NO317392B1 - Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling av underjordiske formasjoner. Spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte som benyttes for å bryte fraktureringsfluider benyttet i stimuleringen av underjordiske formasjoner.

Det er vanlig praksis å behandle underjordiske formasjoner for å øke slike formasjoners brutto permeabilitet eller ledningsevne ved prosedyrer som generelt er betegnet fraktureringsprosesser. Det er for eksempel vanlig praksis å foreta hydraulisk frakturering av en brønn for å frembringe en eller flere sprekker eller "frakturer" i den omgivende formasjon ved mekanisk nedbrytelse av formasjonen. Frakturering kan utføres i brønner som er fullført i underjordiske formasjoner for praktisk talt et hvilket som helst formål. Det som vanligvis er aktuelt for frakturering, eller andre stimuleringsprosedyrer, er produksjonsbrønner som er fullført i olje- og/eller gassholdige formasjoner. Injeksjonsbrønner som benyttes i sekundære eller tertiære utvinningsoperasjoner for injeksjon av vann eller gass, kan for eksempel fraktureres for å lette injeksjonen av fluider i slike underjordiske formasjoner.

Hydraulisk frakturering oppnås ved injeksjon av et hydraulisk fraktureringsfluid i brønnen og påføring av tilstrekkelig trykk på fraktureringsfluidet for å bevirke at formasjonen brytes ned med den medfølgende frembringelse av en eller flere frakturer. Frakturen eller frakturene kan være horisontale eller vertikale, idet sistnevnte type vanligvis er fremherskende, og med tendens mot vertikal frakturorlen-ter ing som øker med dybden av formasjonen som fraktureres. Vanligvis blir en gel, en emulsjon eller et skum, som har et proppemiddel slik som sand eller annet partikkelformig materiale suspendert deri, innført i frakturen. Proppemidlet avsettes i frakturen og virker slik at det holder frakturen åpen etter at trykket er utløst og fraktureringsfluid strømmer tilbake inn i brønnen. Fraktureringsfluidet har en tilstrekkelig høy viskositet til å holde proppemidlet tilbake i suspensjon eller i det minste til å redusere proppemidlets tilbøyelighet til å utsedimenteres av fraktureringsfluidet når fraktureringsfluidet strømmer langs den dannede frakturen. Generelt blir et geldannelsesmiddel og/eller et emulgeringsmiddel benyttet for å gelere eller emulgere fraktureringsfluidet for oppnåelse av den høye viskositeten som er nødvendig for å realisere de maksimale nyttevirkningene fra frakturerlngsprosessen.

Når fraktureringsfluidet skal benyttes i en formasjon som har en temperatur over ca. 79°C (ca. 175°F), og spesielt i formasjoner som har en temperatur over ca. 107"C (ca. 225"F), blir et stabiliseringsmiddel tilsatt til gelen. Stabilisatoren virker generelt slik at den fjerner oksygen fra fluidet og hjelper å hindre for tidlig gelnedbrytning. Anvendelsen av natriumtiosulfat og lignende forbindelser som gelstabilisatorer er velkjent innen teknikken. Fremgangsmåten er beskrevet for eksempel i US-patent nr. 3146200.

Etter at det høyviskøse fraktureringsfluidet har blitt pumpet inn i formasjonen og frakturering av formasjonen har inntruffet, er det ønskelig å fjerne fluidet fra formasjonen for å gi adgang for hydrokarbonproduksjon gjennom de nye frakturene. Fjerning av det sterkt viskøse fraktureringsfluidet oppnås generelt ved "bryting" av gelen eller emulsjonen eller, med andre ord, ved omdannelse av fraktureringsfluidet til et fluid av lav viskositet. Bryting av det geldannede eller emulgerte fraktureringsfluidet har vanligvis blitt oppnådd ved tilsetning av en "bryter", dvs. et viskositetsre-duserende middel, til fraktureringsfluidet før pumping inn i den underjordiske formasjonen. Denne teknikken kan imidlertid være upålitelig og enkelte ganger resultere i ufullstendig bryting av fluidet, spesielt når gelstabilisatorer er tilstede og/eller for tidlig bryting av fluidet før fraktur-eringsprosessen er fullført.

Konvensjonelle oksyderende brytere slik som natrium- eller ammoniumpersulfat er nyttige for å redusere viskositeten til et fraktureringsfluid ved temperaturer opp til ca. 79-93°C (ca. 175-20CTF), men har tilbøyelighet til å bevirke at fluidet brytes for hurtig ved høyere temperaturer hvilket resulterer i for tidlig viskositetstap. For tidlig bryting kan nedsette antallet av eller lengden på frakturer som oppnås og således mengden av hydrokarbonutvinning.

Inkorporeringen av en gelstabilisator i et fraktureringsfluid for oppnåelse av høytemperaturstabilitet forstyrrer ofte en bryters evne til å gi en ønsket viskositetsreduksjon hos fraktureringsfluidet og bryteren forstyrrer enkelte ganger stabilisatorens evne til å stabilisere gelen i en ønsket tidsperiode i den underjordiske formasjonen. Det er innen teknikken videre kjent at de fleste fraktureringsfluidene vil brytes dersom det gis adgang til tilstrekkelig tid ved en forhøyet temperatur selv i nærvær av en gelstabilisator. Imidlertid er det naturligvis mest ønskelig å vende brønnen tilbake til produksjon så hurtig som mulig og derfor er det vanligvis ønskelig å bryte en gel i løpet av 6-24 timer etter innføring i en underjordisk formasjon.

Det hersker et behov for en fremgangsmåte for å bevirke regulert nedbrytning av et fraktureringsfluid når en gelstabilisator er tilstede.

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for regulert bryting av et vannbasert frakturerings- eller behandlingsfluid som benyttes for å stimulere en underjordisk formasjon som befinner seg ved forhøyet temperatur. Foreliggende oppfinnelse angår spesielt en fremgangsmåte for regulert bryting av et frakturerings- eller behandlingsfluid som inneholder en gelstabilisator slik som natriumtiosulfat, når fluidet befinner seg ved en temperatur over ca. 79° C (ca. 175'F). Fremgangsmåten oppnåes ved inkorporering av en effektiv mengde av et alkalimtallkloritt eller -hypokloritt i fraktureringsfluidet hvorved det kan oppnåes en ønsket brytningstid. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er særlig effektiv når det gjelder å tilveiebringe en regulert bryting av et fraktureringsfluid ved temperaturer over ca. 107'C (ca. 225'F).

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ny fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon i forhold til det som er beskrevet i EP 208373 og EP 404211. Spesifikt tilveiebringer fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen injeksjon inn i en underjordisk formasjon av et vandig fluid som innbefatter en gelstabiliserende effektiv mengde av en stabilisator som innbefatter minst et medlem utvalgt fra gruppen av alkalimetalltiosulfater og bryter som innbefatter minst et medlem utvalgt fra gruppen av alkalimetallkloritter.

Foreliggende oppfinnelse angår således en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som er penetrert av et brønnhull hvorved den statiske temperaturen i en sone i formasjonen tilstøtende brønnhullet er over ca. 79<*>C, innbefattende injisering i brønnhullet og i kontakt med nevnte formasjon av et vandig fluid innbefattende (i) en vandig væske, (ii) en viskositetsøkende mengde av et geldannelsesmiddel Innbefattende minst et materiale valgt fra gruppen bestående av galaktomananer, modifiserte eller derivatiserte galaktomananer og cellulosederivater, (ili) et tverrbindingsmlddel for geldannelsesmidlet, (iv) en gelstabiliserende effektiv mengde av en stabilisator innbefattende minst ett materiale valgt fra gruppen av alkalimetalltios-ulf ater, og (v) en bryter, kjennetegnet ved at bryteren innbefatter minst ett materiale valgt fra gruppen av alkalimetallkloritter og -hypokloritter og kalsiumhypokloritt til stede i en mengde fra 0,012 til 3,6 kg pr. 1000 liter fluid, hvor gelstabilisatoren er til stede i en mengde fra 0,36 til 6,0 kg pr. 1000 liter fluid, og at bryteren forårsaker at en regulert reduksjon i det vandige fluidets viskositet begynner innenfor 6 til 24 timer etter injeksjon av fluidet i brønnhullet.

Foreliggende fremgangsmåte involverer en metode for bryting av et vandig, lineært eller tverrbundet fraktureringsfluid som benyttes for å stimulere en underjordisk formasjon som befinner seg ved forhøyet temperatur. Oppfinnelsen er egnet for anvendelse i en formasjon som har en temperatur over ca. 79°C (ca. 175°F) og er spesielt nyttig i temperaturområdet fra 107°C til 149°C (225-300'F).

Det vandige fluidet som benyttes ved utførelse av foreliggende oppfinnelse kan være en hvilken som helst vandig væske slik som ferskvann, naturlige eller syntetiske saltopp-løsninger, sjøvann eller lignende.

Det viskositetsregulerende eller geldannende midlet som benyttes i foreliggende oppfinnelse innbefatter naturlige og derivatiserte polysakkarider som er oppløselige, disperger-bare eller svellbare i en vandig væske slik at fluidet gis viskositet. Et eksempel på en gruppe av polysakkarider som er egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse inkluderer gummi arabicum, ghattigummi, karayagummi, tamarindgummi, tragant-gummi, guargummi, Johannesbrødgummi og lignende. Modifiserte gummier slik som karboksyalkylderivater, slik som karboksyalkylderivater, lik karboksymetylguar, og hydroksyalkylderl-vater, lik hydroksypropylguar kan også benyttes. Dobbeltderi-vatiserte gummier slik som karboksymetylhydroksypropylguar (CMHPG) kan også anvendes. Modifiserte celluloser og derivater derav kan også benyttes. Det finnes bokstavelig talt tusener av slike materialer som har varierende egen-skaper som kan anvendes ved utførelse av foreliggende oppfinnelse, for eksempel celluloseetere, -estere og lignende.

Generelt kan hvilke som helst av de vannoppløselige cellu-loseeterene benyttes ved utførelse av oppfinnelsen. De celluloseetere som kan anvendes inkluderer blant andre de forskjellige karboksyalkylcelluloseeterene, slik som karboksyetylcellulose og karboksymetylcellulose (CMC); blandede etere slik som karboksyalkyletere, slik som karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC); hydroksyalkylcel-luloser slik som hydroksyetylcellulose (HEC) og hydroksy-propylcellulose; alkylhydroksyalkylcelluloser slik som metylhydroksypropylcellulose; alkylcelluloser slik som metylcellulose, etylcellulose og propylcellulose; alkylkarb-oksyalkylcelluloser slik som etylkarboksymetylcellulose; og alkylalkylcelluloser slik som metyletylcellulose; og hydroksyalkylalkylcelluloser slik som hydroksypropylmetylcel-lulose; og lignende. En foretrukket derivatisert cellulose er en hydroksyetylcellulose som er podet med vinylfosfonsyre slik som beskrevet i US-patent nr. 5067565. De mest foretrukne polysakkaridene er galaktomananene, modifiserte eller derivatiserte galaktomananer, og cellulosederivater, som det er gitt eksempler på i det ovenstående.

Den kjemi og de materialer som er involvert i fremstillingen av polysakkaridgeldannede fluider av den ovenfor beskrevne typen er godt forstått innen teknikken. Som også forstått vil den mengde geldannende eller viskositetsregulerende middel som benyttes i den vandige gelen avhenge av oppløsningens ønskede viskositet. Geldannelsesmidlet er vanligvis tilstede i en mengde fra 1,2 til 12,0 kg pr. 1000 liter (10 til 100 pund pr. gallon) fluid. Den foretrukne konsentrasjonen er i området fra 2,4 til 7,2 kg pr. 1000 liter (20 til 60 pund pr. 1000 gallon) fluid.

Fluidet kan innbefatte et tverrbindingsmiddel for ytterligere å forbedre utviklingen av viskositet ved tverrbinding av geldannelsesmidlet i fluidet. Tverrbindingsmidlet kan omfatte en boratfrigivende forbindelse eller hvilke som helst av de velkjente overgangsmetallionene som er i stand til å skape en tverrbundet struktur med det spesielle geldannelsesmidlet som anvendes. Eksempler på slike kilder for tverrbindingsmidler innbefatter en boratfrigivende forbindelse slik som natrium-tetraborat, aluminium-, zirkonium- eller titanchelater, antimonforbindelser og lignende. Tverrbindingsmidlet kan reguleres for å sørge for at fluidet kan innføres i et brønnhull før viskositeten øker betydelig.

Fluidet innbefatter en effektiv mengde av en gelstabilisator for å stabilisere fluidet mot for tidlig viskositetstap når det innføres i en formasjon som befinner seg ved forhøyet temperatur. Gelstabilisatoren kan omfatte okygenrensemidler slik som alkaliraetalltiosulfat og omfatter fortrinnsvis natriumtiosulfat. Gelstabilisatoren er generelt tilstede i en mengde fra 0,36 til 6,0 kg pr. 1000 liter (3 til 50 pund pr. 1000 gallon) fluid.

Fluidet kan også Innbefatte hvilke som helst av de andre konvensjonelle additivene slik som proppemidler, pH-reguler-ingsmidler, baktericider, leirestablllsatorer, overflateak-tive midler og lignende som ikke på uheldig måte reagerer med de andre bestanddelene og derved inhiberer yteevnen ved den ønskede behandlingen av en underjordisk formasjon.

Brytersystemet for det geldannede fluidet omfatter en effektiv mengde av minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av kalslumhypokloritt og alkalimetallkloritter eller -hypokloritter i i det minste delvis vannoppløselig form.

Mengden av bryter som benyttes er den mengde som skal til for å redusere viskositeten til det stabiliserte geldannede fluidet ved en temperatur over 79°C til en på forhånd valgt lavere viskositet eller for å fullføre bryting på den måte som er mest ønsket innenfor en ønsket tidsperiode. Den optimale eller effektive mengden av bryter som benyttes i foreliggende oppfinnelse avhenger av faktorer slik som den ønskede injeksjonsperioden, det spesielle geldannelsesmidlet og dets konsentrasjon, stabilisatoren og dens konsentrasjon, den spesielle bryteren og formasjonstemperaturen samt andre faktorer. Typisk blir imidlertid fra 0,012 til 3,6 kg av klorittbryteren benyttet pr. 1000 liter fluid. For å oppnå en ønsket bryting i løpet av fra 6 til 24 timer i fluidet anvendes mest foretrukket fra 0,12 til 1,2 kg kloritt pr. 1000 liter fluid.

For ytterligere å illustrere foreliggende oppfinnelse gis følgende eksempler.

Eksempel I

Statiske brytningstester ble utført for å evaluere bryt-ningsevne i fluidsystemer inneholdende natriumtiosulfat, ditionitt eller sulfitt som en gelstabilisator for anvendel-ser ved forhøyet temperatur. Gelen ble fremstilt ved tilsetning til ledningsvann av følgende, i den angitte rekkefølge, 2 liter/1000 liter "CLAYFIX II"-leirestabilisa-tor, 4,8 kg/1000 liter (40 ln/1000 gallon) karboksymetylhydroksypropylguar, 0,3 kg/1000 liter (2,5 lb/1000 gallon) fumarsyre og 1,20 kg/1000 liter (10 lb/1000 gallon) natrium-karbonat for buffering, 2,4 kg/1000 liter (20 lb/1000 gallon) natriumtiosulfat eller annen stabilisator og 0,05 kg/1000 liter(4 lb/1000 gallon) Zr-tverrbindingsmiddel. Geldannelsesmidlet ble gitt anledning til å hydratisere i ca.

30 minutter før tilsetning av bufferen og de andre bestanddelene. Bryterene som er identifisert i nedenstående tabell i de spesifiserte mengdene ble deretter tilsatt og prøvene ble anbragt i "BAROID^-trykkceller, trykksatt til 689,5 kPa med nitrogen, og anbragt i et forvarmet oljebad holdt ved 135"C. Etter to timer ble prøvene avkjølt til romtemperatur ved nedsenking i et kjølig vannbad i en time, viskositeten ble bestemt og prøvene returnert til testutstyret i ytterligere 22 timer ved 135°C. Ved bestemmelse av viskositet ble den målt på en "FANN" modell 35-viskometer. Fluidets pH-verdi ble bestemt med en Orion Combination pH Probe Model No. 91-05. Dersom fluidet var tverrbundet, ble det benyttet en visuell bedømmelse for å evaluere graden av tverrblnding. Data fra testene er angitt i tabellene I, II og III.

Dataene som er angitt i tabell II hvori ingen gelstabilisator er tilstede i fluidene, er angitt for sammenligningsformål.

Dataene i tabell III illustrerer effekten med natrium-ditionitt natriumsulfItt som gelstabilisator når natriumkloritt er benyttet som bryter. De ovenfor angitte data illustrerer klart nyttevirkningene som kan oppnås ved bruk av foreliggende oppfinnelse. Geldannede fluider som har mindre enn en intermedlær tverrbundet IC-karakter etter to timer ved en forhøyet temperatur uten skjæring slik som i testene ovenfor, ansees som uegnede siden de ikke på tilstrekkelig måte vil transpor-tere og anbringe et proppemiddelmateriale i en underjordisk formasjon. Geldannede fluider som har en viskometeravlesning som er over ca. 16-18 etter 24 timer ansees for å være uegnede siden de ikke har oppnådd den ønskede brytning innenfor en 24 timers periode. Testene som er illustrert i tabellene I og II viser at det foregår en interaksjon mellom kloritt og hypokloritt og tiosulfat som ikke inntreffer mellom de andre oksydasjonstilstandene til klor. I fravær av natriumtiosulfat gir natriumkloritt og hypokloritt hurtig brytning av gelen ved 135"C. De andre forbindelsene varierer ikke signifikant I effektivtet som brytere fra en prøve som ikke inneholder noen bryter eller gelstabilisator. Mangelen på gunstig interaksjon mellom persulfat og tiosulfatet vises ved testene 12 og 13 og 18-20. Persulfatet gir hurtig brytning av gelen til uakseptable nivåer selv I nærvær av gelstabilisator.

Tabell III viser mangelen på gunstig interaksjon mellom klorittforbindelsene og andre gelstabilisatorer.

Eksempel II

Testprosedyren angitt i eksempel I ble gjentatt for et fluid med den nedenfor angitte sammensetning:

4,8 kg/1000 kg hydroksypropylguar

2 liter/1000 liter "CLAYFIX II"-leirestabilisator 0,2 liter/1000 liter 50:50, beregnet på vekt, eddiksyre/- natriumacetat

1,2 kg/1000 liter tiosulfat

5056 kaustisk oppløsning for å justere pH til spesifisert nivå 6 liter/1000 liter borat-tverrbindingsmiddel

Testdataene viser klart foreliggende fremgangsmåtes evne til på regulert måte å bryte et borat-tverrbundet geldannet fluid ved en forhøyet temperatur.

Claims (6)

1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som er penetrert av et brønnhull hvorved den statiske temperaturen i en sone i formasjonen tilstøtende brønnhullet er over ca. 79"C, innbefattende injisering i brønnhullet og i kontakt med nevnte formasjon av et vandig fluid Innbefattende (i) en vandig væske, (il) en viskositetsøkende mengde av et ge1danneIsesmiddel innbefattende minst ett materiale valgt fra gruppen bestående av galaktomananer, modifiserte eller derivatiserte galaktomananer og cellulosederivater, (lii) et tverrbindingsmiddel for geldannelsesmidlet, (iv) en gelstabiliserende effektiv mengde av en stabilisator innbefattende minst ett materiale valgt fra gruppen av alkalimetalltiosulfater, og (v) en bryter, karakterisert ved at bryteren Innbefatter minst ett materiale valgt fra gruppen av alkallmetallkloritter og -hypokloritter og kalsiumhypokloritt til stede i en mengde fra 0,012 til 3,6 kg pr. 1000 liter fluid, hvor gelstabilisatoren er til stede i en mengde fra 0,36 til 6,0 kg pr. 1000 liter fluid, og at bryteren forårsaker at en regulert reduksjon i det vandige fluidets viskositet begynner innenfor 6 til 24 timer etter Injeksjon av fluidet i brønnhullet.

2. Fremgangsmåte Ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte sone har en statisk temperatur over ca. 107°C.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet innbefatter minst et materiale valgt fra gruppen av boratfrigivende forbindelser, en kilde for titanloner, en kilde for zirkoniumioner, en kilde for antlmonioner og en kilde for aluminiumioner.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at geldannelsesmidlet Innbefatter minst et materiale valgt fra gruppen av guar, hydroksypropylguar, karboksymetylhydroksypropylguar, karboksymetylhydroksyetylcellulose, karboksymetylcellulose og hydroksyetylcellulose podet med vinylfosfonsyre.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at gelstabilisatoren er tilstede i en mengde fra 0,36 til 6,0 kg pr. 1000 liter fluid og at bryteren er tilstede I en mengde fra 0,12 til 1,20 kg pr. 1000 liter fluid når sonen har en statisk temperatur over ca. 107"C.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-5, karakterisert ved at det vandige fluidet innføres i formasjonen ved en hastighet og et trykk som er tilstrekkelig til å skape i det minste én fraktur i formasjonen.