse vil vise en relativt mindre skade enn en lav permeabilitetsdannelse Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse har tilveiebrakt et middel, i en betydelig smalere sone, for å oppnå forbedret injiserbarhet

Standard ligninger for å bestemme injiserbarhetsindekser er også blitt anvendt for de tre ovennevnte brønner Selv om slike ligninger er et brukbart verktøy for å undersøke den relative økning i injiserbarhet i en gitt brønn, er de ikke egnet for sammenligning av brønner ettersom ligningen ikke tar med i beregning for-skjellen mellom brønnene, dvs tilgjengelig permeabilitet før injeksjon Når standard injisenngsindeksene beregnes, er brønn nr 2 å anse som en akseptabel behandling, forutsatt at fluiddistnbusjonen ikke er tatt med mht feie-effektiviteten i reservoaret Det forventes at for brønn nr 2 og brønn nr 1 fant delvis naturlig nedbryting av polymer-filterkaken sannsynligvis sted i løpet av avstengningspeno-den, samtidig som noe faststoffer ble etterlatt I de fleste tilfeller vil brønner ikke stenges av i så lange perioder, og resultatene for brønn nr 1 og brønn nr 2 er bedre enn ventet dersom de hadde blitt komplettert like etter bonng Produksjonslogger var ikke tilgjengelige, og omfanget av injeksjon langs borehullet var ikke tilgjengelig for disse brønner Sammenligningen av injiserbarheten for disse brønner er angitt i fig 1 Brønnen behandlet i samsvar med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse viser den største økning i normalisert injeksjon

EKSEMPEL III

Laboratone-kjernetester ble gjennomført for å evaluere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse Testene ble gjennomført i samsvar med API-kon-duktivitets-celletesten En 100 millidarcy Berea-sandstenplate ble påsatt på den ene siden av cellen og en klar plate og stempel ble påsatt på den andre siden av cellen for observasjon Det ble gjort en måling av oppnnnelig permeabilitet med 2% KCI-saltløsning Et karbonatslam-system ble presset mot den indre diameter av Berea-kjernen ved 1724 kPa i 30 minutter Karbonatslammet anvendt for ekspenmenter omfattet vann til 100 milliliter, 3,96 gram xantanpolymer, 8,04 gram stivelse, 60 gram malt kalsiumkarbonat og 0,96 gram flak-natnumhydroksid Etter pressingen av slammet, ble returpermeabihteten av sylinderen målt med 2%

KCI Rengjønngsfluidet ble så spylt gjennom kjernen 130 minutter Rengjønngs-fluidet omfattet et enzym for stivelseholdige fluider, (1,4)-a-D-glukosidase Cellen ble innelukket 116 timer ved 48,9°C Det ble gjort en måling av returpermeabilrtet En 5% løsning av HCI ble så vasket gjennom kjernen i 30 minutter og fikk så trekke inn 130 minutter Det ble gjort måling av permeabilitetsretensjon etter syre-vasken Ett porevolum syre ble injisert inn i kjernen, og syren ble erstattet med ett porevolum saltløsning Det ble gjort en måling av endelig permeabilitet

Den oppnnnehge pemmeabihtet for platen ble målt ved 88,8 millidarcies Etter 30 minutter med slampressing, var permeabiliteten redusert til 47,7 millidarcies eller med 46,3% Rengjønngsløsningen ble så innført og strømmet tvers over platen i 30 minutter Etter innelukkelsen var permeabiliteten forbedret til 58,2 millidarcies eller en 65,5% retensjon En visuell undersøkelse av platen etter at enzymet hadde trukket inn og måling av permeabilitet viste at karbonatpartikler fremdeles viste seg å belegge platen og at noen uregelmessigheter og strukturer var synlige etter syrevaskingen, den endelige permeabilitets-retensjonsmåling viste at den var restituert til 97,3% Ved visuell inspeksjon ble det bare funnet en

liten mengde av rest-karbonat

EKSEMPEL IV

Det ble gjennomført ytterligere tester i radial-testceller for å stimulere en borehullskonfigurasjon under anvendelse av en sekvens som lignet den beskrevet for eksempel III Tester ble gjennomført under anvendelse av 5% og 15% HCI bare som kontroller for å sammenligne fremgangsmåtene beskrevet hen Prose-dyren omfattet generelt bestemmelse av den opprinnelige permeabilitet med 2% KCI, fulgt av pressing av slammet ifølge eksempel II130 minuttterved 1724 kPa den opprinnelige returpermeabiliteten etter slampressingen ble bestemt For kontroll fikk HCI strømme i 30 minuttter og fikk trekke inn i ytterligere 30 minutter Returpermeabiliteten ble bestemt Ett porevolum av syre ble injisert og returpermeabiliteten ble igjen bestemt For fremgangsmåtene ifølge denne oppfinnelsen ble rengjønngsfluid injisert etter slampressingen og fikk strømme i 30 minutter Ett porevolum av rengjønngsfluidet ble så injisert og kjernen ble innelukket 116 timer ved 93°C

Resultatene er angitt i den følgende tabell IV

Fremgangsmåter ifølge foreliggende oppfinnelse viste sterkt forbedret re-turpermeabihtet sammenlignet med kontrollene

Claims (15)

1 Fremgangsmåte for forbedring av effektiviteten av en brønnbehandhng i underjordiske formasjoner, karakterisert ved at den omfatter trinnene injeksjon av et rengjønngsfluid inn i brønnen hvor rengjønngsfluidet inneholder ett eller flere enzymer i en mengde som er tilstrekkelig til å bryte ned polymere viskositetsøkere, rengjønngsfluidet bnnges i kontakt med borehullet og formasjonen over en tidspenode som er tilstrekkelig til å bryte ned polymere viskositetsøkere den, og fjerning av faststoffer i brønnen for derved å forbedre produktiviteten av den underjordiske formasjonen

2 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at rengjønngsfluidet er en vandig væske som inneholder ett eller flere enzymer som er i stand til å bryte ned polymere viskositets-økere valgt fra gruppen som består av cellulosepolymerer og denvater derav, stivelse og derivater derav, biopolymerer, guar og derivater derav, carrageaner og derivater derav

3 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de polymere viskositetsøkere er blandinger av biopolymerer, stivelse og xantan

4 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at enzymene velges fra gruppen som består av cellulaser, xylanaser, endoamylaser, mannosidaser og galaktomannanaser

5 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at faststoffer fjernes ved injeksjon aven syre inn i brønnen

6 Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at faststoffer fjernes ved injeksjon av en umettet salt-løsning inn i brønnen

7 Fremgangsmåte for forbedring av injiserbarheten av brønnbehandhngs-væsker inn i underjordiske formasjoner, karakterisert ved at den omfatter trinnene injisenng av et rengjønngsfluid inn i borehullet hvor rengjønngsfluidet inneholder ett eller flere enzymer i en mengde som er tilstrekkelig til å bryte ned filterkaker bygd opp av polymere viskositetsøkere, avstengning av brønnen, og gjennomføring av en behandling for å fjerne eventuelle faststoffer fra fluider anvendt for å bore brønnen

8 Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at enzymene velges fra gruppen som omfatter cellulase, xylanaser, amylaser, glukosidaser, mannosidaser og galaktomannaser og galaktomannanaser

9 Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at enzymet i rengjønngsfluidet omfatter blandinger av enzymer og et overflateaktivt middel

10 Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at behandlingen for å fjerne faststoffer er en syrebehandling hvor syren velges fra gruppen som består av saltsyre, fluss-syre, og blandinger derav

11 Fremgangsmåte for å forbedre effektiviteten for en brønnbehandhng i underjordiske formasjoner, karakterisert ved at den omfatter trinnene fremstilling av et rengjønngsfluid omfattende en væske og ett eller flere enzymer utvalgt for å bryte ned eventuelle polymere viskositetsøkere fra fluider anvendt for å bore brønnen, injisenng av rengjønngsfluidet inn i brønnen, avstengning av brønnen over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å bryte ned de polymere viskositetsøkere, og gjennomføring av behandling for å fjerne eventuelle faststoffer fra fluider anvendt for å bore brønnen

12 Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at rengjønngsfluidet er en væske som inneholder ett eller flere enzymer som er i stand til å bryte ned polymere viskositetsøkere valgt fra gruppen som består av cellulosepolymerer og derivater derav, stivelse og derivater derav, biopolymerer, samt guar og derivater derav

13 Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at de polymere viskositetsøkere er blandinger av biopolymerer, stivelse og xantan

14 Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at enzymene velges fra gruppen som består av cellulaser, xylanaser, endoamylaser, mannanaser, og galaktomannanaser

15 Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at behandlingen som gjennomføres for å fjerne faststoffer er en syrebehandling