NO331531B1 - Fremgangsmate for a redusere eller forhindre reservoarskade av en poros og permeabel formasjon i en bronn - Google Patents
Fremgangsmate for a redusere eller forhindre reservoarskade av en poros og permeabel formasjon i en bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO331531B1 NO331531B1 NO20030031A NO20030031A NO331531B1 NO 331531 B1 NO331531 B1 NO 331531B1 NO 20030031 A NO20030031 A NO 20030031A NO 20030031 A NO20030031 A NO 20030031A NO 331531 B1 NO331531 B1 NO 331531B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- water
- well
- mol
- fluid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 58
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 41
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims description 21
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 15
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 15
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 15
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 150000004665 fatty acids Chemical group 0.000 claims description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 claims description 10
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 7
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 7
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims description 3
- AGNTUZCMJBTHOG-UHFFFAOYSA-N 3-[3-(2,3-dihydroxypropoxy)-2-hydroxypropoxy]propane-1,2-diol Chemical compound OCC(O)COCC(O)COCC(O)CO AGNTUZCMJBTHOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N diglycerol Chemical compound OCC(O)COCC(O)CO GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- JYKSTGLAIMQDRA-UHFFFAOYSA-N tetraglycerol Chemical compound OCC(O)CO.OCC(O)CO.OCC(O)CO.OCC(O)CO JYKSTGLAIMQDRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 21
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 abstract 2
- 239000004519 grease Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 60
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 46
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 38
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 35
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 25
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 19
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 18
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 12
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- RZRNAYUHWVFMIP-HXUWFJFHSA-N glycerol monolinoleate Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)CO RZRNAYUHWVFMIP-HXUWFJFHSA-N 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N monopropylene glycol Natural products CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 2
- -1 polyol esters Chemical class 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000006104 solid solution Substances 0.000 description 2
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 2
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 2
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- ITYXXSSJBOAGAR-UHFFFAOYSA-N 1-(methylamino)-4-(4-methylanilino)anthracene-9,10-dione Chemical compound C1=2C(=O)C3=CC=CC=C3C(=O)C=2C(NC)=CC=C1NC1=CC=C(C)C=C1 ITYXXSSJBOAGAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RZRNAYUHWVFMIP-KTKRTIGZSA-N 1-oleoylglycerol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(O)CO RZRNAYUHWVFMIP-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M dodecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCC([O-])=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229940070765 laurate Drugs 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 229940105132 myristate Drugs 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920005903 polyol mixture Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC(O)=O TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005809 transesterification reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004072 triols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og et fluid for boring eller overhaling i en brønn som passerer gjennom en porøs permeabel formasjon, hvori et vannbasert brønnfluid sirkulerer i brønnen. Ved fremgangsmåten tilsettes høyst 3 vektprosent av en blanding oppnådd fra fett, eller en olje, og en alkohol, til fluidet i tillegg til de konvensjonelle bestanddeler for et slikt fluid, idet kjedelengdene av syredelene og alkoholdelene velges slik at den således oppnådde ester har tilstrekkelig dispersjonsevne i vann, forlikelighet med de nevnte bestanddeler, ikke danner en emulsjon med reservoaroljen og adsorberer tilstrekkelig på den porøse formasjon.
Description
Oppfinnelsesområdet
Den foreliggende oppfinnelse vedrører området med brønnboring og ved-rører mer generelt området for operasjoner som krever sirkulasjon av et fluid i en boret brønn, idet fluidet er i kontakt med de porøse og permeable bergarts-vegger. Under disse operasjoner penetrerer det sirkulerende fluid tykkelsen av veggen i større eller mindre grad avhengig av den mer eller mindre høye effektivitet av de filtratreduserende tilsetningsstoffer som kan tilsettes til fluidet. Det er kjent at "filtratet" (volum av fluid som penetrerer bergarten) kan bevirke at brønnveggen til-stoppes i forskjellig grad. Hvis brønnen passerer gjennom et hydrokarbonprodu-serende område kan produktiviteten nedsettes alvorlig. Den foreliggende oppfinnelse foreslår en fremgangsmåte for boring av en brønn eller serviceytelse i et dreneringshull bestemt for å begynne produksjonen av en hydrokarbonproduser-ende formasjon mens strømmen av disse hydrokarboner til brønnen begunstiges.
Det fluid som anvendes under boring av en brønn sirkulerer langs formasjonen under overtrykk i forhold til trykket fra formasjonen. Dette muliggjør at inn-strømningsfenomener begrenses og at stabiliteten av brønnveggene kontrolleres. Filtreringsfenomener opptrer og fører til dannelse av en filterkake. Avhengig av sirkualasjonsbetingelsene (om slam sirkuleres i brønnen eller ikke) dannes en ekstern og intern filterkake, eller bare en intern filterkake, under den periode som refereres til som "spurf-perioden. Denne filterkake med lav permeabilitet beskytter formasjonen og spesielt reservoarbergarten mot invasjon av bestanddelene i bo-reslammet. Mer nylige studier (A. Audibert, J-F. Argillier, H. Ladva, Way P., Hove A. "Role of Polymers on Formation Damage" SPE 54767 fremlagt på SPE Formation Damage, Haag, 1999) viser at det forbi den interne filterkake dannes en sone som invaderes av visse slamkomponenter. Spesielt i tilfellet av et oljereservoar som bores med vannholdig slam iakttas invasjon av reservoaret, forbi den interne filterkake, av en fraksjon av polymerene inneholdt i slammet. Disse hydrofile polymerer som ikke holdes tilbake i filterkaken blir adsorbert i porene av bergarten slik at oljepermeabiliteten av bergarten reduseres. Dette fenomen er mer signifikant i nærheten av brønnen og bevirker at vannmetning øker nær brønnen.
Oppfinnelsen anvendes fordelaktig ved vannholdige slamsammensetninger foreslått for kryssing av reservoaret, mer generelt kjent som fluider for boring i "produksjonssone" (beskrevet for eksempel i dokumentet "Drill-in Fluids Control Flormation Damage" av Halliday W.S., World Oil, Des. 1994, 43-47).
Brønnfluider er komplekse fluider hvis motfunksjon særlig er å delta i rens-ing av brønnen under boring eller etter at den er blitt boret (kompletteringsfluider), utøve et tilstrekkelig hydraulisk trykk til å sikre brønnens sikkerhet, stabilisere brønnveggene, smøre foringsstrengene eller borestrengene, eller muliggjøre mon-tering av utstyr på bunnen, eller at produksjonsprosessen kan implementeres (kompletteringsfluider). For å oppfylle disse funksjoner blir det til basisfluidet, i dette tilfellet vann, tilsatt spesifikke produkter for for eksempel å regulere reolo-gien, densiteten, renseevnen, og filtratkontroll. Det er ikke kjent noe fluidtilset-ningsstoff som har en direkte virkning på metningen av bergarten i kontakt med fluidet.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Dokument GB-A-2,283,036 omhandler vannbaserte borefluider inneholdende en polyalkylenglykol og en ester som kan være en partiell ester av en polyol med en fettsyre; det hevdes at disse fluider skal anvendes i formasjoner av leirski-fer og leire, og at de kombinerer en høy smøreevne og en høy skiferinhiberende evne. Eksemplene omhandler de følgende partielle estere: - glyserol monooleat;
- tetraetylen glykol monooleat; og
- glyseryl monorisinoleat.
Eksempel 7 viser imidlertid klart at tilsetning av mindre enn 3 vektprosent av blandingen (2,25 vektprosent polyalkylen glykol og 0,75 vektprosent glyserol monooleat) ikke tilveiebringer høye smøreevneegenskaper.
Dokument US-A-5,318,956 (tilsvarende dokument EP-A-0,398,113) omhandler anvendelse av estere av monofunksjonell eller polyfunksjonell alkohol med mettede eller umettede karboksylsyrer opp til C36 som hovedbestanddel av oljefa-sen av borefluider av typen "olje-i-vann" (O/W) emulsjon.
Dokument US-A-3,882,029 omhandler et kompletterings- og overhalings-fluid omfattende findelte faste partikler bestående av en homogen fast oppløsning av: - voks; - en partiell ester av glyserol eller sorbitan med en høyt mettet fettsyre (C12-C20), som er oljeoppløselig og har overflateaktive egenskaper; - monoester av polyetylen glykol med en høyt mettet fettsyre (C12-C20) som er dispergerbar i vann og har overflateaktive egenskaper;
- en etylen-vinyl asetat kopolymer; og
- en fett alkohol.
Dokument US-A-3,979,304 omhandler en metode for å redusere permeabiliteten av permeable undergrunnsformasjoner, bestående i at borefluidet tilsettes partikler av en homogen fast oppløsning omfattende: - en voks; - en partiell ester av en polyhydroksyl forbindelse med en høy fettsyre (C12-C20), som er oljeoppløselig og har overflateaktive egenskaper; - et vannoppløselig overflateaktivt middel som kan være en monoester av polyetylen glykol med en høy fettsyre (C12-C20).
Dokument WO-A-96/40,835 omhandler "olje-i-vann" (O/W) emulsjoner omfattende en saltoppløsning, et C7-C23 fettsyre triglyserid, en alkohol, et emul-geringsmiddel og en svovelholdig forbindelse.
Oppsummering av oppfinnelsen
Et formål for den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for å redusere eller forhindre reservoarskade av en porøs og permeabel formasjon i en brønn ved bruk av et vannbasert fluid som omfatter et tilsetningsstoff som tillater å redusere eller forhindre reservoarskader. Et ytterligere formål er å tilveiebringe en slik fremgangsmåte hvori det vannbaserte fluid omfatter et tilsetningsstoff som direkte kan passere inn i filtratet og bli tilstrekkelig adsorbert på reservoar bergarten.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for å redusere eller forhindre reservoarskade av en porøs og permeabel formasjon i en brønn som består av følgende trinn;
- et vannbasert bønnfluid sirkuleres i brønnen, det vannbaserte fluid er ikke en olje i vann ("O/W") emulsjon - en mengde på mindre enn 0,1 vektprosent av én eller flere forbindelser valgt fra gruppen bestående av partielle estere av polyoler med C6-C22 fettsyrer tilsettes, - kjedelengdene av syredelene og alkoholdelene velges slik at den ene eller flere forbindelse(r) er dispergerbare eller løselige i vann,
- danner ikke noen emulsjon mellom det vandige filtratet og reservoaroljen,
- passerer direkte inn i filtratet gjennom kaken uten å holdes tilbake eller blokkeres i kaken som kan dannes på brønnveggen,
- adsorberes tilstrekkelig på den porøse formasjon.
Fluidet er vannbasert og utelukker fluider kjent på området som "olje-i-vann"
(O/W) emulsjoner; en slik emulsjon ville faktisk ha den virkning å tilstoppe porene og således forhindre passering av tilsetningsstoffet gjennom filterkaken, noe som er i motstrid til et av oppfinnelsens formål. Fluidet inkluderer alle de tilsetningsstoffer som er nødvendig for funksjonene av et brønnborings- og/eller brønnoverhalings-fluid, og en mengde mindre enn 0,1 vektprosent, av én eller flere forbindelser valgt fra gruppen bestående av partielle polyole estere med C6-C22 fettsyrer. Spesielt tilsettes den partielle ester i form av en konsentrert blanding basert på den partielle ester, tilsatt på en slik måte at den partielle ester har en konsentrasjon på omtrent 1 g/l i fluidet.
Overraskende tillater anvendelsen av slike tilsetningsstoffer i brønnboring og/eller brønnoverhalingsfluider å redusere og forhindre skade på reservoaret under trinnene med brønnboring og/eller brønnoverhaling (opp til og inklusive ut-vinningstrinn referert til som primære utviklingstrinn) i brønner boret i hydrokarbon reservoar bergarter. Selvfølgelig bestemmes karakteren av disse tilsetningsstoffer alt etter den spesielle karakter av de vannbaserte brønnfluider som inneholder andre tilsetningsstoffer hvormed tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen må være forlikelige, dvs. ikke hindre funksjonene av de andre tilsetningsstoffer eller komponenter i brønnfluidet.
Videre er flammepunktet (målt ifølge ASTM D92 standardmetoden) foretrukket ved minst lOO^C eller ennå bedre minst ISO^C.
Med hensyn til polyolene som danner de partielle estere anvendt ved den foreliggende oppfinnelse, inkluderer disse dioler, trioler, polyoler, såvel som bland-ede polyalkoksider og polyolblandinger.
De følgende kan spesielt nevnes: - glyserol: HOCH2-CHOH-CH2OH;
- diglyserol:
- polyglyseroler:
hvori n er mellom 1 og 8, foretrukket mellom 1 og 4; - trimetylolpropan: HOCH2CH2-CHCH2OH-CH2CH2OH; - pentaerytritol: C(CH2OH)4;- etylen glykol: HOCH2CH2OH;
- polyetylen glykolen H(OCH2CH2)nOH,
hvori n er mellom 2 og 30, foretrukket mellom 2 og 12,
- propylen glykol: CH3-CHOH-CH2OH;
- polypropylen glykolen H(OCH(CH3)CH2)nOH,
hvori n er mellom 2 og 30, foretrukket mellom 2 og 12, og
- polyetylen glykol-polypropylen glykol blandinger.
Fettsyrene som utgjør de partielle estere anvendt ved den foreliggende oppfinnelse har en kjedelengde i området mellom C6 og C22, foretrukket mellom C6 og C12, eller bedre mellom C8 og C10. Disse kjeder kan være lineære eller forgre-net, mettet eller umettet, av naturlig eller syntetisk opprinnelse. Blandinger av fettsyrer, foretrukket av naturlig opprinnelse, med kjedelengder som hovedsakelig er innenfor disse grenser, anvendes generelt.
Esterne anvendt i den foreliggende oppfinnelse er partielle estere: de omfatter minst en fri hydroksyl gruppe og minst en hydroksyl gruppe foresteret med en fettsyre. Det molare forhold mellom antallet av fri hydroksyl grupper og antallet av hydroksyl grupper som er foresteret med en fettsyre er foretrukket minst 1:1, idet et foretrukket område er minst 2:1, og et mer foretrukket forhold er minst 3:1.
Den partielle ester anvendt i den foreliggende oppfinnelse kan oppnås ved glyserolyse, ved direkte forestering eller ved omestring fra et fett (eller en olje) og en alkohol. Alle de vegetabilske eller animalske fettstoffer er egnet, forutsatt at de har en kjedelengde hovedsakelig i området mellom C6 og C22, foretrukket mellom C6 og C12, eller ennå bedre mellom C8 og C10. Det som refereres til som fett
(eller olje) inkluderer triglyseridene, fettsyrene såvel som metyl esterne. De hele ekvivalente resinområdet er også inkludert deri.
Tilsetningsstoffblandingen ifølge oppfinnelsen kombinerer de forskjellige egenskaper nødvendig for dens maksimale effektivitet, spesielt med hensyn til endringen i bergartens fuktbarhet.
Med andre ord har tilsetningsstoffblandingen de følgende trekk angitt detaljert i det følgende: - god dispersjon i vannet av brønnfluidet, dvs. tilstrekkelig vannoppløselighet, selv om denne ikke er total, - meget god forlikelighet med det vannbaserte fluid, dvs. at den ikke interfererer med de egenskaper som er nødvendig for fluidet, tilveiebragt av andre forbindelser eller tilsetningsstoffer, - kapasitet til å kunne passere direkte inn i filtratet, dvs. uten å bli tilbakeholdt eller blokkert i den filterkake som kan dannes på brønnveggen, - når den er tilstede i det vandige filtrat medfører den ikke dannelse av en emulsjon mellom det nevnte vandige filtrat og reservoaroljen,
- og den adsorberer tilstrekkelig på bergarten.
I den foreliggende oppfinnelses sammenheng er det som skal forstås som tilstrekkelig dispersjon den egenskap at den partielle ester må dispergere eller eventuelt å oppløses i vannet; i fluidet er således den partielle ester tilstede i form av en solute eller en dispersjon (og i det siste tilfellet er den partielle ester disper-gert som den er og ikke i form av en blanding med andre forbindelser eller tilsetningsstoffer).
Oppfinnerne har iakttatt at de partielle estere anvendt i den foreliggende oppfinnelse ikke interfererer med egenskapen av fluidet, tilveiebragt av de andre forbindelser eller tilsetningsstoffer.
Oppfinnerne har også iakttatt at de partielle estere anvendt i den foreliggende oppfinnelse har evne til direkte å passere inn i filtratet og adsorbere på reservoar bergarten. Uten å ønske å bli bundet med noen teori tenker oppfinnerne at denne adsorbsjon er grunnen til den reduserte og forhindrede reservoar skade tilveiebragt ved fluidet ifølge oppfinnelsen og ved dets anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, som vist i de senere anførte eksempler.
For å bibeholde denne evne til direkte å passere inn i filtratet må det vannbaserte fluid ikke være et fluid av typen "0/W"-emulsjon hvis dråper kunne tilstoppe porene avfilterkaken.
Av den samme grunn bør den partielle ester, når den er tilstede i det vandige filtrat, ikke medføre dannelse av en emulsjon mellom filtratet og reservoaroljen. Denne egenskap bestemmes lett ved hjelp av en flasketest, beskrevet i det følgende, som foretrukket gjennomføres med en reservoarolje som er typisk for området.
Tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen kan anvendes i konsentrert form (det kan da tilsettes i en konsentrasjon på omtrent 1 g/l, som nevnt i det foregående) eller fortynnet i en løsningsmiddelolje (en vegetabilsk eller animalsk olje beskrevet i det foregående, eller en mineralolje).
Kort beskrivelse av tegningene
Andre trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå ved lesning av den følgende beskrivelse av ikke-begrensende eksempler, illustrert ved hjelp av de vedføyde tegninger, hvori:
- figur 1 viser testanordningen med en prøve av porøs bergart,
- figur 2 er et tverrsnitt gjennom anordningen som tillater å vise spredningen av en dråpe.
Detaljert beskrivelse
Polyglyserolen anvendt i eksemplene i det følgende har den følgende sammensetning:
- glyserol: omtrent 27% (mellom 24 og 30%),
- diglyserol: omtrent 31 % (mellom 28 og 34%),
- triglyserol: omtrent 23% (mellom 20 og 26%),
- tetraglyserol: omtrent 12% (mellom 9 og 15%),
- pentaglyserol: omtrent 7% (mellom 4 og 10%),
dvs. at den har en polymerisasjonsgrad mellom 2 og 3, i virkeligheten omtrent 2,4, og et gjennomsnittlig antall hydroksylfunksjoner på omtrent 4,4.
Den blir så foresteret med en mol/mol støkiometri med en C8-C10 fettsyre for å oppnå en mono-C8-C10 polyglyserol majoritetsfordeling benevnt PG 8/10 i det følgende, med et molart forhold mellom fri OH/foresteret OH på omtrent 3,4:1. "C8-C10 fettsyre" er forstått å være en industriell syre hovedsakelig bestående av C8 eller C10 syre, men eventuelt også inneholdende mindre mengder av tyngre eller lettere syre, idet dette skriver seg fra den naturlige opprinnelse eller fra produksjonsprosessen.
Tester i porøse media
Formålet med tester eller forsøk i porøse media er å simulere passering av filtratet gjennom en reservoar bergart og å studere den gjensidige innvirkning der-av på metningene på plass i bergarten. To typer forsøk gjennomføres: (i) simulering av passering av et rekonstituert filtrat gjennom bergarten; (ii) simulering av fullstendig filtrering av et vannbasert slam gjennom en bergart.
Restvannsmetningsgraden av bergarten iakttas og endrer seg i begge tilfeller, i likhet med oljepermeabiliteten i retningen motsatt filtreringsretningen (tiI— bakestrømning).
Forsøksanordningen er vist skjematisk i figur 1.
Det porøse medium 2 er anbragt i en Hassler celle 1. Bindeslutningstrykk på 2 Mpa utøves på mediet ved hjelp av en trykkapsel 3. Saltoppløsning, olje eller et simulert filtrat kan sirkuleres i det porøse medium. Strømningstakten for den injiserte oppløsning styres av en stempelpumpe 4 av Pharmacia-typen. En trykk-differensialsensor 5 er anbragt mellom innløpet og utløpet av cellen. Anordningen er forbundet til en computer 6 som bl.a. tillater å beregne permeabiliteten av bergarten overfor den injiserte væske.
Kjerneprøven 2 utgjøres av sandsten av Clashack-typen for forsøkene (i) eller sandsten av Vosges-typen for forsøkene (ii). Den har de følgende dimensjo-ner: lengde 60 mm, diameter 32,7 mm, porevolum Vp omtrent 8,5 cm<3>, porøsitet omtrent 17%.
Arbeidsmetoden er som følger:
( i) simulasjon av passering av et rekonstituert filtrat gjennom bergarten
Tre trinn er nødvendig:
1) Etablering av initiale betingelser:
Det porøse medium må være under betingelser liknende betingelsene i reservoaret. Kjerneprøven må derfor mettes med saltoppløsning og deretter med olje: (a) Metning med saltoppløsning: Kjerneprøven mettes i en vakuum tørker og underkastes deretter et inneslutningstrykk på 2 Mpa og saltoppløs-ning føres derigjennom (40 g/l NaCI, 5 g/l KCI) ved 10 cm<3>/h i 48 timer med 10 bar poretrykk. (b) Måling av permeabilitet for saltoppløsning: Saltoppløsning føres gjennom kjerneprøven med forskjellige strømningstakter (Q: 300, 200,
100 cm<3>/h) og trykkforskjellen (AP) mellom endene av det porøse medium måles. Hellingen av linjen Q = f(AP) muliggjør at permeabiliteten av bergarten overfor Kw (i milliDarcy) kan beregnes.
(c) Måling av permeabilitet for olje: Injeksjon av "SOLTROL" 130 olje (raffi-nert olje som selges av Philips Chemical Co. har en viskositet på
0,7 mPa.s ved 80°C) ved 10 cm<3>/h i 24 timer, og deretter øker strøm-ningstakten fra 100 cm<3>/h til 500 cm<3>/h. Volumet av oppsamlet vann muliggjør beregning av metningsgraden av olje (So) og vann (Sw).
Olje føres så gjennom kjerneprøven med forskjellige strømningstakter (300, 200, 100 cm<3>/h) og differensialtrykket AP måles. Hellingen av linje Q = f(AP) muliggjør beregning av permeabiliteten av bergarten overfor olje Ko (i milliDarcy).
2) Trinn med invasjon av filtratet:
Oppløsningen som simulerer filtratet (saltoppløsning eller saltoppløsning + tilsetningsstoff eller saltoppløsning + polymerer eller saltoppløsning + polymerer + tilsetningsstoff) injiseres ved 10 cm<3>/h. Volumet av oppsamlet olje muliggjør at de nye metningsgrader for vann og olje kan beregnes.
3) Simuleringstrinn for å bringe brønnen i produksjon:
Produksjonsstad: simuleres ved tilbakestrømningsinjeksjon av olje (dvs. i den motsatte retning av injeksjonen av filtratet) ved 10 cm<3>/h. Volumet av oppsamlet vann muliggjør beregning av de nye metningsgrader for vann og olje Sw henholdsvis So. Olje føres så gjennom kjerneprøven med forskjellige strømnings-takter (300, 200, 100 cm<3>/h) og differensialtrykket AP måles. Hellingen av linje Q = F f(AP) muliggjør at permeabiliten av bergarten overfor olje K01(i mD) kan beregnes.
( ii) Filtrering av et vannbasert slam gjennom bergarten
1. Etablering av initiale betingelser: prosedyre som tidligere.
2. Dynamisk filtrering (600 s"<1>) under trykk (3,5 MPa) og temperatur:
Når den først er mettet under betingelsene av et reservoar anbringes kjerne-prøven i en dynamisk filtreringscelle. Et vannbasert boreslam blir så filtrert og en ekstern og intern filterkake dannes under filtrering. Dette forsøk er nærmere reelle betingelser på grunn av at et reelt vannbasert slamfiltrat og ikke lenger et enkelt simulert filtrat passerer gjennom kjerneprøven.
3) Brønn bringes i produksjon:
Kjerneprøven overføres så i Hasslercellen og metninger av vann og olje og returpermeabilitet for olje måles som tidligere, ved hjelp av tilbakestrømnings-injeksjon av oljen.
Eksempel 1: Metningsendring ( saltoppløsning og saltoppløsning pluss tilsetningsstoff)
Testene består i injeksjon av en saltoppløsning hvortil et tilsetningsstoff iføl-ge oppfinnelsen tilsettes eller ikke tilsettes, inn i et porøst medium som på forhånd mettes i nærvær av olje og vann under Swi (initial vannmetningsgrad) betingelser (type (i) test).
Resultatene er gitt i den følgende tabell:
hvori:
- Sw er vannmetningsgraden (prosentandel av vann inneholdt i porevolumet)
- Ko er permeabiliteten av kjerneprøven overfor olje uttrykt i milliDarcy (i Sl-enheter er omregningsfaktoren: 1 Darcy = 9,87,1013m2).
I nærvær av 0,1 g/l av PG8/10 tilsetningsstoff i saltoppløsningen blir resultatene:
Disse filtreringstester viser at tilsetning av 0,1 g/l PG8/10 tilsetningsstoff tillater fjernelse av det meste av restvannet. Tilsetning av tilsetningsstoffet til en saltoppløsning injisert inn i et porøst medium muliggjør således at metningene kan endres ved å fortrenge restvann slik at det fører til høyere oljemetninger. Bemerk at permeabiliteten overfor olje også øker etter tilbakestrømningen.
Eksempel 2: Metningsendring ( saltoppløsning inneholdende polymer i tillegg)
De samme forsøk gjennomføres i nærvær av 0,5 g/l polymer (polyakrylamid PAM) for å approksimere den virkelige sammensetning av et vannbasert slamfiltrat. I nærvær av PAM alene er der ingen endring i den gjenværende vannmetning. Oljepermeabiliteten minsker imidlertid på grunn av adsorpsjon av polymeren på bergarten og tilstoppelse av dens porer av polymere aggregatene. Som det kan sees fra eksemplet herunder, når PG8/10 tilsettes, fortrenges det meste av restvannet. Bemerk også at minskingen i oljepermeabiliteten av bergarten er mindre enn når PAM alene er tilstede.
I nærvær av 0,1 g/l PG8/10 i saltoppløsningen blir resultatene:
Man kan konkludere at selv i nærvær av polymerer fjerner tilsetning av PG8/10 det meste av restvannet og begrenser reduksjonen i olje-permeabilitet.
Eksempel 3: Metningsendring ( komplett sammensetning)
For å komme nærmere virkelige betingelser gjennomføres dynamisk filtrering og da simuleres (type (ii) test) med reinstitusjon av brønnproduksjon. Den vannbaserte slamsammensetning benevnes "FLOPRO" og markedsføres av Ml Drilling Fluids Company (USA).
Dens sammensetning er som følger:
"FLOVIS": 6 g/l (xantan - viskositetsøkende middel) "FLOTROL" 7 g/l (stivelse - filtratreduserende middel) "HY-MOD PRIMA": 28,5 g/l (fyllstoffleire)
NaCI: 20 g/l
KCI: 20 g/l
"I DCARB" 75: 360 g/l (karbonat)
pH = 8
Resultatene er følgende:
I nærvær av 0,1 g/l PG8/10 i saltoppløsning blir resultatene:
Disse tester, gjennomført med en fullstendig sammensetning, bekrefter de gode resultater oppnådd med metning (metning med restvann etter olje tilbake-strømning på 29% i nærvær av 1 g/l PG8/10 er oppnådd, i motsetning til 53% uten tilsetningsstoff).
Eksempel 4: Spredning av en dråpe
Målet er å vise virkningen av tilsetningsstoffet på bergartens fuktbarhet. For dette formål iakttas spredning av en dråpe olje på overflaten av en bergart (Claschach sandsten) neddykket i en saltholdig vandig oppløsning som inneholder eller ikke inneholder tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen.
Forsøksanordningen (figur 2) er en krystallisator 10 inneholdende en vandig oppløsning 11 (40 g/l NaCI, 5 g/l KCI), en understøttelse 12 for en bergart, et styk-ke bergart 13 og en dråpe olje 14 ("Soltrol") avsatt med en sprøyte 15.
Arbeidsmetoden er som følger: en skive av bergart av Claschach sandsten-typen bæres i en saltholdig vandig oppløsning som inneholder eller ikke inneholder tilsetningsstoffet. Etter neddykning i omtrent 40 sekunder innføres en dråpe "Soltrol" olje farget med Sudan-blått ved overflaten av bergarten med en nål. Formen av dråpen iakttas så i nærvær eller ikke nærvær av tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen inneholdt i oppløsningen.
I det saltholdige vann alene er oljedråpen rund og sprer seg ikke (figur 2). Bergarten er således preferert vannfuktet. Fra en konsentrasjon på 0,3 g/l PG8/10 i saltoppløsningen iakttas oljedråpen og spres på bergarten og endog penetrerer den ved 2 g/l aktivt produkt. Disse tester, ikke illustrert her, bekrefter at PG8/10 øker oljefuktbarheten av bergarten.
Overflatespenningen (saltoppløsning/luft) og grenseflatespenningen (salt-oppløsning/"Soltrol") ble målt ved 25°C. Den anvendte saltoppløsning inneholdt 40 g/l NaCI og 5 g/l KCI. Uten noe tilsetningsstoff er saltoppløsningen/luft overflatespenningen 72 mN/m. Med 100 ppm tilsetningsstoff faller overflatespenningen til 25 mN/m. Uten tilsetningsstoff er overflate-spenningen saltoppløsning/"Soltrol" 38 mN/m. Med 10 ppm tilsetningsstoff faller den til 19 mN/m og når 14 mN/m med 15 ppm tilsetningsstoff. Resultatene viser at PG8/10 har en avgjort grenseflateak-tivitet på grunn av at den kan redusere overflatespenningen av vann til 25 mN/m og grenseflatespenningen saltoppløsning/"Soltrol" til 14 mN/m for lave konsentra-sjoner, mindre enn den CMC (kritisk misellar konsentrasjon) av PG8/10 som er omtrent 100 ppm.
Eksempel 5: Tester på en lang kjerneprøve
Effektiviteten av den foreliggende oppfinnelse vises ved hjelp av en reservoarskade-simuleringstest gjennomført på 40 cm lange bergartsprøver. Detaljene av forsøket kan finnes i det følgende dokument: "Performance Evaluation and Formation Damage Potential of New Water Based Drilling Formulations", Argillier J-F, Audibert A., Longeron D. SPE Drilling and Completion, 14, No. 4, 266-273, 1999. Den anvendte bergart er Claschach sandsten med den følgende sammensetning: 94,7% kvarts, 2,6% kalium feltspat, 0,5% kloritt og 0,7% illitt (inklusive glimmer). Betingelsene som prøven underkastes er kjent som irreduserbar vannmetning (Swi) ved evakuering, metning med saltoppløsning og deretter injeksjon av "Soltrol" 130 olje (omtrent 10 porevolum). Oljepermeabiliteten av prøven måles så (Ko ved Swi). Bergartsprøven bringes til kontakt med brønnboring- og/eller brønnoverhalings-fluidet som sirkulerer langs forsiden av prøven under de følg-ende betingelser: overtrykk 0,35 til 2 MPa i trinn med 0,5 MPa for hver 2 minutter, og deretter stabilisering ved 2 MPa hvor slammet sirkulerer i en takt på 5 l/min. Under filtrering produseres olje ved enden av prøven, tilsvarende invasjon i kjerne-prøven av slamfiltratet. Testen stanses ved filtratgjennombrudd, dvs. når den førs-te dråpe av filtrat kommer ut ved enden av kjerneprøven.
Det slam som her anvendes er en sammensetning markedsført av Ml Drilling Fluid (USA) og det inneholder: 6 g/l "Flovis" (xantan), 7 g/l "Flotrol" (stivelse), 20 g/l NaCI, 20 g/l KCI, og 360 g/l kalsium karbonat (test 1) hvortil 0,1 g/l PG8/10 kan tilsettes (test 2).
Resultatene av disse to tester er anført i den følgende tabell for sammenlig-ning:
Det iakttas en signifikant forskjell i returpermeabilitet (etter tilbakestrømning) når PG8/10 tilsettes til slammet, spesielt i de første få centimeter av kjerneprøven. Dette indikerer at under tilbakestrømning blir det porøse medium en gang til lettere mettet med olje i tilfellet av slam med nærvær av tilsetningsstoff. Tilsetningsstoffet medrevet med filtratet tilstopper da foretrukket adsorpsjonssetene og begrenser således adsorpsjons/retensjon av polymerer inneholdt i slammet og som følgelig medrives med filtratet inn i det porøse medium. Dette begrenser tilstopning eller krympning av porene med polymerer slik at oljepermeabiliteten forbedres.
Eksempel 6: Passering av tilsetningsstoff gjennom filterkaken
Ettersom tilsetningsstoffet tilsettes til borefluidet eller til brønnfluidet er det essensielt at det er i stand til å penetrere den permeable bergartsformasjon. I tilfellet av et borefluid er det essensielt for molekylet at det er i stand til å passere gjennom filterkaken inn i filtratet. Passering av molekylet gjennom filterkaken ble derfor undersøkt. Testene anført i det følgende ble gjennomført med "GREEN BOND" (70 g/l "GREEN BOND", bentonitt markedsført av SBF company; 1 g/l PAC LV, en anjonisk lav-viskositet cellulose polymer, 1 g/l NaCI), og "FLOPRO" slam (eksempel 3).
Først sentrifugeres slammene med og uten PG8/10 for å finne adsorbsjo-nen av PG8/10 og polymerene på leiren. Slammene filtreres også i 30 minutter ved 0,7 MPa og romtemperatur. All oppnådde oppløsninger underkastes TOC-analyse for å etablere en materialbalanse basert på ppm karbon. For å finne samsvarigheten mellom ppm molekyl og karbon ble PG8/10 kalibrerings-kurven oppnådd.
For "Green Bond"-slammet viste resultatene at 35% av GP8/10 adsorberer på leiren og av de resterende 65% passerer 84% gjennom filterkaken.
For "Flopro"-slammet er materialbalansen mer kompleks på grunn av nærværet av de polymerer som bidrar til karbonverdien målt i filtratet. Selv når PG8/10 anvendes er der en skarp økning i karbon i filtratet, noe som i stor grad skyldes nærværet av PG8/10 i filtratet.
Disse tester viser at deler av PG8/10 molekylene passerer gjennom filterkaken og således er tilgjengelige for å modifisere metningene i oljeformasjonen.
Eksempel 7: Forlikeliqhet med bestanddelene av et boreslam
Forlikeligheten av produktet med de forskjellige bestanddeler av et slam ble testet. For dette formål ble egenskapene av slammet inneholdende tilsetningsstoffet studert på basis av reologi og filtrering.
Resultatene av denne undersøkelsen med "Green Bond" og "Flopro" slam med og uten PG8/10, før (A-V) og etter (P-V) aldring, er oppsummert i den følg-ende tabell:
Tilsetning av 1 g/l PG8/10 påvirker ikke signifikant egenskapene med filtrering eller reologi av de testede slam, som viser at et slikt tilsetningsstoff, som defi-nert ved den foreliggende oppfinnelse, er forlikelige med de konvensjonelle bestanddeler av fluider for brønnboring og/eller brønnoverhaling.
Eksempel 8: flasketest
For å unngå noen ytterligere skade ved borehullet, er det nødvendig å be-dømme hvorvidt noen in situ emulsjon kan genereres mellom reservoarfluidene (saltoppløsning, olje) og slamfiltratet.
En av betingelsene er således at det vannbaserte slamfiltrat er forlikelig med reservoarfluidene.
Mengdeandelen av hver fase varieres for å avsette et ternært diagram. Emulsjonsdannelse og stabilitet bestemmes ved hjelp av den såkalte "flasketest" som beskrevet i det følgende.
Saltoppløsning (NaCI 20 g/l), en organisk fase, dvs. reservoarfluider som utgjør oljereservoaret, bringes i kontakt med et slamfiltrat inneholdende tilsetningsstoffet ifølge denne oppfinnelsen. Filtratet består av vann, salter og polymerer
(xantan 0,5 g/l, stivelse 0,5 g/l). En blanding A sammensatt av 80 ml reservoarolje og 20 ml vandig fase og en blanding B sammensatt av 60 ml reservoarolje og 40 ml vandig fase fremstilles.
Den vandige fase består av saltoppløsning (reservoarfluid) og slamfiltrat inneholdende 1 g/l av tilsetningsstoffet beskrevet heri med de følgende mengde-andeler 25/75, 50/50 og 75/25 på volumbasis. Omrøring gjennomføres med et magnetisk røreverk for en reservoarolje (lav omrøring under tilsetning dråpe for dråpe, etterfulgt av høy hastighetsomrøring i 15 minutter) eller med en Hamilton Beach mikser for en modellolje (lav hastighetsomrøring under dråpe for dråpe tilsetning, etterfulgt av en omrøringsperiode på 15 minutter med den samme hastig-het). Emulsjonen overføres i en flaske og det iakttas om emulsjonen brytes eller ikke.
Resultater oppnås med de følgende tilsetningsstoffer anvendt i en konsentrasjon på 1 g/l.
1. Polyglyserol mono oleat (C18).
2. Polyglyserol mono myristat (C14).
3. Polyglyserol mono laurat (C12).
4. Polyglyserol mono C8-C10.
5. Polyglyserol mono heksanoat (C6).
Reservoaroljen er en reell olje med de følgende egenskaper:
- Densitet (20°C): 850 kg/m<3>
- Viskositet (20°C): 8,3 cP
- Sammensetning (SARA-metoden):
- Mettet: 56%
- Aromater: 38%
- Harpikser: 6%
- Asfaltener: 0,26%
Noen tester ble gjennomført med en modellolje ("Soltrol" 130), som ikke inneholder noen naturlige overflateaktive stoffer.
Faren for emulsjon er indikert i den følgende tabell (iakttagelse utført etter
16 timer med mindre annet er angitt).
I alle tilfeller induserer nærværet av tilsetningsstoffet i filtratet opptredende brytning av emulsjon. Jo lengere alkylkjeden er, desto hurtigere foregår brytning-en av emulsjonen.
Resultatene av de ytterligere tester utført med en modellolje, "SOLTROL" 130, er oppsummert i den følgende tabell:
Disse resultater bekrefter de tidligere resultater: tilsetningsstoffet induserer ikke emulsjonsdannelsen mellom oljen og den vandige fase.
Det ble videre iakttatt at i fravær av omrøring har tilsetningsstoffene tilsvarende de lengere syrekjeder tendens til å danne lette hvite utfellinger som markerer at man nærmer seg oppløselighetsgrensen. Dette fenomen kan bevirke gjensidige innvirkninger med de andre komponenter av slammet.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte for å redusere eller forhindre reservoarskade av en porøs og permeabel formasjon i en brønn,
karakterisert vedat de følgende trinn utføres: - et vannbasert brønnfluid sirkuleres i brønnen, det vannbaserte fluid er ikke en olje i vann ("O/W") emulsjon - en mengde på mindre enn 0,1 vektprosent av én eller flere forbindelser valgt fra gruppen bestående av partielle estere av polyoler med C6-C22 fettsyrer tilsettes, - kjedelengdene av syredelene og alkoholdelene velges slik at den ene eller flere forbindelse(r) - er dispergerbar(e) eller løselig(e) i vann, - danner ikke noen emulsjon mellom det vandige filtratet og reservoaroljen, - passerer direkte inn i filtratet gjennom kaken uten å holdes tilbake eller blokkeres i kaken som kan dannes på brønnveggen, - adsorberes tilstrekkelig på den porøse formasjon.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat lengden av fettsyrekjedene er mellom C6 og C12 og foretrukket mellom C8 og C10.
3. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 eller 2,karakterisert vedat i den partielle ester er det molare forhold mellom antallet fri hydroksylgrupper og antallet av hydroksylgrupper som er forestret med en fettsyre minst 1:1, foretrukket minst 2:1, og mest foretrukket minst 3:1.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 eller 3,karakterisert vedat polyolen er en polyglyserol som har mellom 24 og 30 mol% glyserol, mellom 28 og 34 mol% diglyserol, mellom 20 og 26 mol% triglyserol, mellom 9 og 15 mol% tetraglyserol, mellom 4 og 10 mol% pentaglyserol.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert vedat polyglyserolet har 27 mol% glyserol, 31 mol% diglyserol, 23 mol% triglyserol, 12 mol% tetraglyserol, 7 mol% pentaglyserol.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0008707A FR2811326B1 (fr) | 2000-07-05 | 2000-07-05 | Methode et fluide pour controler la saturation d'une formation aux abords d'un puits |
| PCT/FR2001/002012 WO2002002713A1 (fr) | 2000-07-05 | 2001-06-25 | Methode et fluide pour controler la saturation d'une formation aux abords d'un puits |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20030031D0 NO20030031D0 (no) | 2003-01-03 |
| NO20030031L NO20030031L (no) | 2003-03-04 |
| NO331531B1 true NO331531B1 (no) | 2012-01-23 |
Family
ID=8852109
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20030031A NO331531B1 (no) | 2000-07-05 | 2003-01-03 | Fremgangsmate for a redusere eller forhindre reservoarskade av en poros og permeabel formasjon i en bronn |
Country Status (18)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6740625B1 (no) |
| EP (1) | EP1412448B1 (no) |
| JP (1) | JP5235258B2 (no) |
| CN (1) | CN1452651A (no) |
| AT (1) | ATE410494T1 (no) |
| AU (2) | AU2001270661B2 (no) |
| BR (1) | BR0112233A (no) |
| DE (1) | DE60136106D1 (no) |
| DK (1) | DK1412448T3 (no) |
| ES (1) | ES2315290T3 (no) |
| FR (1) | FR2811326B1 (no) |
| MX (1) | MXPA03000158A (no) |
| MY (1) | MY141021A (no) |
| NO (1) | NO331531B1 (no) |
| NZ (1) | NZ523996A (no) |
| RU (1) | RU2277114C2 (no) |
| WO (1) | WO2002002713A1 (no) |
| ZA (1) | ZA200300123B (no) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7238647B2 (en) * | 2000-07-05 | 2007-07-03 | Institut Francais Du Petrole | Method and fluid for controlling the saturation of a formation around a well |
| WO2013155248A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Method for dispersion and adsorption coefficient estimation using an analysis of pressure transition during a viscosity-switch |
| CN103939091A (zh) * | 2013-01-23 | 2014-07-23 | 刘怀珠 | 径向流驱替物理模型系统 |
| CN103643943B (zh) * | 2013-11-20 | 2016-05-18 | 中国石油大学(北京) | 确定连续型致密砂岩气藏分布范围的模拟实验装置及方法 |
| CN107476788A (zh) * | 2016-06-08 | 2017-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种原油注入方法 |
| CN110872495A (zh) * | 2016-11-07 | 2020-03-10 | 天津天诚拓源科技发展有限公司 | 钻井液用环保型低荧光封堵剂的制备方法 |
| CN110715887B (zh) * | 2018-07-12 | 2022-07-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 沥青砂孔隙率测定方法 |
| CN109083630B (zh) * | 2018-08-30 | 2021-11-02 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种用于评价钻井液封堵性能的方法 |
| CN113445975B (zh) * | 2020-03-26 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种装置与应用及煤炭地下气化试验系统与方法 |
| RU2757767C2 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-10-21 | Ооо "Нбс" | Эмульсионный буровой раствор |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2271696A (en) * | 1936-01-20 | 1942-02-03 | Union Oil Co | Conditioned well drilling fluid |
| US3047493A (en) * | 1958-05-26 | 1962-07-31 | Gulf Research Development Co | Drilling process and water base drilling muds |
| US3379708A (en) * | 1964-11-23 | 1968-04-23 | Phillips Petroleum Co | Esters of tall oil pitch and polyoxyethylene compounds and their use as drilling fluid additives |
| US3882029A (en) * | 1972-09-29 | 1975-05-06 | Union Oil Co | Well completion and workover fluid |
| US3979304A (en) * | 1972-09-29 | 1976-09-07 | Union Oil Company Of California | Method for drilling and treating subterranean formations using a low fluid loss agent |
| US4409108A (en) * | 1980-06-02 | 1983-10-11 | Halliburton Company | Lubricating composition for well fluids |
| DE3622826A1 (de) * | 1986-07-08 | 1988-01-21 | Henkel Kgaa | Pulverfoermige schmiermittel-additive fuer bohrspuelungen auf wasserbasis |
| DE3915876A1 (de) * | 1989-05-16 | 1990-11-22 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in wasser-basierten bohrspuelungen vom o/w-emulsionstyp sowie entsprechende bohrspuelfluessigkeiten mit verbesserter oekologischer vertraeglichkeit |
| DE4019266A1 (de) * | 1990-06-16 | 1992-01-23 | Henkel Kgaa | Fliessfaehige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von polycarbonsaeureestern |
| DE4102908A1 (de) * | 1991-01-31 | 1992-08-06 | Henkel Kgaa | Verwendung oberflaechenaktiver carbonsaeure-komplexester als emulgatoren in oel-basierten bohrspuelungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln |
| GB9321856D0 (en) * | 1993-10-22 | 1993-12-15 | Bp Chem Int Ltd | Drilling fluid |
| US5707940A (en) * | 1995-06-07 | 1998-01-13 | The Lubrizol Corporation | Environmentally friendly water based drilling fluids |
| DE19546911A1 (de) * | 1995-12-15 | 1997-06-19 | Henkel Kgaa | Neue wäßrig-quellfähige Zubereitungen von Guar und Guarderivaten in oleophilen Flüssigkeiten und ihre Verwendung |
| US5807811A (en) * | 1996-08-23 | 1998-09-15 | The Lubrizol Corporation | Water-based drilling fluids containing phosphites as lubricating aids |
| US6407302B1 (en) * | 1999-11-04 | 2002-06-18 | Bp Corporation North America Inc. | Isomerization process of a mixture containing vinyl and vinylidene olefins |
-
2000
- 2000-07-05 FR FR0008707A patent/FR2811326B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2000-07-28 US US09/628,423 patent/US6740625B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-06-25 JP JP2002507958A patent/JP5235258B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-25 DK DK01949524T patent/DK1412448T3/da active
- 2001-06-25 BR BR0112233-9A patent/BR0112233A/pt active Search and Examination
- 2001-06-25 DE DE60136106T patent/DE60136106D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-25 EP EP01949524A patent/EP1412448B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-25 AT AT01949524T patent/ATE410494T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-06-25 MX MXPA03000158A patent/MXPA03000158A/es active IP Right Grant
- 2001-06-25 RU RU2003103289/03A patent/RU2277114C2/ru active
- 2001-06-25 AU AU2001270661A patent/AU2001270661B2/en not_active Expired
- 2001-06-25 AU AU7066101A patent/AU7066101A/xx active Pending
- 2001-06-25 NZ NZ523996A patent/NZ523996A/xx unknown
- 2001-06-25 ES ES01949524T patent/ES2315290T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-25 WO PCT/FR2001/002012 patent/WO2002002713A1/fr active IP Right Grant
- 2001-06-25 CN CN01815172.8A patent/CN1452651A/zh active Pending
- 2001-07-02 MY MYPI20013151A patent/MY141021A/en unknown
-
2003
- 2003-01-03 NO NO20030031A patent/NO331531B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-01-06 ZA ZA200300123A patent/ZA200300123B/xx unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20030031D0 (no) | 2003-01-03 |
| RU2277114C2 (ru) | 2006-05-27 |
| WO2002002713A1 (fr) | 2002-01-10 |
| AU2001270661B2 (en) | 2005-05-12 |
| DK1412448T3 (da) | 2009-02-16 |
| JP2004519526A (ja) | 2004-07-02 |
| US6740625B1 (en) | 2004-05-25 |
| ZA200300123B (en) | 2004-04-01 |
| AU7066101A (en) | 2002-01-14 |
| NO20030031L (no) | 2003-03-04 |
| NZ523996A (en) | 2004-12-24 |
| JP5235258B2 (ja) | 2013-07-10 |
| ES2315290T3 (es) | 2009-04-01 |
| FR2811326A1 (fr) | 2002-01-11 |
| EP1412448B1 (fr) | 2008-10-08 |
| FR2811326B1 (fr) | 2003-09-05 |
| MXPA03000158A (es) | 2004-09-13 |
| BR0112233A (pt) | 2003-05-06 |
| CN1452651A (zh) | 2003-10-29 |
| EP1412448A1 (fr) | 2004-04-28 |
| MY141021A (en) | 2010-02-25 |
| DE60136106D1 (de) | 2008-11-20 |
| ATE410494T1 (de) | 2008-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2803584C (en) | Surfactant additives used to retain producibility while drilling | |
| CA2803542C (en) | Surfactant additives used to retain producibility while drilling | |
| KR101453590B1 (ko) | 다공성 매질 내의 유중수(ｗ/ｏ) 에멀젼 형성 방지용 또는 이미 형성된 유중수(ｗ/ｏ) 에멀젼 분해용 수계-유체 | |
| EP2075302A1 (en) | Wellbore fluid | |
| EP0461584A2 (en) | Non-hydrocarbon invert emulsion for use in well drilling operations | |
| US20200385626A1 (en) | Invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier | |
| NO331531B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere eller forhindre reservoarskade av en poros og permeabel formasjon i en bronn | |
| AU2016200500A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| US7238647B2 (en) | Method and fluid for controlling the saturation of a formation around a well | |
| WO2017062532A1 (en) | Self sealing fluids | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| Audibert-Hayet et al. | Surfactant system for water-based well fluids | |
| Wever et al. | Polymer Injectivity de-risking for the ASP pilot in West-Salym | |
| US10113395B2 (en) | Organophilic nanoparticles in direct emulsion systems and methods for their use as wellbore drilling fluids | |
| Taiwo et al. | Characterization of surfactant flooding for light oil using Gum Arabic | |
| CA2414809C (fr) | Methode et fluide pour controler la saturation d'une formation aux abords d'un puits | |
| WO2022046746A1 (en) | An invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier | |
| EA044849B1 (ru) | Коллоидная дисперсная система, подходящая для инверсии фаз, для стимуляции скважин для добычи углеводородов | |
| Al-Ajmi | Low Salinity Waterflood in Combination with Surfactant/Polymer; Effect of Surfactant Slug Size | |
| JP2023551536A (ja) | 石油回収増進のための方法および配合物 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |