NO324636B1 - Fremgangsmate for a redusere produksjon av vann i oljebronner - Google Patents
Fremgangsmate for a redusere produksjon av vann i oljebronner Download PDFInfo
- Publication number
- NO324636B1 NO324636B1 NO20035149A NO20035149A NO324636B1 NO 324636 B1 NO324636 B1 NO 324636B1 NO 20035149 A NO20035149 A NO 20035149A NO 20035149 A NO20035149 A NO 20035149A NO 324636 B1 NO324636 B1 NO 324636B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- polymer
- stated
- general formula
- water
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 72
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 21
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 15
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 32
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 31
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 25
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- SVDVJBWDBYSQLO-UHFFFAOYSA-N 5-(4-hydroxy-3-methoxyphenyl)-5-phenylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(C2(C(NC(=O)N2)=O)C=2C=CC=CC=2)=C1 SVDVJBWDBYSQLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 101000937642 Homo sapiens Malonyl-CoA-acyl carrier protein transacylase, mitochondrial Proteins 0.000 description 18
- 102100027329 Malonyl-CoA-acyl carrier protein transacylase, mitochondrial Human genes 0.000 description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 8
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000011044 quartzite Substances 0.000 description 6
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVEFYGKIBZZLDU-UHFFFAOYSA-N 2-methylprop-2-enamide;trimethyl(propyl)azanium Chemical compound CC(=C)C(N)=O.CCC[N+](C)(C)C BVEFYGKIBZZLDU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 description 1
- GSBKRFGXEJLVMI-UHFFFAOYSA-N Nervonyl carnitine Chemical compound CCC[N+](C)(C)C GSBKRFGXEJLVMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5753—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å redusere produksjon av vann i oljebrønner som omfatter injeksjon av en vandig oppløsning av en kationisk polymer inn i formasjonen.
Koproduksjon av vann er et forhold som angår, i ulike omfang og med forskjellige tider, alle olje- eller gassbrenner, og som kan ha sterke negative økonomiske virkninger. Den over-drevne produksjonen av vann forårsaker faktisk både en økning i kostnadene vedrørende fjerningen av vannet, og også til en reduksjon i inntekt på grunn av den begrensede produktivitet-en av hydrokarboner.
I gassfelter kan dessuten et høyt vann-kutt (dvs. forholdet mellom strømningsmengden av vann i en brønn og den totale strømningsmengden av vann + hydrokarbon) føre til overfylling av brønnen og følgelig stenging av denne.
I fremtiden vil dessuten problemer forbundet med produksjon av vann bli enda viktigere i betraktning av egenskapene til feltene som for tiden er i produksjon og nye grenser for undersøkelser/leting. Produksjonen av eksisterende felter er faktisk (i økende grad mere utviklet) normalt karakterisert ved et vann-kutt som øker med tiden. Grensene for leting beveger seg dessuten mot offshore-reservoarer, ofte i dypt vann, og i områder som ofte kjennetegnes ved strenge miljø-messige reguleringer.
I brønner med et høyt vann-kutt, kan problemet generelt løses ved mekanisk isolering av produksjonsområdet eller ved rekom-plettering eller brønnoverhaling. Sistnevnte løsning er imidlertid ekstremt arbeidskrevende og kan forårsake tap av enorme volumer av hydrokarboner som er tilstede i mikro-nivåene som ennå ikke er påvirket av at det er kommet vann.
"Vannavstengningsinngrep" ("Water shut-off" inngrep) med geldannende kjemiske systemer (vanligvis polyakrylamider tverrbundet med Cr(III) eller med systemer basert på sili-kater) kan representere et tillatelig alternativ til mekanisk
isolering; idet disse blandingene, injisert inn i formasjonen, fullstendig blokkerer bevegelsen av fluidene i de be-handlede soner. Med denne 'teknikken er det mulig å fullstendig redusere eller eliminere produksjonen av vann ved akseptable kostnader. Denne teknologien har imidlertid kun en høy sannsynlighet for et heldig utfall når det er mulig å identifisere og selektivt isolere vannproduksjonsområdene under behandlingen, slik at produksjon fra lagene som frem-deles er mettet med hydrokarboner ikke skades.
Til sist er RPM (Relative Permeability Modifier) teknologien basert på injeksjon, i alle intervaller som er åpne for produksjon, av et kjemisk middel som er i stand til å selektivt redusere permeabiliteten for vann. De kjemiske syste-mene benyttet i denne typen behandling er vannoppløselige polymerer som modifiserer permeabiliteten av formasjonen etter adsorpsjon på bergoverflaten. På denne måte blir permeabiliteten i intervallene med høyt vann-kutt selektivt redusert, mens permeabiliteten av intervallene som produserer hydrokarboner forblir uendret. Å gripe inn med denne fremgangsmåten, når det passer, har tallrike fordeler med hensyn til de konvensjonelle teknologiene, særlig; (i) begrense risiko for skade, (ii) lav miljømessig innvirkning, (iii) lav kostnad av behandlingen takket være inngrep av typen "bull-heading".
Betingelsen som er nødvendig for effektiv behandling med en permiabilitetsmodifiseringsmiddelpolymer er at polymeren i
seg selv må interagere med bergoverflaten idet det dannes et lag som er i stand til å modifisere strømningsegenskapene til det porøse mediet. Polymeren må derfor ha en spesielt sterk tiltrekkende gjensidig påvirkning med bergoverflaten, for å maksimalisere adsorpsjonen og stabiliteten til laget av adsorbert polymer, over en tidsperiode.
Polymerene anvendt frem til nå har forskjellige begrensninger som har forsinket utbredelsen av RPM-teknologien.. Særlig: har polyakrylamider (PAM) en dårlig effektivitet og redusert varighet av behandlingen på grunn av den begrensede termiske stabilitet; polyakrylamider modifisert ved innføring av kationiske grupper har en god effektivitet men en lav mot-stand overfor temperatur'; biopolymerer (slik som sklero-glukan) har injeksjonsproblemer som et resultat av den høye viskositeten til polymeroppløsningen og dens tendens til å flokkulere.
EP 877147 Al beskriver en fremgangsmåte for tetting eller plugging av en underjordisk sone, idet fremgangsmåten, omfatter trinnene med innføring i sonen av en vandig oppløsning av en polymeriserbar monomer, en azapolymerisasjonsinitiator og en polymerisasjonsinhibitor. Deretter gis den polymeri-serbare monomeren anledning til å polymerisere i sonen hvor-ved det dannes en tettende eller pluggende gel deri.
Eksperter på området har følgelig følt behovet for å finne polymerer som er i stand til å adsorberes mer effektivt på bergmasser og derfor i stand til å selektivt redusere permeabiliteten for vann og også motstå temperaturen i formasjonen.
Det er nå blitt funnet at spesielle kationiske polymerer på adekvat måte tilfredsstiller de ovennevnte behov og er spesielt termisk stabile ved middels-høye temperaturer. Adsorpsjonstester utført på kiselholdig sand ved anvendelse av polymerer inneholdende kationiske grupper og analoge ikke-ioniske polymerer har faktisk demonstrert åt de førstnevnte adsorberes sterkt på berget i forhold til de sistnevnte, som et resultat av den tiltrekkende gjensidige påvirkningen mellom overflaten av den negativt ladede sanden og den positivt ladede polymeren.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for å redusere produksjon av vann i oljebrønner, kjenne-tegnet ved at den omfatter.injeksjon inn i formasjonen rundt brønnen av en vandig oppløsning av en eller flere polymerer valgt fra dem som har generell formel (I)
hvori
n varierer fra 0,70 til 0,98,
m varierer fra 0,3 0 til 0,02,
n + m = 1,
X1 og X2, like eller forskjellige, er valgt fra H og CH3,
Rl7 R2, R3, like eller forskjellige, er valgt fra C^ C^ raonofunksjonelleh<y>drokarb<y>l<g>rup<p>er,
x varierer fra 2 til 5.
I den generelle formelen (I) ovenfor varierer n foretrukket fra 0,80 til 0,95. m varierer foretrukket fra 0,20 til 0,05. R1# R2/ R3, like eller forskjellige, er foretrukket valgt fra C2-C3 alkylradikaler. x er foretrukket 3.
I forbindelsen med generell formel (I). har polymerene i en foretrukket utførelsesform: (1): n = 0,95, m = 0,05, x = 3, X1 = H, X2 = CH3, R-l = CH3, R2 = CH3, R3 = CH3; eller (2) : n = 0,90, m = 0,1, x = 3, X-l = H, X2 = CH3, Rx = CH3, R2 = CH3, R3 = CH3. Molekylvekten til polymerene varierer vanligvis fra 1,5 til 12 millioner.
Den vandige oppløsning som kan anvendes i fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse inneholder en mengde polymer av forbindelsen med generell formel (I) som foretrukket varierer fra 500 til 8000 ppm,.enda mer foretrukket fra 1500 til 500 0 ppm.
Hvilken som helst type tilgjengelig vann forutsatt at det ikke har noen suspenderte faststoffer kan anvendes som bærende medium, siden forbindelsen méd generell formel (I) hverken påvirkes av typen eller mengden av anioner og kationer som vanligvis er inneholdt i vann.
Den vandige oppløsningen i den foreliggende oppfinnelse har normalt en viskositet som varierer fra 1,5 til 10. cP, mye lavere verdier enn dem for de geldannende oppløsningene.
Volumet av vandig oppløsning som skal injiseres inn i formasjonen avhenger.av høyden av produksjonsformasjonen som skal behandles og dybden som oppløsningen må penetrere til (inva-sjonsradius).
Strømningsmengden av den vandige oppløsningen som skal injiseres velges i forhold til typen formasjon som skal behandles. Videre kan den vandige oppløsningen som skal injiseres tilføres inn i formasjonen ved det ønskede trykk, forutsatt at dette ikke er høyere enn bruddtrykket. Det er kj ent for ' eksperter på området at det er fordelaktig at oppløsningen injiseres så hurtig som mulig, i overensstemmelse med egenskapene til formasjonen, for å redusere behandlingstiden og følgelig produksjonsstans til et minimum.
Når det anses nødvendig, kan det forut for fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse være et valgfritt forbehandlingstrinn (forhåndsspyling) som kan utføres f.eks. med en vandig oppløsning inneholdende et overflateaktivt middel, for å rengjøre formasjonen som skal behandles og oppnå en mer effektiv adsorpsjon av polymeren.
I en foretrukket utførelsesform etterfølges fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse foretrukket av et overspylingstrinn, dvs. behandling av formasjonen med saltlake eller gass eller olje, for å drive polymeren inn i formasjonen. Overspylingen med gass har også formålet med reetablering av konnektiviteten av gasslaget (i gassbrønner). Til sist, iverksettes det ved slutten av injeksjonen av den vandige oppløsningen av forbindelsen med generell formel (I) foretrukket et avstengningstrinn, dvs. lukking av brønnen for å tillate en mer effektiv adsorpsjon av polymeren på berg-massen.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse har mange fordelaktige aspekter, og krever spesielt -begrensede mengder av polymer med generell formel (I). Den har videre den uventede fordelen ved å være anvendelig for både gass- og oljeformasjoner, med temperaturer opp til omtrent 70°C.
De etterfølgende eksempler tilveiebringes for en bedre for-ståelse av den foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPLER
Polymeren (betegnet FO, produsert av Floerger) anvendt i eksemplene har den følgende formel. Det er en poly{akrylamid-metakrylamid(propyltrimetylammonium)} kopolymer. Polymeren har en molekylvekt lik 5 millioner.
For sammenligningsformål blir det i den eksperimentelle delen også anvendt en annen kationisk polymer, som ikke er en del av oppfinnelsen. Denne er en kationisk polymer (MCAT, produsert av MI Drilling Fluids), en poly{akrylamid-akrylamid-(metyltrimetylammonium)} kopolymer. Polymeren har en molekylvekt lik 2 millioner.
Begge produkter er i form av et hvitt pulver. Spesielt har produktet FO en partikkelstørrelse som passerer gjennom en sikt .med 10-100 åpninger per lineær 2,54 cm (dvs. som varierer fra 10-100 mesh).
KJEMISK STRUKTUR AV DEN KATIONISKE POLYMER FO
(FO3150: n = 0,95, m = 0,05, FO 3190: n = 0,90, m = 0,1)
KJEMISK STRUKTUR AV DEN KATIONISKE POLYMER MCAT
(p = 0,95, q = 0,05)
EKSEMPEL 1: Yteevner -bil de kationiske polymerer FO og MCAT Yteevnene til polymerene FO og MCAT ble vurdert ved hjelp av: a)adsorpsjonstest på sand av oppløsningene, b) evaluering av termisk stabilitet ved hjelp av NMR-analyse, c) kjernetest
la - Statisk adsorpsjonstest ved en temperatur på 25°C Polymeroppløsningene ble fremstilt i saltlake (filtrert og avgasset oppløsning av KC1 2%) ved konsentrasjoner på 1000 eller 2000 ppm. Etter at en viss mengde sand (3-5 g) er
bragt i kontakt med polymeroppløsningen i én hermetisk for-seglet plastbeholder, bringes oppløsningen med sanden under omrøring ved den ønskede temperatur for å favorisere kontakt mellom polymeren og overflaten av sanden. Etter omtrent 24 timer ved 25°C blir mengden av polymer adsorbert ved grense-flaten bestemt ved forskjell (mellom den initialt tilsatt og den tilbake i oppløsningen etter testen) ved hjelp av TOC-analyse (Total Organic Carbon).
Testene ble utført ved anvendelse av sand med en fremhersk-ende kiselholdig og leire-sammensetning. Tabell 1 viser en sammenligning mellom adsorpsjonsverdiene for FO-polymerene og for MCAT sammenligningspolymeren.
Tabell 1. Adsorpsjonssammenligning, ved 25°C, av oppløsninger av FO-polymeren (3150) på sand (kvartsitt og reservoar) og analoge oppløsninger av MCAT-polymeren. Den anvendte reservoarsanden har den følgende sammensetning: reservoarsand 1: kvarts 50%, K-feltspat 6%, plagioklas 15%, kalsitt 6%, dolomitt 1%, leirer/glimmere 22% reservoarsand 2: kvarts 49%, plagioklas 17%, kalsitt 21%, leirer/glimmere 4%
Det kan sees at alle polymerene har en høy adsorpsjon (både på kvartsittsand og på reservoarsand), en nødvendig men util-strekkelig betingelse for det heldige utfallet av RMP-behand-1ingen.
For vellykket behandling må faktisk den termiske stabiliteten til polymeren også vurderes, særlig av den aktive kationiske gruppen, ved den ønskede temperatur.
lbl - Vurdering av den termiske stabiliteten ved hjelp av NMR-analyse
Den termiske stabiliteten til produktet ble vurdert ved hjelp av NMR-analyse utført på vandige oppløsninger av polymerene FO 3150 og MCAT, og spesielt ble konsentrasjonen av aktive kationiske grupper tilstede ved de forskjellige temperaturer bestemt.
Tabell 2 tilveiebringer en sammenligning mellom den termiske stabiliteten til polymeren MCAT (uttrykt som prosent av kationiske grupper hydrolysert ved testtemperaturen) og polymeren FO i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse.
Tabel 2: Sammenligning mellom den termiske stabiliteten til oppløsningen av polymeren MCAT og av oppløsningen av polymeren FO 3150 i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse etter 21 døgn (via NMR-analyse)
En betydelig nedbrytning av de aktive kationiske gruppene til polymeren MCAT kan iakttas ved 70°C. Tilstedeværelsen av en enkelt -(CH2)- gruppe bundet til akrylamidgruppen gjør sann-synligvis bindingen spesielt ustabil ved høye temperaturer.
Polymeren FO i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse er derimot termisk stabil.
Ib2 - Statisk adsorpsjonstest ved temperaturer på 70°C
Ved å følge prosedyren beskrevet i la, ble adsorpsjonstester utført på sand ved en temperatur på 70°C, ved anvendelse av polymeren MCAT og polymeren PO i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse.
Resultatene av testen er angitt i tabell 3.
Tabell 3: Sammenligning av adsorpsjonen av oppløsninger av polymeren FO 3150 på sand (kvarsitt og reservoar) og anaioge oppløsninger av polymeren MCAT.
Den anvendte reservoarsanden har den mineralogiske sammensetningen angitt i beskrivelsen av tabell 1.
Det kan sees at polymeren FO har høye adsorpsjoner både på ren sand (kvartsitt), og reservoarsand. Videre er adsorp-sjonene sammenlignbare både ved romtemperatur og ved 70°C (se tabell 1 som en sammenligning), som indikerer det forhold at polymeren ikke har undergått betydelige strukturelle modifi-seringer, dvs. at de aktive kationiske gruppene ér stabile ved 7 0°C. Polymeren MCAT utviser derimot en redusert adsorpsjon med hensyn til verdien iakttatt ved romtemperatur, i overensstemmelse med nedbrytningen av de aktive kationiske gruppene.
lc - Test i et porøst medium
Etter bekreftelse av adsorpsjonen av polymeren på berg, ble effektiviteten til polymeren MCAT vurdert med hensyn til å selektivt redusere permeabilitet for vann ved hjelp av en test i et porøst medium. To tester ble utført i et porøst medium ved to forskjellige temperaturer: 48 og 70°C.
En sandpakke ble fremstilt ved anvendelse av 40 gram sand for å oppnå en kjernelengde lik omtrent 5 cm hvortil 2 cm grus som passerer gjennom en sikt med 20-40 åpninger per lineær 2,54 cm (20.-40 mesh) er tilført, en ved den fremre del og en ved den bakre del, holdt av to metallnett med 70 åpninger per lineær 2,54 cm (70 mesh). Diameteren til sandpakken er lik 2,54 cm (l").
Så snart sandpakken er blitt sammensatt i en Hassler stål-celle, etableres et grensetrykk på 20 bar for å unngå forbi-føring av fluidene mellom VITON-røret (som inneholder kjernen) og det porøse medium. Den følgende prosedyre velges: • Metning under vakuum av sandpakken med saltlake (2% KC1) og etterfølgende bestemmelse av porøsiteten og den absolutte permeabilitet ved romtempératur og ved
temperaturen av interesse.
• Spyling av saltlaken med gass (nitrogen tidligere fuktet) eller olje (felt-råolje): bestemmelse av den initiale permeabilitet vedrørende gassen (Kin gass) eller felt-rågass (Kin felt-råolje) og den tilsvarende metning i
vann.
• Spyling av gassen (eller felt-råoljen) med saltlake: bestemmelse av den initiale permeabilitet vedrørende saltlaken (Kin saltlake) og den tilsvarende metning i gass (eller felt-råolje). • Injeksjon av polymeroppløsningen av MCAT (1500 ppm) tidligere filtrert og avgasset (fra 10 til 12 porevolumer) ved en konstant strømningsmengde. Under spylingen samles trykkverdiene sammen med de utgående fraksjoner for å bestemme mengden av adsorbert polymer.
• Avstengning på 24 timer.
• Spyling av polymeren med saltlake (2% KC1) ved en konstant strømningsmengde (omtrent 1 PV/t). Under spylingen regi-streres trykkverdiene og de utgående fraksjoner samles. • Bestemmelse av permeabiliteten for saltlake etter behandlingen med polymeren (Kfinsaltlake). • Bestemmelse av permeabiliteten for gass eller olje (felt-råolje) etter behandlingen med polymeren (Kfingass, Kfinfelt-råolje) og av metningen i saltlake.
Resultatene av testene er oppsummert i tabell 4.
Tabell 4: Resultater av testen i et porøst medium med polymeren MCAT (1500 ppm) . Reduksjonen i permeabilitet for vann ble beregnet etter injisering av fra 600 til 900 porevolumer (PV) saltlake. Den anvendte reservoarsanden har sammensetningen angitt i beskrivelsen av tabell 1.
Det kan sees at polymeren MCAT er effektiv som permeabilitet smodifiseringsmiddel vedrørende en temperatur på omtrent 5 0°C. Ved 70°C er reduksjonen i permeabilitet for saltlake betydelig redusert med hensyn til hva som iakttas ved lavere temperaturer (22% mot 77%). Dette er i overensstemmelse med dataene for de statiske adsorpsjonstester og med NMR-ana-lysene utført på oppløsningene, som viste en betydelig nedbrytning av polymeren MCAT ved 70°C med en nesten fullstendig løsriving av de aktive kationiske gruppene. Den kationiske gruppen er essensiell for oppnåelse av en god adsorpsjon og følgelig en god reduksjon i permeabiliteten for saltlake.
EKSEMPEL 2
Yteevner til polymeren FO i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse
Så snart den termiske stabiliteten til polymeren FO, hvis oppløsninger viste seg å være stabile ved temperaturer lik 7 0°C, er blitt definert, ble yteevnene til produktet vurdert ved hjelp av adsorpsjonstester på sand og tester i et porøst medium, hvori reduksjonen .i permeabilitet for saltlake og effekten på permeabilitet for hydrokarboner (gass, olje) ble vurdert.
2a - Statisk adsorpsjonstest
Adsorpsjonstestene på sand ble utført ved anvendelse av to forskjellige formuleringer av polymeren, spesielt:
• FO3150 (5 mol% MAPTAC, 95 mol% AM; n = 0,95, m = 0,05)
• FO3190 (10 mol% MAPTAC, 90 mol% AM; n = 0,90, m = 0,1) hvori MAPTAC: metakrylamidpropyltrimetylammonium, AM: akrylamid.
Tabell 5 viser en sammenligning av adsorpsjohsdata for de to FO-polymerene som er forskjellige med hensyn til innholdet av den kationiske komponenten: 5 mol% i FO3150, io mol% i FO3190.
Tabell 5: Sammenligning av adsorpsjonen av oppløsninger av polymeren FO3150 (5% kationisitet) og FO3190 (10% kationisitet) på sand (kvartsitt og reservoarsand). Den anvendte reservoarsanden har sammensetningen angitt i beskrivelsen av tabell 1.
Det kan sees, innen dette sammensetningsområdet, at graden av kationisitet ikke synes å påvirke adsorpsjonsnivået: mengden av adsorbert polymer er omtrent det samme for både polymeren FO3150 og polymeren FO3190.
2b - Tester i et porøst medium
I testene i et porøst medium, utført med det formål å vurdere effektiviteten av FO-polymeren med hensyn til å redusere permeabilitet for saltlake, ble prosedyren beskrevet i eksempel 1-c valgt. Også i dette tilfellet ble det anvendt en polymeroppløsning (i saltlake KC1 2%) på 150 0 ppm.
De følgende tester ble utført:
test i et porøst medium på sandpakke (kvartsitt) ved
romtemperatur: bestemmelse av reduksjonen i den absolutte
permeabilitet for saltlake
test i et porøst medium på sandpakke (reservoarsand 1) ved 70°C: bestemmelse av reduksjonen i permeabilitet vedrørende saltlake og vurdering av effekten på permeabiliteten vedrørende gass. Den anvendte reservoarsanden har den mineralogiske sammensetning angitt
i beskrivelsen av tabell 1.
Test i et porøst medium på kjerne (Clashach) ved 70°C: bestemmelse av reduksjonen i permeabilitet vedrørende saltlake og vurdering av effekten på permeabiliteten vedrørende olje. Kjernen (lengde 10 cm, diameter 2,54 cm, porevolum 9,28 cm<3>) har den følgende mineralogiske sammensetning: kvarts 95%, K-feltspat 5%.
I testene i det porøse medium utført med tofasesystemet saltlake-olje, ble det anvendt en felt-råolje.
Resultatene av testen er angitt i tabell 6.
Tabell 6: Tester i et porøst medium utført med FO-polymeren. Gass ble anvendt for testen utført med reservoarsand; en typisk felt-råolje ble anvendt for testen med Clashach.
Claims (13)
1. Fremgangsmåte for å redusere produksjon av vann i olje-brønner,
karakterisert ved at den omfatter injeksjon inn i formasjonen rundt brønnen av en vandig oppløsning av en eller flere polymerer valgt fra dem som har generell formel (I)
hvori
n varierer fra 0,70 til 0,98,
m varierer fra 0,30 til 0,02,
n + m = 1,
X-,^ og X2, like eller, forskjellige, er valgt fra H og CH3,
Rlt R2, R3, like eller forskjellige, er valgt fra C^ C^ monofunksj onelle hydrokarbylgrupper,
x varierer fra 2 til 5.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved atn varierer fra 0,8 0 til 0,95 og m varierer fra 0,2 0 til 0,05.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at R1# R2, R3, like eller forskjellige, er valgt fra C1-C3 monofunksjonelle alkylradikaler.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, karakterisert ved at Rx= R2= R3 = CH3.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at x = 3.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at polymeren som har generell formel (I) har en molekylvekt som varierer fra 1,5 til 12 millioner.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av polymeren som har generell formel (I) i den vandige opp-løsningen varierer fra 500 til 8000 ppm.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7, karakterisert ved at konsentrasjonen av polymeren som har generell formel (I) i den vandige opp-løsningen varierer fra 1500. til 5000 ppm.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at i polymeren som har generell formel (I) er n = 0,95, m = 0,05, x = 3, Xx = H, X2 = CH3, Rj_ — CH3, R2 CH3, R3 — CH3.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at i polymeren som har generell formel (I) er n = 0,90, m = 0,1, x = 3, X1 = H, X2 = Cxi^ / <=> 2 <=> 3 ' <=>
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den innledes med et valgfritt forbehandlingstrinn (forhåndsspyling).
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 11,. karakterisert ved at forbehandlingstrinnet utføres med en vandig oppløsning inneholdende et overflateaktivt middel.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at det ved slutten av den ovennevnte fremgangsmåte utføres et valgfritt overspylingstrinn, eller en behandling av formasjonen i seg selv med saltlake eller gass eller olje.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT2001MI001112A ITMI20011112A1 (it) | 2001-05-25 | 2001-05-25 | Procedimento per ridurre la produzione di acqua nei pozzi petroliferi |
| PCT/EP2002/005325 WO2002097235A1 (en) | 2001-05-25 | 2002-05-10 | Process for reducing the production of water in oil wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20035149D0 NO20035149D0 (no) | 2003-11-19 |
| NO324636B1 true NO324636B1 (no) | 2007-11-26 |
Family
ID=11447759
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20035149A NO324636B1 (no) | 2001-05-25 | 2003-11-19 | Fremgangsmate for a redusere produksjon av vann i oljebronner |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20050098320A1 (no) |
| DZ (1) | DZ3507A1 (no) |
| GB (1) | GB2392695B (no) |
| IT (1) | ITMI20011112A1 (no) |
| NO (1) | NO324636B1 (no) |
| WO (1) | WO2002097235A1 (no) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060064374A1 (en) * | 2004-09-17 | 2006-03-23 | David Helsper | Fraud risk advisor |
| US20080164067A1 (en) * | 2007-01-09 | 2008-07-10 | Ahmadi Tehrani | Method for Reducing Aqueous Content of Oil-Based Fluids |
| US7667545B2 (en) * | 2008-03-04 | 2010-02-23 | Freescale Semiconductor, Inc. | Automatic calibration lock loop circuit and method having improved lock time |
| US7595699B1 (en) * | 2008-03-04 | 2009-09-29 | Freescale Semiconductor, Inc. | Look loop circuit and method having improved lock time |
| RU2488692C1 (ru) * | 2012-01-20 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| US20230323190A1 (en) | 2020-08-31 | 2023-10-12 | Poweltec | Method for controlling the migration of formation fines |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3779316A (en) * | 1971-12-02 | 1973-12-18 | Nalco Chemical Co | Secondary recovery of petroleum |
| US4532052A (en) * | 1978-09-28 | 1985-07-30 | Halliburton Company | Polymeric well treating method |
| US4484631A (en) * | 1982-08-25 | 1984-11-27 | Calgon Corporation | Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery |
| US4563292A (en) * | 1984-08-02 | 1986-01-07 | Halliburton Company | Methods for stabilizing fines contained in subterranean formations |
| US4617132A (en) * | 1985-04-01 | 1986-10-14 | Halliburton Company | Method of altering the permeability of a hydrocarbon-containing subterranean formation |
| US5335726A (en) * | 1993-10-22 | 1994-08-09 | Halliburton Company | Water control |
| US5529124A (en) * | 1994-12-19 | 1996-06-25 | Texaco Inc. | Method for retarding water coning |
| US5840784A (en) * | 1997-05-07 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric compositions and methods for use in low temperature well applications |
| US5960877A (en) * | 1997-05-07 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric compositions and methods for use in well applications |
| US5944106A (en) * | 1997-08-06 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treating fluids and methods |
| US6516885B1 (en) * | 1998-02-18 | 2003-02-11 | Lattice Intellectual Property Ltd | Reducing water flow |
| GB2335428B (en) * | 1998-03-20 | 2001-03-14 | Sofitech Nv | Hydrophobically modified polymers for water control |
| US6187839B1 (en) * | 1999-03-03 | 2001-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing compositions and methods |
| BR9904294B1 (pt) * | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
| US6465397B1 (en) * | 2000-02-11 | 2002-10-15 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Synthetic crosslinked copolymer solutions and direct injection to subterranean oil and gas formations |
| US6364016B1 (en) * | 2000-10-26 | 2002-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the water permeability of subterranean formations |
| ITMI20011113A1 (it) * | 2001-05-25 | 2002-11-25 | Eni Spa | Procedimento per diminuire la produzione di acqua nei pozzi petroliferi |
-
2001
- 2001-05-25 IT IT2001MI001112A patent/ITMI20011112A1/it unknown
-
2002
- 2002-05-10 US US10/478,321 patent/US20050098320A1/en not_active Abandoned
- 2002-05-10 GB GB0325973A patent/GB2392695B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-05-10 DZ DZ023507A patent/DZ3507A1/fr active
- 2002-05-10 WO PCT/EP2002/005325 patent/WO2002097235A1/en not_active Application Discontinuation
-
2003
- 2003-11-19 NO NO20035149A patent/NO324636B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-03-14 US US11/374,044 patent/US7188673B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2002097235A1 (en) | 2002-12-05 |
| ITMI20011112A1 (it) | 2002-11-25 |
| NO20035149D0 (no) | 2003-11-19 |
| US20060157245A1 (en) | 2006-07-20 |
| GB2392695A (en) | 2004-03-10 |
| GB0325973D0 (en) | 2003-12-10 |
| DZ3507A1 (fr) | 2002-12-05 |
| US20050098320A1 (en) | 2005-05-12 |
| GB2392695B (en) | 2005-01-12 |
| ITMI20011112A0 (it) | 2001-05-25 |
| US7188673B2 (en) | 2007-03-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014249329B2 (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| US10655055B2 (en) | Weak gel system for chemical enhanced oil recovery | |
| CA2520056C (en) | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flow intervention | |
| US7004253B2 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
| US20060065396A1 (en) | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use | |
| EP4169999A1 (en) | Crosslinking of swellable polymer with pei | |
| AU2002344258A1 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
| NO347192B1 (no) | Brønnbehandling | |
| NO20101568L (no) | Bruk av nanopartikler for vannstromnningskontroll i undergrunnsformasjoner | |
| WO2018031655A1 (en) | Stimuli-responsive polymer particles and methods of using thereof | |
| CA2569810C (en) | Well treatment for sand-containing formations | |
| US7188673B2 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
| US10337282B2 (en) | Methods and compositions for reducing water production in fractures or voids in subterranean formations | |
| US10280352B2 (en) | Water swellable polymer as a diverter for acid stimulation treatments in high temperature environments | |
| Shankar et al. | Evaluation of alternative polymers for Mangala polymer flood |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |