NO326471B1

NO326471B1 - Behandlingsblanding

Info

Publication number: NO326471B1
Application number: NO20041731A
Authority: NO
Inventors: Wayne W Frenier; Mark E Brady
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2001-10-25
Filing date: 2004-04-23
Publication date: 2008-12-08
Also published as: ATE330107T1; WO2003036021A3; BR0213416A; DE60212427T2; US20030104950A1; OA12715A; EA200400580A1; DE60212427D1; NO20041731L; WO2003036021A2; BR0213416B1; EP1438481A2; EP1438481B8; DK1438481T3; EA007180B1; EP1438481B1; EG23769A; US7427584B2

Abstract

Behandlingsblandinger inneholdende gjensidige løsemidler for dannelse og opprettholdelse av enkeltfase vandige fluid-behandlingsblandinger inneholdende svært høye konsentrasjoner av syrer og/eller chelateringsmidler. Metodene for anvendelse av disse behandlingsblandingene for å løse opp og fjerne belegg og formasjonsmatriksmateriale i oljefelt-behandlinger så som stimulering og utbedring angis.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår behandlingsblandinger inneholdende gjensidige løsemidler og anvendelse derav i oljefelt-behandlingsfluider. Mer spesielt angår den behandlingsblandinger som inneholder gjensidige løsemidler som er egnet for dannelse og opprettholdelse av vandige enfasefluider inneholdende høye konsentrasjoner av syrer eller chelateringsmidler og anvendelse derav for oppløsning og fjerning av mineralbelegg og formasjonsmatriksmateriale.

For mange industrielle formål er det nødvendig å fjerne eller løse opp salt-avsetninger (mineralbelegg) fra/på overflater. I stimuleringsprosesser i oljebrønner er det noen ganger nødvendig å løse opp en del av den hydrokarbonholdige berg-formasjonen. Iblant kan det være nødvendig å løse opp mineralbelegg på brønnhulloverflater eller i formasjonen, samt en del av formasjonen. I mange tilfeller kan det være ønskelig å fjerne eller løse opp så mye materiale som mulig med en så begrenset mengde av behandlingsfluid (eller behandlingsblanding) som mulig. I mange tilfeller kan saltet og/eller formasjonen være vanskelig å løse opp. I mange tilfeller kan saltet og/eller formasjonen være belagt eller i det minste delvis belagt med olje. Når en slik olje kan forstyrre prosessen, så inkluderer behandlingsfluidet som anvendes for å løse opp saltet og/eller formasjonen vanligvis et gjensidig løsemiddel. Dette er en komponent som er løselig i behandlingsfluidet, men også blandbar med oljen slik at den gjør oljen blandbar med behandlingsfluidet og tillater god kontakt av oppløsningskomponenten(e) i behandlingsfluidet med saltet og/eller formasjonen. Det gjensidige løsemidlet fremmer vannfukting av overflater så som mineraler og metaller og i det minste delvis fjerning av hydrofobe materialer så som oljebaserte slam, oljer, paraffiner og asfaltener fra overflaten. Dette fremmer så gjensidig påvirkning av andre komponenter i behandlingsfluidet med overflaten.

Vedrørende kjent teknikk på området vises det til US 4.949.790, US 5.972,868, WO 01/83639A2, US 4.888,121 som innarbeides i sin helhet heri som referanse.

I hovedsak vandige blandinger anvendes generelt for å gjennomføre disse operasjonene. Slike blandinger utgjøres vanligvis av en syre, et chelateringsmiddel for kationet i mineralbelegget eller formasjonen, eller begge deler. Når det er ønskelig å begrense volumet av anvendt behandlingsfluid og/eller når saltet eller formasjonen er bare litt løselig i fluidet, er det behov for svært høye konsentrasjoner av syre og/eller chelateringsmiddel. Typisk gjensidige løsemidler er multifunksjonelle ikke-ioniske materialer så som alkoholer, glykoler og glykoletere, ikke-ioniske overflateaktive midler og lignende. Gjensidige løsemidler som er vanlig anvendt i industrielle rensemidler og behandlinger på oljefeltet kan ikke danne stabile énfase-fluider i disse behandlingsfluidene som har svært høye konsentrasjoner av elektrolytter.

Det er et behov for gjensidige løsemidler som danner stabile énfase-fluider i vandig blandinger som inneholder svært høye elektrolyttkonsentrasjoner.

Én utførelse av oppfinnelsen er en énfase-behandlingsblanding som inkluderer en første komponent valgt fra gruppen bestående av en syre valgt fra gruppen bestående av saltsyre, svovelsyre, fosforsyre, flussyre, maursyre, eddiksyre, borsyre, sitronsyre, eplesyre, vinsyre og maleinsyre, og blandinger derav; et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel valgt fra gruppen bestående av ety-lendiamintetraeddiksyre (EDTA), hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre (HEDTA), dietylentriaminpentaeddiksyre (DTPA), hydroksyetyliminodieddiksyre (HEIDA), nitrilotrieddiksyre (NTA), og deres K-, Na-, NH4-eller aminsalter, samt blandinger derav; og blandinger av nevnte syrer og nevnte aminopolykarboksylsyre-chelateringsmidler; og

et gjensidig løsemiddel valgt fra gruppen av forbindelser med formelen:

hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat eller etyl, under den forutsetning at Ri og R2 ikke begge er hydrogen og forutsatt at det samlede antall karboner i Ri og R2 ikke er mer enn 2 dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel, hvor Rt og R2 er like eller forskjellige, og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat eller etyl, under den forutsetning at Ri og R2 ikke begge er hydrogen, hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat, etyl, propyl eller butyl, under den forutsetning at dersom Ri er akrylat, etyl, propyl eller butyl så er R2 hydrogen og forutsatt at Ri er hydrogen og R2 er metyl eller acetat dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel,

hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat, etyl, eller propyl, under den forutsetning at dersom Ri er propyl, så er R2 hydrogen og

forutsatt at Ri er hydrogen og R2 er metyl eller acetat dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel; samt blandinger derav.

Foretrukne utførelser omfatter de hvor syren er en blanding av sitronsyre, flussyre og borsyre; aminopolykarboksylsyren er trinatrium-hydroksyetyl-etylendiamintriacetat; pH-verdien er mellom ca. 2 og ca. 4; og det gjensidige løsemidlet er dipropylenglykolmetyleter.

Videre omfatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for behandling av et oljefett hvor den nevnte blandingen injiseres i henhold til oppfinnelsen inn i et borehull som trenger inn i en undergrunnsformasjon.

Andre utførelser omfatter prosesser som benytter behandlingsblandingen for oppløsning av mineralbelegg i borehull og formasjoner i nærheten av borehull, spesielt dersom mineralbelegget, borehullet eller formasjonen er minst delvis oljefuktet; prosesser som benytter behandlingsblandingen for stimulering av brønner, spesielt syrebehandling eller syrefrakturering av karbonater og sandstein, spesielt når formasjonen er minst delvis oljefuktet; prosesser hvor behandlingsblandingen benyttes for fjerning av filterkaker fra borehull, spesielt når filterkakene er dannet av oljebasert slam som inneholder mineraler som bare er litt løselige i fravær av syre og/eller chelateringsmiddel; og prosesser som benytter behandlings-blandingen for fjerning av oljebaserte materialer fra overflater.

Vi har funnet at enkelte substituerte glykoler og substituerte glykoldimerer med fordel kan anvendes som gjensidige løsemidler i vandige fluider som inneholder svært høye konsentrasjoner av organiske eller uorganiske syrer, og/eller aminopolykarboksylsyre-chelateringsmidler og organiske eller uorganiske salter derav. Blandingene anvendes for å fjerne oljebaserte materialer fra overflater, spesielt når materialene inneholder faststoffer som ikke er løselige eller bare litt løselige i fravær av en syre og/eller et chelateringsmiddel. Med "oljebasert" mener vi ethvert materiale som er minst hovedsakelig hydrofobt; ikke-begrensende eksempler omfatter råolje, paraffiner, asfaltener, kondensat, dieselolje, overflateaktive midler, planteolje, alkohol som ikke er blandbar med vann, og lignende. Med en oljefuktet overflate mener vi en overflate som er minst delvis belagt med et oljebasert materiale. Blandingene inneholder i utgangspunktet vann, en syre eller et chelateringsmiddel eller en blanding av syrer og chelateringsmidler, samt det gjensidige løsemidlet. Vi vil konsekvent anvende betegnelsen "syre" her for å angi alle egnede syrer - med unntak av aminopolykarboksylsyrer - selv om de er chelateringsmidler, og betegnelsen "chelateringsmiddel" angir alle egnede aminopolykarboksylsyrer eller salter derav, selv om de kan være syrer. Mange additiver som ofte finnes i slike blandinger kan være inkludert, forutsatt at de ikke har skadelig innvirkning på det gjensidige løsemidlets løselighet i blandingen.

Rørene som finnes i en brønn er ofte bestemmende for den syren og/eller det chelateringsmiddelsystemet som er nødendig for å oppnå akseptabel korro-sjonsinhibering. Tendensen for ståltyper med høyt krominnhold til å korrodere i høy grad i saltsyre sammenlignet med N80-stål og virkningen av høyt kloridinn-hold på stålets integritet kan resultere i at det velges syre med lavere styrke eller chelateringsmiddel-behandlingsblandinger. Det er blitt funnet at effektiviteten av korrosjonsinhibitorer økes ved anvendelse av de gjensidige løsemidlene i henhold til oppfinnelsen, i forhold til effektiviteten når det anvendes andre gjensidige løse-midler.

Vannet kan være enhver type tilgjengelig vann inkludert f.eks. ferskvann eller drikkevann, innsjø- eller elvevann, brakkvann, saltløsning og sjøvann. To faktorer må ikke glemmes ved valg av vanntypen. For det første må vannet ikke inneholde ioner som vil være inkompatible enten med noen av komponentene i blandingen eller med den tiltenkte anvendelsen derav. (Alternativt, dersom det valgte vannet inneholder et potensielt skadelig ion, så kan det tilsettes et kontroll-middel for dette ionet.) For det andre må vannets ionestyrke være begrenset dersom konsentrasjonen av andre ioniske komponenter som er nødvendige er høy ettersom løseligheten av det gjensidige løsemidlet i blandingen delvis avhenger av den samlede ionestyrke. Dette kan lett testes ved å fremstille et behandlingsfluid med den tiltenkte sammensetningen i en prøve av den aktuelle vanntypen, blande grundig og så la prøven stå under anvendelsesbetingelsene (tid, temperatur, etc.) og måle for å sikre at det ikke forekommer faseseparasjon.

Syren kan velges fra mineralsyrer, andre uorganiske syrer og organiske syrer. Valget av syren er basert på den tiltenkte anvendelse av blandingen. (For eksempel må det velges en syre som vil løse opp saltet eller formasjonen av interesse, og som ikke vil frigi bestanddeler som så vil felles ut dersom dette ikke er ønsket). Syrene kan omfatte polysyrer og blandinger av forskjellige syrer inkludert reaksjonsprodukter derav (f.eks. reagerer flussyre med borsyre slik at det dannes fluorborsyre). Ikke-begrensende eksempler på syrer inkluderer saltsyre, svovelsyre, fosforsyre, fosfonsyre, fluss-syre, maursyre, eddiksyre, borsyre, sitronsyre, eplesyre, vinsyre og maleinsyre. Dessuten bør den som formulerer blandingen sørge for at syren er kompatibel med alle andre komponenter og egnet for den tiltenkte anvendelsen av blandingen, og den bør testes for å være sikker på at den endelige blandingen var et egnet stabilt enkeltfase-fluid. Typisk vil syrekonsentrasjonen være i området fra ca. 2 til ca. 30 vekt%, fortrinnsvis fra ca. 7,5 til ca. 28 vekt%.

Chelateringsmidlet kan velges fra aminopolykarboksylsyrer så som de ikke-begrensende eksemplene etylendiamin-tetraeddiksyre (EDTA), hydroksyetylety-lendiamin-trieddiksyre (HEDTA), dietylentriamin-pentaeddiksyre (DTPA), hydroksyetyliminodieddiksyre (HEIDA), nitrilotrieddiksyre (NTA), og deres K-, Na-, NH4-eller aminsalter, samt blandinger derav. Når betegnelsen "aminopolykarboksylsyrer" anvendes, er den ment å omfatte saltene. Også her bør den som formulerer blandingen sørge for at aminopolykarboksylsyren er kompatibel med alle andre komponenter og at den er egnet for den tiltenkte anvendelsen av blandingen, og den bør testes for å sikre at den endelige blandingen var et egnet stabilt enkeltfase-fluid. Vanligvis justeres pH-verdien for aminopolykarboksylsyren til fra ca. 2 til ca. 5 med HCI dersom den/det valgte aminopolykarboksylsyren eller saltet er løselig ved denne pH-verdien, selv om aminopolykarboksylsyren kan anvendes ved enhver pH hvorved den er løselig. Typisk vil aminopolykarboksylsyrekonsen-trasjonen være i området fra ca. 5 til ca. 30 vekt%, fortrinnsvis fra ca. 10 til ca. 25 vekt%.

Konsentrasjonen av syren og/eller chelateringsmidlet kan på hensiktsmessig måte baseres på hvor lett eller vanskelig det er å fjerne eller løse opp mineralbelegget og/eller formasjonen, mengden av mineralbelegget eller formasjonen og volumet av behandlingsfluid som kan anvendes. Tidligere kunne konsentrasjonen av syre og/eller chelateringsmiddel måtte begrenses i forhold til løseligheten til det gjensidige løsemidlet i fluidet, spesielt dersom andre komponenter bidro til den samlede ioniske styrken.

Valget av det gjensidige løsemidlet er ikke basert på den tiltenkte anvendelse av blandingen, men på kompatibilitet med (eller løselighet i) det gjenvæ-rende av blandingen, dvs. blandingens evne til å forbli et enkelfase-fluid i løpet av tiden den anvendes og ved temperaturbetingelsene under anvendelse. Vi har funnet at mange gjensidige løsemidler, f.eks. den svært vanlig anvendte etylen-glykolmonobutyleteren, ikke er blandbare med vandige løsninger som har høy ionisk styrke av syrer og/eller chelateringsmidler. Dersom det ikke anvendes det riktige gjensidige løsemiddel, så kan dette føre til skadelige virkninger i mange behandlinger, f.eks. kan det føre til økede metallkorrosjonsgrader eller til redusert formasjonsstimuleringseffekt.

Uten å være begrenset av teori, men under antagelse av at hvilke gjensidige løsemidler som med fordel kan anvendes under disse krevende betingelsene bestemmes utfra den hydrofile/hydrofobe balansen (også kjent som den hydrofile/ lipofile balansen). Dette henger sammen med størrelsene, antallet og romfordelin-gen for de forskjellige andelene av molekylet som trekkes til og er kompatibel med enten vann eller olje. Ettersom konsentrasjonen og/eller den oljelignende karak-teren av syren og/eller chelateringsmidlet i blandingen øker, så avtar antall mole-kyler i aktuelt gjensidig løsemiddel som har den riktige strukturen. Det kan ikke gis en bestemt regel ettersom det nøyaktige valget avhenger av den nøyaktige formu-leringen av hele blandingen. Innenfor gruppen av substituerte glykoler og substituerte glykoldimerer som har blitt identifisert, er det enkelte som vil være tilfredstil-lende med alle syrene og chelateringsmidlene i blandingene som her er beskrevet, og enkelte som f.eks. er egnet med organiske syrer så som sitronsyre, men ikke med aminopolykarboksylsyrer, eller noen som er egnet ved hvilken som helst syre- og/eller chelateringsmiddelkonsentrasjon og enkelte som har øvre grenser for syre- og/eller chelateringsmiddelkonsentrasjon. Alle vil være egnet for syre-konsentrasjoner på opptil ca. 20 vekt% og for aminopolykarboksylsyrekonsentra-sjoner på opptil ca. 25 vekt%. Det optimale valget av gjensidig løsemiddel eller konsentrasjonen kan bestemmes utfra en smule enkel eksperimentering slik det ble beskrevet i det foregående eller som vil bli beskrevet i eksemplene. Typisk vil konsentrasjonen av det gjensidige løsemidlet være i området fra ca. 1 til ca. 10 volum% av behandlingsblandingen, fortrinnsvis ca. 5 volum%. Konsentrasjonen kan velges på basis av en balanse mellom den større evne til å gjøre overflater vannvåte og til å fjerne olje ved økende konsentrasjoner, den større sannsynlig-heten for forstyrrelse med ytelsen for visse additiver så som korrosjonsinhibitorer ved høyere konsentrasjoner, samt kostnader. Et spesielt foretrukket gjensidig løsemiddel er dipropylenglykolmetyleter.

De gjensidige løsemidlene som er blitt funnet å være egnet, er propylenglykol, dipropylenglykol, samt følgende substituerte etylenglykoler, dietylenglykoler, propylenglykoler og dipropylenglykoler. Det skal forstås at isomerer av hvilke som helst strukturer som er vist hvor som helst her er egnet. Etylenglykol og dietylenglykol er i seg selv ikke egnet. Etylenglykol og dietylenglykol substituert på ett hydroksyl eller begge hydroksylene med metyl, acetat, akrylat eller etyl er egnet. Propylenglykol og dipropylenglykol substituert på ett hydroksyl eller begge hydroksylene med metyl, acetat, akrylat, etyl, propyl eller butyl er egnet (bortsett fra dipropylenglykolmonobutyleter) forutsatt at dersom ett hydroksyl er substituert med akrylat, etyl, propyl eller butyl, så er det andre hydroksylet usubstituert. Dersom én komponent i blandingen er en aminopolykarboksylsyre, så kan det samlede antall karboner i grupper substituert på hydroksylgruppene av etylenglykol ikke overskride 2. Dersom én komponent i blandingen er en aminopolykarboksylsyre, så må minst ett hydroksyl være usubstituert og det andre hydroksylet kan være substituert med enten metyl eller acetat i propylenglykol og dipropylenglykol.

Som det vil være kjent blant fagfolk, kan den vandige blandingen inneholde andre ikke-forstyrrende additiver i små eller store mengder, slik det er vanlig ved anvendelse av slike fluider. Som anvendt her, indikerer betegnelsen "ikke-forstyrrende" ganske enkelt at komponenten ikke i vesentlig grad inhiberer blandingens enkelfase-natur eller dens stabilitet eller funksjonen til de aktive komponentene eller bestanddelene ved metodene i henhold til oppfinnelsen. Blandingen kan inneholde additiver inkludert, men ikke begrenset til korrosjonsinhibitorer, jern-reguleringsmidler, reduksjonsmidler, overflateaktive midler, dispergeringsmidler, ikke-emulgatorer eller emulgatorer avhenging av den tiltenkte anvendelsesmodus, anti-slamdannelsesmidler, friksjonsreduksjonsmidler, leirstabilisatorer, gelerings-midler, viskositetsøkere og skummings- eller ikke-skummingsmidler avhengig av den tiltenkte anvendelsesmodus. Blandingen inneholder ofte minst en korrosjonsinhibitor, et overflateaktivt middel, et jernreguleringsmiddel og et reduksjonsmid-del. Her bør også den som formulerer blandingen se til ved hjelp av enkel testing at additiver er kompatible og ikke-forstyrrende.

Det gjensidige løsemidlet i henhold til oppfinnelsen blander seg lett i vann eller høykonsentrasjonsløsninger av salter, syrer og/eller chelateringsmidler, og komponentene i blandingen kan derfor tilsettes på hvilket som helst tidspunkt og i enhver rekkefølge i fremstillingen av den endelige blandingen, og fremstilling kan enten skje satsvist eller ved kontinuerlig blanding. Konsentrater av én eller flere komponenter kan også fremstilles på forhånd.

Behandlingsblandingen kan skummes eller aktiviseres (energized), ved ikke-begrensende eksempel med karbondioksyd, eller kan selv være den kontinuerlige eller diskontinuerlige fasen av en emulsjon. Dannelse av skum eller emulsjoner vil kreve egnede additiver så som overflateaktive midler, og den som formulerer blandingen bør ved hjelp av enkel testing sikre at alle additivene er kompatible og ikke-forstyrrende.

Blandingene har mange anvendelser, inkludert behandlingsfluider for indu-striell rengjøring eller husholdningsrengjøring av overflater. På oljefeltet omfatter anvendelser, men er ikke begrenset til, fjerning av mineralbelegg fra overflateutstyr og undergrunnsoverflate borehullrør; fjerning av oljebasert slam eller kompletteringsfluider, filterkaker, aviedningsmidler eller tilsetningsstoff mot filtertap fra borehull, sikter, formasjonsoverflater, perforeringer, kanaler med tapt sirkulasjon, og lignende, inkludert rensing av overflater som sement må feste seg til før sementeringsoperasjoner (i så fall kan blandingene være eller de kan være en del av fluider kalt avstandsstykker (spacers) eller kjemisk vask (chemical washes)); fjerning av mineralbelegg, forurensninger fra boring og/eller komplettering, eller naturlig forekommende materialer i områdene i nærheten av formasjonenes borehull og som blokkerer strømningsveier og reduserer formasjonsporøsitet og/eller -permeabilitet; og fjerning av en del av selve formasjonen for å øke formasjonsporøsitet og/eller -permeabilitet. Med formasjonsoverflater mener vi overflater som er eksponert for eller skapt i formasjonen i borehullet av boring eller komplettering eller et stykke fra borehullet ved perforering og ved stimuleringsbehandlinger så som frakturering eller syrebehandling. Fjerning av oljebaserte materialer fra formasjons- eller metalloverflater er spesielt fordelaktig når slike materialer også inneholder mineraler som i beste fall er bare litt løselige i fravær av syre eller chelateringsmiddel. Disse forskjellige prosedyrene kan gjennomføres før produksjon (som er under komplettering) eller etter at produksjon er gjennomført eller forsøkt gjennomført (dvs. som en forebyggende behandling eller en overhalingsbehandling). Selv om det her bare er drøftet hydro-karbonproduserende brønner, så skal det forstås at brønnene kan være injise-rings-, deponerings- eller lagringsbrønner, eller kan være for produksjon av vann, saltløsning, karbondioksyd eller andre fluider.

Ved anvendelse av behandlingsblandingen i spacer og kjemisk vasking under sementeringsoperasjoner, så har behandlingsblandingen flere funksjoner. Den er et vandig fluid som effektivt fjerner filterkake fra borehulloverflaten selv om filterkaken er oljebasert og inneholder mineraler som ikke er løselige i fravær av syrer eller chelateringsmidler. Den renser også overflaten av foringsrør og sørger for at overflatene både foringsrør og borehull er rene og vannvåte slik at sementen vil feste seg effektivt til begge. Behandlingsblandingen fjerner oljeaktige og faste rester fra, ved ikke-begrensende eksempel, oljebaserte borefluider, kompletteringsfluider, drepefluider (kill fluids) og tapt sirkuleringsfluider. Den fjerner også filterkake eller andre avsetninger fra overflatene av frakturer dannet ved hydraulisk frakturering eller syrefrakturering. Typene av ellers uløselige eller bare litt løselige materialer, som typisk finnes i vektmidler og/eller brodannende midler, og som fjernes, omfatter som ikke-begrensende eksempler kalsiumkarbonat, hematitt, visse manganoksyder og baritt.

For anvendelse som en behandlingsblanding for fjerning av mineralbelegg eller andre former av formasjonsskade i en formasjon, eller for fjerning av en del av selve formasjonen, så er en hensiktsmessig sekvens av trinn som følger. For det første injiseres en eventuell preflush som typisk inneholder en formasjonskompatibel saltløsning så som 2 vekt% KCI eller 5% ammoniumklorid, og kan eventuelt inneholde et gjensidig løsemiddel som kan være det gjensidige løsemidlet i henhold til foreliggende oppfinnelse. For det andre kan det injiseres et eventuelt avledningsmiddel. For det tredje injiseres et hensiktsmessig volum av blandingen i henhold til oppfinnelsen. Deretter kan det være en eventuell avstengt periode. Endelig injiseres en eventuell etterskylling som typisk inneholder en formasjonskompatibel saltløsning. Behandlingen kan selvsagt gjennomføres på mange forskjellige måter med denne blandingen for å tilveiebringe de ønskede resultatene innenfor oppfinnelsens ramme. For eksempel, dersom behandlingen går ut på å fjerne mineralbelegg fra rørene i borehullet, så resirkuleres behandlingsblandingen ut av brønnen, og dersom behandlingen er syrefrakturering, så injiseres behandlingsblandingen ved over formasjonsfrakturtrykket. Det er også innenfor rammen av oppfinnelsen å injisere behandlingsblandingen flere ganger i løpet av en enkelt behandling.

Eksempel 1

Dynamiske kjerneflømmingstester ble gjennomført under anvendelse av utstyret og prosedyrene vist og beskrevet i Frenier et al., "Effect of Acidizing

Additives on Formation Permeability During Matrix Treatments," SPE 73705, 20.-21. februar, 2002. Indiana-kalksteinkjerner (2,5 cm i diameter og ca. 15 cm lange) ble anbrakt i en Hassler-muffe før de ble plassert i det oppvarmede testkammeret. Temperaturen for testene ble holdt på 177°C. Kjernene ble for-skyllet med en 2% KCI-løsning, og deretter ble en behandlingsblanding inneholdende 20 vekt% Na3HEDTA justert til en pH på 4 med HCI injisert. I forskjellige tester ble forskjellige gjensidige løsemidler også inkludert. I hver test hvor et gjensidig løsemiddel ble inkludert, ble det også inkludert 0,2 volum% av en korrosjonsinhibitor som er en blanding av kvaternære nitrogenforbindelser og svovelforbindelser. Strømningsrate var alltid 5 ml/min. Et mottrykk på 6895 kPa overtrykk (1000 psig) ble opprettholdt for å holde C02 i løsning. Volumet som ble injisert før gjennombrudd (Vbt) ble fastsatt fra begynnelsen av dramatisk permeabilitets-økning, og vekttapet ble bestemt ved å veie de rene, tørre kjernene før og etter testene.

Resultatene vises i tabell 1.

Det kan sees at dipropylenglykolmetyleteren hadde den langt beste ytelsen. Porevolum til gjennombrudd, som er et mål på behandlingsvirkning og som bør være så lavt som mulig, var den laveste av de tre gjensidige løsemidlene og nesten så lavt som uten gjensidig løsemiddel i det hele tatt. Vekttap, et annet mål på virkning som bør være så lavt som mulig, var det laveste for alle fire testene når det ble anvendt dipropylenglykolmetyleter. Bemerk at etylenglykolmonobutyl-eteren, et gjensidig løsemiddel som er vanlig anvendt på oljefeltet, var det verste.

I separate tester hvor 5% etylenglykolmonobutyleter, 10% dipropylenglykolmetyleter eller 5% av blandingen av alkoholetoksylatsurfaktanter og etylenglykolmonobutyleter hver ble blandet inn i en løsning av 20 vekt% Na3HEDTA justert til en pH på 4 med HCI, så holdt den 10%-ige dipropylenglykolmetyleteren seg fullstendig blandbar etter 24 timer ved romtemperatur, mens de 5%-ige løsningene av de andre to gjensidige løsemidlene hver skilte seg ut av blandingen innen 1 time. Bemerk at selv 10 volum% av dipropylenglykolmetyleter hadde bedre ytelse enn 5 volum% av begge de andre to kandidatene som ble testet. Selv om det ikke ble gjort forsøk på dette, antas det at 5 volum% av dipropylenglykolmetyleter ville hatt en enda bedre ytelse enn det 10 volum% hadde i denne testen.

Eksempel 2

Overflatespenning er et enkelt mål på gjensidige løsemidlers evne til å fukte overflater. Tabell 2 viser at 10 volum% dipropylenglykolmetyleter reduserte overflatespenningen for et fluid som inneholder Na3HEDTA omtrent like mye som etylenglykolmonobutyleter reduserte overflatespenningen for HCI. Konsentrasjoner av chelateringsmidler er i vekt%; konsentrasjoner av multiple løsemidler er i volum%; konsentrasjoner av HCI er i vekt%.

Eksempel 3

Det ble gjort tester på korrosjonsvekttap i Chandler-autoklaver under anvendelse av prosedyrene beskrevet av Jasinski et al., "Inhibiting HCI Corrosion of high Chrome Tubular Steels," NACE Corrosion 1988, nr. 188 (1988). Chelate-ringsmidlets korrosivitet, 20 vekt% Na3HEDTA (justert til en pH på enten 2,5 eller 4 med HCI), ble testet ved 149°C i en beskyttelsestid på 6 timer i kontakt med N80 og 13% Cr-ståltyper (vanlig anvendt på oljefeltet) i nærvær av to gjensidige løsemidler. Den samme inhibitoren ble anvendt i den samme konsentrasjonen i hver test som i testene i eksempel 1, og mengden av gjensidig løsemiddel som ble anvendt var 5 volum% i hvert tilfelle hvor det ble anvendt. Korrosjonsgradene ble målt, og er angitt i kg/m<3> (pounds/kvadratfot). Resultatene vises i tabell 3.

Det kan sees at med unntak av forsøket ved pH 4 og 204°C, så var korro-sjonsgraden lavere når det gjensidige løsemidlet var dipropylenglykolmetyleter enn når det var etylenglykolmonobutyleter. I de fleste tilfellene var forskjellen dramatisk.

Eksempel 4

Det ble gjennomført løselighetstester med en syre: en blanding av 13 vekt-% sitronsyre, 5 vekt% ammoniumbifluorid, 2,5 vekt% borsyre, og 4 vekt% HCI, med det resterende som vann (kalt "syre") og et chelateringsmiddel: 20 vekt% Na3HEDTA og ca. 7 vekt% HCI, noe som ga en pH på 4,0 (kalt "chelateringsmiddel"). Blandinger av syren eller chelateringsmidlet ble laget med gjensidig løse-middel-kandidater i enten forhold på 90/10 eller 95/5 volum% av syre eller chelateringsmiddel til gjensidig løsemiddel-kandidat. De ble grundig blandet og fikk så skille seg (ved romtemperatur) i ca. 12 timer. De ble vurdert som "bestått" eller "ikke bestått" basert på fraværet eller nærværet av to flytende lag. Det ble ikke gjort forsøk med 5 volum% dersom kandidaten med gjensidig løsemiddel bestod testen med 10 volum%. Resultatene vises i tabell 4.

Claims

1. Behandlingsblanding, karakterisert ved at den omfatter: en første komponent valgt fra gruppen bestående av en syre valgt fra gruppen bestående av saltsyre, svovelsyre, fosforsyre, flussyre, maursyre, eddiksyre, borsyre, sitronsyre, eplesyre, vinsyre og maleinsyre, og blandinger derav; et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel valgt fra gruppen bestående av ety-lendiamintetraeddiksyre (EDTA), hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre (HEDTA), dietylentriaminpentaeddiksyre (DTPA), hydroksyetyliminodieddiksyre (HEIDA), nitrilotrieddiksyre (NTA), og deres K-, Na-, NH4- eller aminsalter, samt blandinger derav; og blandinger av nevnte syrer og nevnte aminopolykarboksylsyre-chelateringsmidler; og et gjensidig løsemiddel valgt fra gruppen av forbindelser med formelen: hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat eller etyl, under den forutsetning at Ri og R2 ikke begge er hydrogen og forutsatt at det samlede antall karboner i Ri og R2 ikke er mer enn 2 dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel, hvor Ri og R2 er like eller forskjellige, og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat eller etyl, under den forutsetning at R1 og R2 ikke begge er hydrogen, hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat, etyl, propyl eller butyl, under den forutsetning at dersom Ri er akrylat, etyl, propyl eller butyl så er R2 hydrogen og forutsatt at Ri er hydrogen og R2 er metyl eller acetat dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel, hvor Ri og R2 er like eller forskjellige og er hydrogen, metyl, acetat, akrylat, etyl, eller propyl, under den forutsetning at dersom Ri er propyl, så er R2 hydrogen og forutsatt at Ri er hydrogen og R2 er metyl eller acetat dersom den første komponenten omfatter et aminopolykarboksylsyre-chelateringsmiddel; samt blandinger derav.

2. Blanding i henhold til krav 1, karakterisert ved at syren er sitronsyre eller en blanding av sitronsyre, hydrogenfluorsyre og borsyre.

3. Blanding i henhold til kravene 1 eller 2, karakterisert ved at aminopolykarboksylsyren omfatter trinatriumhydroksyetyletylendiamintriacetat.

4. Blanding i henhold til krav 3, karakterisert ved at pH-verdien er mellom 2 og 4.

5. Blanding i henhold til hvilke som helst av kravene 1 - 4, karakterisert ved at det gjensidige løsemidlet er dipropylenglykolmetyleter.

6. Blanding i henhold til hvilke som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den videre omfatter en gass eller flytendegjort gass eller at behandlingsblandingen er den kontinuerlige eller diskontinuerlige fasen av en emulsjon.

7. En fremgangsmåte for behandling av et oljefelt, karakterisert ved at nevnte fremgangsmåte omfatter injisering av blandingen i henhold til hvilke som helst av kravene 1 - 6 inn i et borehull som trenger inn i en undergrunnsformasjon.

8. Fremgangsmåte i henhold til krav 7, karakterisert ved at blandingen injiseres inn i formasjonen.

9. Fremgangsmåte i henhold til krav 8, karakterisert ved at blandingen injiseres ved et trykk som er tilstrek-kelig til å frakturere formasjonen.

10. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 7 - 9, karakterisert ved at det omfatter fjerning av materiale fra oljebrønnen eller formasjonen.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at nevnte materiale omfatter mineralbelegg.

12. Fremgangsmåte i henhold til krav 10 eller 11, karakterisert ved at materialet omfatter et fast stoff som er minst delvis oljefuktet og som er løselig i den første komponenten.

13. Fremgangsmåte i henhold til krav 10,11 eller 12, karakterisert ved at materialet velges fra gruppen bestående av borefluid, kompletteringsfluid, stimuleringsfluid, drepefluid, bortledningsmiddel, fluid for tapt sirkulering og blandinger derav eller filterkake dannet fra et fluid som velges fra gruppen bestående av borefluid, kompletteringsfluid, stimuleringsfluid, drepefluid, bortledningsmiddel, fluid for tapt sirkulering og blandinger derav.