NO328725B1

NO328725B1 - Fremgangsmate for behandling av en oljebronn

Info

Publication number: NO328725B1
Application number: NO20022902A
Authority: NO
Inventors: Ian Ralph Collins
Original assignee: Bp Exploration Operating
Priority date: 1999-12-21
Filing date: 2002-06-17
Publication date: 2010-05-03
Also published as: US20030069143A1; DK1240407T3; US7419938B2; DE60006999D1; EA200200637A1; US7417010B2; US6939832B2; US20050170974A1; EP1240407B1; NO20022902D0; CA2394028C; NO20022902L; EP1240407A1; US20050170975A1; DE60006999T2; WO2001046553A1; ATE255675T1; AU1165201A; CA2394028A1; GB9930219D0

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å hindre skadelige proses-ser i en brønn, så som en oljebrønn, særlig, men ikke utelukkende for å hindre sedimentering av borekaks.

US 4,517,102 angir i alminnelighet at emulsjoner kan brytes ved å tilsette demulgeringsmidler i de allerede eksisterende emulsjoner. Demulgeringsmidlene virker med surfaktantene (som foranlediger emulgering og innkapsling) for å bevirke en omstilling og separering av emulsjonsfasen. Det uttrykkes at tilsetting av demulgeringsmidler i injiserte emulsjoner dessverre er umulig. Når fluidene ikke pumpes, begrenser blanding seg til grenseflaten. Pumping ville kreve ytterligere forskyvning av emulsjonen inne i formasjonen. Trinnvis injisering av en emulsjon og et demulgeringsmiddel anses således umulig. US 4,517,102 angir intet vedrørende samtidig injisering av en blanding med emulsjon og demulgeringsmiddel. Personen med erfaring innen området ville imidlertid være bekymret for at tilsetning av et demulgeringsmiddel i en emulsjon kunne bevirke en omstilling og separering av emulsjonsfasen før emulsjonen kan injiseres nedover brønnboringen. Personen med erfaring innen området ville også forutse at blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet i luften kan foranledige for tidlig omstilling av emulsjonsfasen i brønnboringen, før emulsjonsfasen kan komme inn i formasjonen. I henhold US 4,517,102 brukes i brønnbehandlingsprosedyrer flere alternative ordninger. I et system velges emulsjonssurfaktanten slik at den vil foretrekke å fukte overflaten til formasjonsbergarten. På denne måte fjernes, etter hvert som emulsjonen passerer inn i formasjonen, surfaktanten fra emulsjonen i tilstrekkelig mengde til å forårsake separering. I et annet system velges en blanding av surfaktanter slik at emulsjonen vil bli usta-bil over en viss temperatur. Etter hvert som fluidtemperaturen stiger mot formasjonstemperaturen brytes emulsjonen. I et tredje system kan emulsjonen brytes mekanisk. Emulsjonsdråper brytes når de presses inn i porer innenfor formasjonen.

Det er nå, på tross av angivelsene i US 4,517,102, blitt påvist at trinnvis injisering av en emulsjon og et demulgeringsmiddel er mulig. Det er videre blitt påvist at det er mulig å injisere en blanding med en vann-i-olje-emulsjon og et demulgeringsmiddel inn i en formasjon uten at emulsjonen brytes for tidlig, enten før den injiseres i brønnboringen eller inne i brønnboringen.

I henhold til den foreliggende oppfinnelse er det således fremskaffet en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, idet fremgangsmåten omfatter:

(A) en blanding injiseres nedover en brønnboring inn i formasjonen, hvilken blanding utgjøres av (a) en emulsjon som har en indre vannholdig fase omfattende en vannholdig oppløsning av en vannoppløselig olje- eller gassfeltkjemikalie, eller en vannholdig dispersjon av en vanndispergerbar olje- eller gassfeltkjemikalie og en ytre oljefase omfattende et flytende hydrokarbon og en olj eoppløse-lig surfaktant og (b) et demulgeringsmiddel omfattende en oppløsning av en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur på over 40°C; eller (B) emulsjonen (a) og demulgeringsmiddelet (b) injiseres separat nedover en brønn-boring inn i formasjonen og en blanding av emulsjonen (a) og demulgeringsmiddelet (b) frembringes inne i formasjonen.

Demulgeringsmiddelet fungerer ved å bryte ned emulsjonen inne i formasjonen (ved omstilling) for å frigi olje- eller gassfeltkjemikalien til berøring med overflatene til for-masjonsporene. Der den vannholdige fasen av emulsjonen inneholder for eksempel en borekaksinhibitor, vil inhibitoren absorberes eller utfelles på overflatene til formasjons-porene, mens oljefasen vil holdes i kontinuitet med hvilket som helst hydrokarbon, for eksempel olje nærværende i tilstøtende porer slik at senere strøm av hydrokarbon gjen-nom formasjonen ikke hindres.

En fordel med fremgangsmåten i samsvar med den foreliggende oppfinnelse er at emulsjonen brytes mer rent ved tilstedeværelsen av demulgeringsmiddelet enn når avhengig av de iboende egenskaper til emulsjonen og temperaturen, tiden eller de mekaniske spenninger som den påføres for å separere fasene.

Den anvendte emulsjonen i den foreliggende oppfinnelse kan tilvirkes med en grunn-leggende tretrinns tilnærming. Det første trinnet er å tildanne enten (i) en vannholdig oppløsning av en passende vannoppløselig olje- eller gassfeltkjemikalie, eller (ii) en vannholdig dispersjon av en passende vanndispergerbar olje- eller gassfeltkjemikalie.

Vannet som brukes for å tildanne den vannholdige oppløsningen eller dispersjonen kan være rent vann, kranvann, avionisert vann, sjøvann, sulfatredusert sjøvann eller en syntetisk saltoppløsning. Det vil forstås at den vannholdige oppløsningen eller dispersjonen også kan innbefatte andre væsker enn vann, for eksempel alkoholer, så lenge de ikke er oppløselige i oljefasen<1>.

Passende vannoppløselige eller vanndispergerbare olje- eller gassfeltkjemikalier kan være (i) borekaksinhibitorer, (ii) korrosjonsinhibitorer, (iii) inhibitorer for asfaltensedimentering, (iv) hydrogensulfit-"scavengere" eller (v) hydratinhibitorer.

Borekaksinhibitorer innbefatter vannoppløselige organiske molekyler som har minst to grupper med karbol- og/eller fosforsyre og/eller sulfosyre, for eksempel 2-30 slike grupper. Foretrukne borekaksinhibitorer er oligomerer og polymerer, eller kan være monomerer med minst et hydroksylgruppe- og/eller aminonitrogenatom, spesielt i hyd-roksykarbolsyrer eller hydroksy- eller aminofosfor- eller sulfosyrer. Borekaksinhibitorer brukes primært for å hindre kalsium- og/eller bariumborekaks. Eksempler på slike sammensetninger brukt som borekaksinhibitorer er alifatiske fosforsyrer som har 20-50 karboner, så som hydroksyetyldifosforsyre, og aminoalkylfosforsyrer, for eksempel polyaminometylenfosfonater med 2-10 N atomer, som hver bærer for eksempel minst én metylenfosforsyregruppe; eksempler på den sistnevnte er etylendiamintetra(metylen-fosfonat), dietylentriaminpenta(metylenfosfonat) og triamin- og tetramin-polymetylen-fosfonater med 2-4 metylengrupper mellom hvert N-atom, idet minst to av antallet metylengrupper i hvert fosfonat er forskjellig (for eksempel slik som ytterligere omtalt i publiserte EP-A-479462, av hvilken omtalen innlemmes her med henvisning). Andre borekaksinhibitorer er polykarbolsyrer, så som akryl-, malein-, melke- eller vinsyrer, og polymeriske anioniske sammensetninger, så som polyvinylsulfosyre og poly(met)akryl-syrer, eventuelt med minst noen fosfonyl- eller fosfinylgrupper, slik som i fosfinylpo-lyakrylater. Borekaksinhibitorene er passende minst delvis i form av deres alkalime-tallsalter, for eksempel natriumsalter.

Eksempler på korrosjonsinhibitorer er sammensetninger for å hindre korrosjon på stål, spesielt under anaerobe tilstander, og kan spesielt være filmtildannere som er i stand til å anbringes som en film på en metallflate, for eksempel en stålflate, så som en rørled-ningsvegg. Slike sammensetninger kan være ikke-kvaterniserte lange alifatiske kjede hydrokarbyl N-heterosykliske sammensetninger, der den alifatiske hydrokarbylgruppen kan være slik som definert for den hydrofobiske gruppen over; mono- eller dietyleniske umettede alifatiske grupper, for eksempel på 8-24 karboner, så som oleyl, er foretrukket. Den N-heterosykliske gruppen kan ha 1-3 ringnitrogenatomer med 5-7 ringatomer i hver ring; imidazol- og imidazolinringer er foretrukket. Ringen kan også ha et aminoal-kyl, for eksempel 2-aminoetyl eller hydroksyalkyl, for eksempel 2-hydroxyetyl substi-tuent. Oleylimidazolin kan brukes. Der korrosjonsinhibitorer frigis i formasjonen ved bruk av fremgangsmåten i samsvar med den foreliggende oppfinnelse er disse inhibito-rene virksomme for å redusere korrosjon på metallflater, etter hvert som de produseres ut av brønnen.

Asfalteninhibitorer innbefatter amfoterisk fettsyre eller et salt av en alkylsuccinat, mens voksinhibitoren kan være en polymer, så som en olefinpolymer, for eksempel polyety-len eller en kopolymerisk ester, for eksempel etylen-vinylasetatkopolymer, og voksdis-pergeringsmiddelet kan være en polyamid.

Hydrogensulfit-"scavengere" innbefatter oksidanter, så som uorganiske peroksider, for eksempel natriumperoksid, eller klordioksid, eller aldehyder, for eksempel av 1-10 karboner, så som formaldehyd eller glutaraldehyd eller (met)acrolein.

Hydratinhibitorer innbefatter salter av formelen [R<1>(R<2>)XR<3>]'<f>Y, der hver av R<1>, R<2> og R<3> er bundet direkte til X, hver av R<1> og R<2>, som kan være den samme eller ulik, er en alkylgruppe på minst 4 karboner, X er S, NR<4> eller PR<4>, der hver av R<3> og R<4>, som kan være den samme eller ulik, utgjør hydrogen eller en organisk gruppe med betingelsen at minst én av R<3> og R<4> er en organisk gruppe på minst 4 karboner og Y er et anion. Disse saltene kan bruks i kombinasjon med en korrosjonsinhibitor og eventuelt en vannopplø-selig polymer av en polaretylenisk umettet sammensetning. Polymeren er fortrinnsvis en homopolymer eller en kopolymer av en etylenisk umettet

N-heterosyklisk karbolsammensetning, for eksempel en homopolymer eller en kopolymer av N-vinyl-omegacaprolactam. Slike hydratinhibitorer er omtalt i EP 0770169 og WO 96/29501 som innlemmes her med henvisning.

Olje- eller gassfeltkjemikalien kan fortrinnsvis oppløses eller dispergeres i den indre vannholdige fasen av emulsjonen i en mengde i området fra 1 til 50 vektprosent, fortrinnsvis 5 til 30 vektprosent.

Det andre trinnet er å blande et passende flytende hydrokarbon med en passende olje-opptøselig surfaktant. Det valgte flytende hydrokarbonet kan være en råolje eller en raffinert petroleumsfraksjon, så som dieselolje, gasskondensat, gassolje, kerosin, bensin og lignende, eller kan være en biodiesel. Spesielle hydrokarboner, så som benzen, toluen, etylbenzen, cycloheksan, heksan, dekan, heksadekan, lange kjedealkoholer (for eksempel CIO) og lignende kan også brukes. Det flytende hydrokarbonet er fortrinnsvis kerosin eller en basisolje (et raffinert hydrokarbon).

Den oljeoppløselige surfaktanten må ha en hydrofil/lipofil-balanse (HLB) egnet for de andre væsker som er til stede i emulsjonen. Den oljeoppløselige surfaktanten har foretrukket en HLB-verdi på mindre enn 8, foretrukket mindre enn 6, mer foretrukket i området 4 til 6. Eksempler på passende surfaktanter innbefatter sorbitanmonooleat, sorbi-tanmonostearat, sorbitantrioleat, sorbitanmonopalmitat, sorbitantirstearat, ikke-ioniske blokk-kopolymerer, polyoksyetylenstearylalkoholer, polyoksyetylenkakaoaminer, fett-aminotoksylater, polyoksyetylenoleylalkoholer, polyoksyetylenstearylalkoholer, poly-oksyetylencetylalkoholer, fettsyrepolyglykolestere, glyserylstearat, glyseryloleat, propy-lenglycolstearat, polyoksyetylenoleater, polyoksyetylenstearater og dietylenglykolste-arat. Mer enn én oljeoppløselig surfaktant kan anvendes.

Mindre mengder av oljeoppløselig surfaktant blandes typisk med det flytende hydrokarbonet. Konsentrasjonen av oljeoppløselig surfaktant i blandingen av den oljeoppløselige surfaktanten og det flytende hydrokarbonet kan være i områder fra 0,1 til 6 vektprosent, fortrinnsvis 0,2 til 2 vektprosent.

Det vil forstås at rekkefølgen av det første og det andre trinnet kan vendes om, eller det første og det andre trinnet kan gjennomføres samtidig.

Det tredje trinnet er å tildanne emulsjonen, noe som fortrinnsvis gjennomføres ved lang-som helling av den vannholdige oppløsningen eller dispersjonen inn i blandingen med det flytende hydrokarbonet/den oljeoppløselige surfaktanten, samtidig som intensiv blanding utføres. Blandingsprosedyren for emulsjonen bør utformes for å minimalisere størrelsen på vanndråpene i den indre fasen ettersom dette kan øke stabiliteten av emulsjonen. Små vannholdige dråper kan tilberedes ved grundig emulgering av den vannholdige fasen og hydrokarbonfasen. Emulgeringen gjennomføres fortrinnsvis ved lang-som helling av den vannholdige oppløsningen eller dispergeringen inn i blandingen med det flytende hydrokarbonet/den vannoppløselige surfaktanten, samtidig som intensiv blanding påføres. Blandingen bør omrøres eller sammenskjæres kraftig i omtrent 5 til 20 minutter, raten av sammenskjæring er i sterk grad avhengig av størrelsen og typen av den anvendte blandeinnretning. I olje- eller gassfeltprosedyrer kan mekanisk blandeut-styr eller blandere brukes for å bibringe den ønskede sammenskjæring av blandingen. Omrøringsraten og -tidene bør utformes for å tildanne små vannholdige dråper som har en gjennomsnittlig diameter på fra omtrent 0,01 til omtrent 100 mikron, og fortrinnsvis fra omtrent 0,1 til omtrent 10 mikron.

Den indre vannholdige fasen av emulsjonen bør foretrukket utgjøre fra 10 til 70 prosent, mer foretrukket fra 30 til 60 prosent av det samlede volumet av emulsjonen.

Densitetsstyring av emulsjonen kan brukes for å forsterke stabiliteten av emulsjonen (målt i fraværet av demulgeringsmiddelet). Dette kan gjennomføres ved tilsetning av vektstoffer i den indre vannholdige fasen av emulsjonen. Mindre mengder av oppløse-lige salter, så som natrium- eller kaliumklorid, kan for eksempel tilsettes den indre vannholdige fasen. Den vannholdige fasen kan passende omfatte fra 0,5 til 20 vektprosent av oppløselige salter. Oppløsningen er stabil, i fraværet av demulgeringsmiddelet, fortrinnsvis ved de mest ekstreme tilstander av temperatur og trykk som forekommer i brønnboringen og/eller formasjonen.

Demulgeringsmiddelet omfatter passende en oppløsning av en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur på minst 40°C, foretrukket minst 50°C, mest foretrukket minst 60°C. Blakningspunkttemperaturen til en surfaktant defineres som temperaturen ved hvilken en vannholdig oppløsning av surfaktanten blir uklar, etter hvert som surfaktanten kommer ut av oppløsningen. Uten ønsket om å bindes av noen teori menes det at, etter hvert som surfaktanten i demulgeringsmiddelet kommer ut av oppløsningen, vil surfaktanten bevege seg til grenseflaten av emulsjonen, for derved å bistå ved nedbryting av emulsjonen. Blakningspunkttemperaturen gir derfor en indikasjon på temperaturen, ved hvilken demulgeringsmiddelet vil forventes å bryte emul-geringen. Blakningspunkttemperaturen er avhengig av både beskaffenheten til surfaktanten og dens konsentrasjon. Det vil forstås at temperaturen i området av formasjonen, inn i hvilket blandingen av demulgeringsmiddelet og emulgeringen skal injiseres, eller i hvilket blandingen skal frembringes, vil være forskjellig for ulike brønner, og således må nedbryting av emulsjonen tilpasses denne brønnen. I en brønn kan det være ønsket for emulgeringen å bryte ned ved for eksempel en temperatur på 115°C, mens i en annen brønn kan nedbry-tingstemperaturen være 130°C eller 75°C. Demulgeringsmiddelet bør derfor omfatte en surfaktant valgt for å passe den spesielle brønnen ved en konsentrasjon som tillater nedbryting av emulsjonen ved den optimale temperaturen for den brønnen. Demulgeringsmiddelet omfatter en surfaktant ved en slik konsentrasjon at det demulgeringsmiddelet har en blakningspunkttemperatur på foretrukket minst 15°C, foretrukket minst 30°C, mer foretrukket minst 50°C mindre enn formasjonstemperaturen. Demulgeringsmiddelet omfatter fortrinnsvis flere enn én surfaktant.

Demulgeringsmiddelet omfatter passende minst én surfaktant valgt fra gruppen bestående av:

(a) polyaminsalter, så som polyesteraminer, aminometylert polyakrylamid, polydi-metylaminopropylmetakrylamid, polydimetylaminoetylakrylat, polyetylenimin, polyvinylpyrodidon, caprolactam-baserte polymerer og kvaterniserte versjoner av de ovennevnte. Molekylvekten av polyaminsalter er passende over 3000; (b) multifunksjonelle polyetere, så som sulfatholdige triglyserider; (c) polyetere, så som kopolymerer av etylenoksid og propylenoksid, og reaksjons-produktene av slike kopolymerer med divalente syrer, diepoksyer, di-isocyanater, aldehyder og diaminer. Molekylvekten av polyeteret er passende over 2000;

og

(d) p-alkylfenol-formaldehydharpikser og etylenoksid- og/eller propylenoksidderi-vater av disse.

Demulgeringsmiddelet omfatter passende en oppløsning av surfaktanten(e) oppløst i et vannholdig eller organisk løsemiddel, så som monoetylenglykol (MEG), tetraetylenglykol (TEG), butyletylenglykol (BGE), butyldietylenglykol (BDGE), vann, xylen og toluen. Demulgeringsmiddelet inneholder typisk mindre mengder av surfaktant(er), ettersom bruk av overdrevne mengder av surfaktant(er) kan resultere i for tidlig ødeleggelse av emulsjonen ved omstilling. Konsentrasjonen av surfaktant(er) i demulgeringsmiddelet er i alminnelighet i området på fortrinnsvis fra 0,01 til 5 vektprosent, fortrinnsvis 0,1 til 2 vektprosent, for eksempel 0,2 til 1 vektprosent. Slik som drøftet over er blaknings-punktet til en surfaktant konsentrasjonsavhengig. Temperaturen ved hvilken emulsjonen brytes kan således styres nøyaktig ved endring av konsentrasjonen av surfaktant(er) i demulgeringsmiddelet.

Blandingen av emulsjon og demulgeringsmiddel kan frembringes inne i formasjonen ved injisering av emulsjonen inn i brønnboringen før injiseringen av demulgeringsmiddelet. Dette sikrer at emulsjonen ikke vil forurenses med noe av demulgeringsmiddelet under injisering nedover brønnboringen. Det er imidlertid påtenkt at ved passende ut-velgelse av surfaktanten(e) i demulgeringsmiddelet og konsentrasjonen av surfaktanten^), kan demulgeringsmiddelet injiseres nedover brønnboringen før injisering av emulsjonen uten for tidlig bryting av emulsjonen i brønnboringen.

Om ønsket kan en avstandsholder anvendes mellom emulsjonen og demulgeringsmiddelet for å sikre at blanding ikke finner sted før emulsjonen og demulgeringsmiddelet kommer inn i formasjonen. Avstandsholderen kan passende være vannholdig (for eksempel rent vann, kranvann, avionisert vann, sjøvann, sulfatredusert sjøvann, produsert vann eller en syntetisk saltoppløsning, så som en KCl-saltoppløsning) eller et flytende hydrokarbon (for eksempel en glykoleter, så som butylglykoleter, butyldiglykoleter og etylenglykol monobutyleter, eller råolje, eller en raffinert petroleumsfraksjon, så som kerosin, diesel og basisolje, eller en biodiesel).

Der emulsjonen injiseres inn i brønnboringen før injeksjon av demulgeringsmiddelet, vil emulsjonen komme inn i formasjonen før demulgeringsmiddelet. Uten ønsket om å bindes av noen teori er demulgeringsmiddelet mindre viskøst enn emulsjonen og vil ha høyere hastighet enn emulsjonen inne i formasjonen. Følgelig vil demulgeringsmiddelet gå forbi emulsjonen i formasjonen, for å føre til en in situ dannelse av en blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet.

Der demulgeringsmiddelet injiseres inn i brønnboringen før injeksjon av emulsjonen vil demulgeringsmiddelet komme inn i formasjonen før emulsjonen. Uten ønsket om å bindes av noen teori vil forskjellen i hastighetene til emulsjonen og demulgeringsmiddelet inne i formasjonen resultere i at demulgeringsmiddelet produseres tilbake over emulsjonen (når brønnen settes tilbake i produksjon), for derved å frembringe en blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet.

Det ønskes å injisere en blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet nedover brønnboringen. I en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse fremskaffes det således en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: A) en blanding tilberedes, hvilken blanding utgjøres av (a) en emulsjon som har en indre vannholdig fase omfattende en vannholdig oppløsning av en vannoppløse-lig olje- eller gassfeltkjemikalie eller en vannholdig dispersjon av en vanndispergerbar olje- eller gassfeltkjemikalie, og en ytre oljefase omfattende et flytende hydrokarbon og en oljeoppløselig surfaktant, og (b) et demulgeringsmiddel omfattende en oppløsning av en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur på over 40°C; og

B) blandingen injiseres nedover en brønnboring inn i formasjonen.

Blandingen injiseres fortrinnsvis nedover brønnboringen ved en slik rate at oppholds-tiden for blandingen av emulsjon og demulgeringsmiddel i brønnboringen er mindre enn brytningstiden av emulsjonen under tilstandene inne i brønnboringen.

Med 'TjrytJiingstid" menes den medgåtte tid for demulgeringsmiddelet å forårsake omstilling av emulsjonen ved de mest ekstreme tilstander av temperatur og trykk inne i brønnboringen, for eksempel tilstandene ved bunnen av brønnboringen.

Der en blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet skal injiseres inn i brønnbor-ingen bør temperaturen i brønnboringen og formasjonen modelleres, slik at det kan velges et demulgeringsmiddel som har minst én surfaktant valgt for å passe tilstandene i brønnboringen og formasjonen ved en konsentrasjon valgt for derved å unngå for tidlig brytning av emulsjonen i brønnboringen, og for å tillate brytning av emulsjonen i formasjonen ved en målvalgt radial avstand fra brønnboringen. Demulgeringsmiddelet bør i særdeleshet omfatte en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur, ved den valgte konsentrasjon av surfaktanten, som er i det vesentlige over omgivelsestemperaturen for derved å minske faren for emulsjonsbrytning etter hvert som demulgeringsmiddelet blandes med emulsjonen.

Det forutsettes at blandingen av emulsjonen og demulgeringsmiddelet kan tilberedes

ved blanding av emulsjonen og demulgeringsmiddelet i luften. Blandingen kan alterna-tivt tilberedes ved bruk av overflateblandeutstyr. Tidsintervallet mellom tilberedelse av blandingen, bruk av overflateblandeutstyret og injeksjon av blandingen nedover brønn-boringen er typisk mindre enn 12 timer, foretrukket mindre enn 5 timer, mer foretrukket mindre enn 1 time, og mest foretrukket mindre enn 0,5 timer. Blandingen vil i alminnelighet injiseres nedover brønnboringen umiddelbart etter dens tilberedelse ved bruk av overflateblandeutstyret.

Oppfinnelsen vil nå illustreres med de følgende eksempler, og med henvisning til fig. 1 til 4.

Emulsjoner

Formuleringene av emulsjonene A til C sammen med detaljer av deres tilberedelse gis i tabell 1.

Vannholdig oppløsnin<g> av borekaksinhibitor

Den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitoren brukt i den sammenliknende testen omfatter 10 vektprosent DETAPMP [dietylentriamin(pentametylen) fosforsyre].

Fordelinger av dråpestørrelse

Fordelingene av dråpestørrelsen til emulsjonene A til C ble fastlagt ved bruk av et Ga-lai-komputerisert inspeksjonssystem, CIS-1. Før analyse ble emulsjonene fortynnet enten i sykloheksan eller kerosin (1-2 dråper av emulsjon i tilnærmet 5ml fortynningsmid-del). De midlere diametre av dråpene i den vannholdige fasen gis i tabell 2 under.

Fastleggelse av stabilitetstemperatur

Stabiliteten av emulsjonene A til C ble fastsatt hovedsakelig ved synsobservering. Visse begrensede periodiske fastleggelser av dråpestørrelsen ble også gjennomført. Formuleringene ble utformet for å være stabile mot koalesens og massefaseseparering under omgivelsestilstander, selv om noen skumming og sedimentering med tiden er uunngåe-lig. I tillegg til observasjonene ved omgivelsestemperatur ble alikvoter (10-20 ml) av emulsjonene også varmet i tett tilstoppede ampuller ved 80,100 og (når nødvendig) 120°C for synsobservering av stabilitet. På denne måte ble faseseparering og tildannel-sen av eventuelle midtfaser vurdert kvalitativt som en funksjon av tiden. Data mht. stabilitetstemperatur for emulsjonene gis i tabell 2 under.

Reolo<g>iske fastleggelser

Reologien av emulsjonene A til C ble undersøkt for å fastlegge hvorvidt emulsjonene kunne pumpes nedihulls under "verst tenkelige" tilstander ved produksjonsstedet for olje- eller gassfeltet. C25-målesystemet med et Bohlin VOR-reometer ble brukt for å måle tilsynelatende viskositet som en funksjon av skjærraten ved 5°C, valgt som en typisk omgivelsestemperatur. Dataene gis i tabell 2 under. De målte tilsynelatende visko-siteter ville tillate at emulsjonene anvendes nedihulls under typiske felttilstander.

Eksperimenter med kierneflom

Eksperimenter med kjerneflomming ble brukt for å sammenlikne yteevnen til blandinger av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet (flom 2 og 3) med oppløsningen av borekaksinhibitor i sjøvann (flom 1). Yteevnen til blandingsformlene av borekaksinhibitor ble vurdert ved å sammenlikne de frembrakte dessorpsjonsprofiler av inhibitoren og likeså ved eventuelle permeabilitets- eller metningsendringer som viste seg etter injek-sjonen av formuleringene. Berea-dagbrudds bergart ble brukt til kjernematerialet. De flytende fasene omfattet en raffinert olje (Isopar H) og en standard saltoppløsning (syntetisk sjøvann tilberedet i laboratoriet; filtrert ved bruk av 0,45 mikron membran før bruk). Testsekvensen var som følger: En kjerneplugg ble mettet med saltoppløsningen, og porevolumet ble fastlagt. Kjernepluggen ble deretter brakt til likevekt med testtemperaturen (100°C). Den absolutte permeabiliteten av kjernepluggen i forhold til saltoppløsningen (KabS), de relative permeabiliteter av kjernepluggen i forhold til saltoppløsning og olje sammen med met-ningsnivåene i sluttilstanden av kjernepluggen ble målt. Med kjernepluggen ved gjenværende saltoppløsningsrhetning ble kjernepluggen avkjølt til inspeksjonstemperaturen (60°C). 8 porevolumer av formuleringen med borekaksinhibitor (blandinger av emulsjonen C med 4,7 g av Baker Petrolite ML 3407 demulgeringsmiddel pr. 100 g av emulsjonen; eller den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitor) ble deretter injisert. I hvert tilfelle inneholdt den injiserte formuleringen med borekaksinhibitor 10 vektprosent borekaksinhibitor i den vannholdige oppløsningen.

Kjernepluggen ble innelukket og temperaturen hevet til 100°C. Kjernepluggen ble deretter overspylt med olje, og permeabiliteten av kjernepluggen i forhold til olje ble målt (straks en tilstand med stabile forhold var nådd). Den gjenværende saltoppløsningsmet-ningen ble deretter beregnet, og inhibitoirnnholdet i den utvaskede saltoppløsningen analysert. Kjernepluggen ble deretter overspylt med saltoppløsning (sjøvann), og en desorbsjonsprofil for inhibitoren ble fastsatt. Permeabiliteten av kjernepluggen i forhold til saltoppløsning ble også fastsatt. Kjernepluggen ble deretter spylt med olje for å nå den gjenværende saltopplysningsmetningen, og permeabiliteten av kjernepluggen i forhold til olje ble målt på nytt. Permeabiliteter ble beregnet fra en lineær regresjon av minst 4 datapar mht. trykkfall/fluidstrømrate.

Resultatene av disse testene summeres i tabell 2. Resultatene viser at det var liten for-skjell mellom testene som anvendte blandingene av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet, og testen som anvendte den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitor ut-trykt i fluidmetninger eller returpermeabiliteter. Begge systemer var tilbøyelige til å øke kjernepluggens gjenværende oljemetning (ved svakt mer i tilfellet med blandingene av emulsjonene C og demulgeringsmiddelet), for å resultere i en redusert saltoppløsnings-permeabilitet ved Sor (gjenværende oljemetning) i alle tilfeller. Reduksjonen i SWi (innledende vannmetning) forårsaket av formuleringene med inhibitor som resulterte i en svakt øket oljepermeabilitet i tilfellet med den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitor (flom 1), mens en liten minskning i oljepermeabiliteten derimot ble observert etter behandlingen med blandingene av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet (flom 2 og 3). Dette kan skyldes noe ubrutt emulsjon som forblir i kjernen; emulsjonen var ut-vasket under oljeoverspylingen, og trykkfallprofilen oppviste spisser (se fig. 3), noe som kan ha sammenfall med forskyvningen av emulsjonen med høyere viskositet fra kjernepluggen.

Fig. 1 sammenlikner injeksjonstrykkene observert i flom 1 og 2, fra hvilken det kan sees at injeksjonstrykket i blandingen av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet er mye større enn ville forventes fra viskositetsforskjellen mellom emulsjonen C og den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitoren (12cP sammenliknet med 0,82cP). Eksa-minering av emulsjonen C under et mikroskop (før injeksjon) anga en dråpestørrelse på tilnærmet 5um, noe som faller inn i området der brodannelse av poreinnganger i Berea-bergarten kan forventes. En oppbygning av dråper ved innløpsenden av kjernen kan forklare det høye observerte trykket. Inhibitorer er imidlertid kjent for å ha kommet inn i kjernepluggen fra de målte fluidmetninger, og også på grunn av en god desorpsjons-profil som ble oppnådd. Uten ønsket om å bindes av noen teori deformerer dråpene seg enten for å tillate inngang inn i porene, eller de brytes under det oppbygde trykket, og systemet er derfor ikke lenger fullstendig emulgert etter hvert som det trenger inn i bergarten. Emulsjonen C brukt i flom 3 igjennom ytterligere blanding som ga en tilnærmet dråpestørrelse på 1-2 nm. Det resulterende injeksjonstrykket vises i fig. 2 sammen med det til den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitoren for sammenlik-ning (flom 1), og det kan sees at et meget lavere trykkfall ble frembrakt med blandingen av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet i flom 3 enn i flom 2. Henvisning til viskosi-tets- og relative permeabilitetsforskjeller mellom blandingene av emulsjonen C og den vannholdige oppløsningen med borekaksinhibitor kan godtgjøre den observerte trykk-forskjellen. Alle dataene angir derfor at formuleringer som omfatter blandinger av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet forblir emulgert under injeksjon.

Det nødvendige trykket for å fremkalle strøm etter inhibitorinnelukking er et tegn på den nødvendige nedtrekkingen for å bringe en brønn tilbake på produksjon etter en trykkbehandling. Fig. 3 viser det registrerte trykket under oljeoverspyling i flom 1 og 2, fra hvilket det kan sees at et lavere trykk ble observert etter behandlingen med blandingen av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet.

Desorpsjonsprofilene av inhibitoren vises i fig. 4 for sandsteintestene. Dataene angir at for kjerneflommene som anvendte blandingen av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet (flom 2 og 3), utvaskes borekaksinhibitoren fra kjernepluggen svakt raskere enn i eksperimentet som brukte den vannholdige DETAPMP-oppløsningen (flom 1). Uten ønsket om å bindes av noen teori kunne dette skyldes at surfaktantene i emulsjonen fremmer oljefukting av bergarten og reduserer følgelig inhibitorabsorpsjonen, eller emulsjonen kan ikke berøre like meget av bergarten som testen ved bruk av den vannholdige oppløsningen med borekaksinhibitor. Inhibitorkonsentrasjonen i saltoppløs-ningsfasen er slik at bergarten vil mettes, dersom den berører den injiserte væskeplug-gen, og videre er inhibitoroppløsningen i emulsjonen to ganger så konsentrert som den vannholdige oppløsningen med borekaksinhibitor, noe som ville fremme absorpsjon, dersom likevektskonsentrasjonen er under metningsverdien. Det menes at dispersjon under injeksjon og diffusjon under innlukking skjer mindre hurtig med den høyere vis-kositeten og det reduserte saltoppløsningsvolumet til blandingen av emulsjonen C og demulgeringsmiddelet sammenliknet med den vannholdige oppløsningen av borekaksinhibitor. I feltsituasjonen vil imidlertid, når produksjon gjenstarter etter en emulsjons-behandling, inhibitoren kunne absorberes på bergarten mellom plasseringsdybden for behandlingen og brønnboringen, ettersom den delen av formasjonen vil skilles fra inhibitoren med emulsjonens ytre oljefase under injeksjon. Dette kunne redusere de store innledende returer typisk observert med trykkbehandlinger og forlenge trykkbehand-lingens levetid.

Claims

1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, karakterisert ved : (A) en blanding injiseres nedover en brønnboring inn i formasjonen, hvilken blanding utgjøres av (a) en emulsjon som har en indre vannholdig fase omfattende en vannoppløselig olje- eller gassfeltkjemikalie, eller en vannholdig dispersjon av en vanndispergerbar olje- eller gassfeltkjemikalie og en ytre oljefase omfattende et flytende hydrokarbon og en oljeoppløselig surfaktant og (b) et demulgeringsmiddel omfattende en oppløsning av en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur på over 40°C; eller (B) emulsjonen (a) og demulgeringsmiddelet (b) injiseres separat nedover i en brønnboring inn i formasjonen, og en blanding av emulsjonen (a) og demulgeringsmiddelet (b) frembringes inne i formasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at blandingen av emulsjonen og demulgeringsmiddelet frembringes inne i formasjonen ved at emulsjonen injiseres nedover brønnboringen før demulgeringsmiddelet injiseres.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at blandingen av emulsjonen og demulgeringsmiddelet frembringes inne i formasjonen ved at demulgeringsmiddelet injiseres nedover brønnboringen før emulsjonen injiseres og demulgeringsmiddelet produseres tilbake over emulsjonen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2 eller 3, karakterisert ved at en avstandsholder injiseres nedover brønnboringen mellom emulsjonen og demulgeringsmiddelet.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved trinnene: A) en blanding tilberedes av emulsjonen og demulgeringsmiddelet; og B) blandingen injiseres nedover en brønnboring inn i formasjonen.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at tidsintervallet mellom tilberedelse av blandingen og injeksjon av blandingen nedover brønnboringen er mindre enn 5 timer.

7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at den vannoppløselige eller vanndispergerbare olje-eller gassfeltkjemikalien velges fra gruppen bestående av (i) borekaksinhibitorer, (ii) korrosjonsinhibitorer, (iii) inhibitorer for asfaltensedimentering, (iv) hydrogensulfitt-"scavengere" og (v) hydratinhibitorer.

8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at olje- eller gassfeltkjemikalien oppløses eller dispergeres i den indre vannholdige fasen av emulsjonen i en mengde i området fra omtrent 5 til omtrent 30 vektprosent.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at den oljeoppløselige surfaktanten i emulsjonen har en verdi mht. hydrofil/lipofil-balanse (HLB) i området 4 til 6.

10. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at emulsjonen har dråper i den indre vannholdige fasen med gjennomsnittlige diametre på fra 0,1 til 10 mikron.

11. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at den indre vannholdige fasen i emulsjonen utgjør fra 30 til 60 prosent av totalvolumet til emulsjonen.

12. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at demulgeringsmiddelet omfatter en oppløsning av en surfaktant som har en blakningspunkttemperatur på minst 60°C.

13. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at blakningspunkttemperaturen til demulgeringsmiddelet styres til en verdi på minst 50°C mindre enn formasjonstemperaturen ved endring av konsentrasjonen på surfaktanten i demulgeringsmiddelet.

14. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at demulgeringsmiddelet omfatter minst en surfaktant valgt fra gruppen bestående av: (a) polyaminsalter, så som polyesteraminer, aminometylert polyakrylamid, polydi-metylaminopropylmetakrylamid, polydimetylaminoetylakrylat, polyetylenimin, polyvinylpyrrolidon, caprolactam-baserte polymerer og kvaterniserte versjoner av disse; (b) multifunksjonelle polyetere, så som sulfaterte triglyserider; (c) polyetere, så som kopolymerer av etylenoksid og propylenoksid og reaksjons-produkter av slike polymerer med divalente syrer, diepoksier, di-isocyanater, aldehyder og diaminer; og (d) p-alkylfenol-formaldehydharpikser og etylenoksid- og/eller propylenoksidderi-vater av disse.

15. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at demulgeringsmiddelet omfatter en oppløsning av minst én surfaktant oppløst i et løsemiddel valgt fra gruppen bestående av monoetylenglykol (MEG), tetraetylenglykol (TEG), butyletylenglykol (BGE), butyldietylenglykol (BDGE), vann, xylen og toluen.

16. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foranstående krav, karakterisert ved at konsentrasjonen av surfaktant i demulgeringsmiddelet er i områder fra 0,1 til 2 vektprosent.

17. Anvendelse av en blanding av en emulsjon og et demulgeringsmiddel som angitt i hvilket som helst av de foranstående krav for å behandle en olje- eller gassbrønn.