NO340788B1 - Forbedret fremgangsmåte og kjemisk middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassholdige brønner - Google Patents

Description

FORBEDRET FREMGANGSMÅTE OG KJEMISK MIDDEL FOR REDUKSJON AV VANNPRODUKSJON FRA OUE- OG GASSHOLDIGE BRØNNER

Oppfinnelsen vedrører en kjemisk substans for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner etter å ha blitt innført i formasjonen. Oppfinnelsen vedrører videre en fremgangsmåte for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner, hvor fremgangsmåten omfatter trinnet med innføring av slik kjemisk substans. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for fremstilling av slik kjemisk substans.

I olje- og gassbrønner, er det vanligvis over tid også en viss produksjon av vann. Etter en stund øker vannproduksjonen typisk med tiden, og kan bli så stor at ytterligere produksjon av hydrokarboner ikke lenger er lønnsom. Vannet kan være naturlig tilstede i reservoaret. Det kan også være vann injisert fra en annen brønn for å opprettholde produksjonen og trykket i reservoaret. Det produserte vannet innbefatter kjemiske forbindelser, hvorav noen kan være skadelige for miljøet og må fjernes før vannet tilslutt kan avgis til sjøen.

Noen av kjemikaliene er oppløst i vannet fra naturens side, mens andre er tilsatt og oppløst som produksjonskjemikalier. Produksjonskjemikalier er således innbefattet i det produserte vannet og utgjør et miljøproblem.

Produsert vann er således ikke bare en økonomisk ulempe for oljeselskapene, men også en vesentlig miljøutfordring. I mange tilfeller blir produsert vann reinjisert for å opprettholde trykket. Dette involverer også kostnader. Den beste tekniske og økono-miske løsningen ville være å stenge av vannet selektivt i reservoaret, hvilket er formålet med det foreliggende middelet og fremgangsmåten.

Teknologien ifølge kjent teknikk på dette området dekker et bredt spekter av forslag til bruk av vannsvellbare polymerer for å blokkere strømmen av vann gjennom permeable soner.

Det er vannsvellbare polymerer basert på positivt eller negativt ladede (ionaktive) monomerer og polymerer basert på ikke-ionaktive monomerer. Noen polymerer er i partikkelform under injeksjon, men strekkes til lineære polymerer når de svelles i vann. Noen av disse kan igjen ha funksjonelle grupper så som PO4, som er ment å danne en form for binding (hydrogenbinding eller ionebinding) eller adhesjon til overflaten av formasjonen. Generelt er det positivt for polymerens evne til å ta opp vann at den ikke er sterkt tverrbundet, men i stand til å kunne omdannes til en hovedsakelig lineær polymer når den svelles i vann. På denne måten kan mange vannmolekyler tilknyttes til polymerkjeden. På den annen side er den samme egenskapen (lav grad av tverrbinding) negativ for polymerens stabilitet, både med hensyn til å forbli på plass inne i formasjonen og med hensyn til å opprettholde de ønskede egenskapene, så som viskositet og generell kjemisk stabilitet i forhold til kjemiske påvirkninger fra miljøet.

Angående polymerer av negativt ladede ioner, så har disse en vesentlig ulempe i form av utilstrekkelig svellevne i miljøer hvor salter eller syrer er tilstede. Det samme kan sies, dog i en noe mindre utstrekning, om polymerer basert på positivt ladede monomerer. Nøytrale systemer påvirkes mindre av saltkonsentrasjoner.

De kjente vannblokk-teknologiene som har blitt rapportert så langt, har alle sine begrensninger og problemer.

US 2011/0098377 Al offentliggjør en teknologi hvor va nn produksjon fra en underjordisk formasjon inhiberes eller styres ved pumping av et fluid inneholdende belagte kompakte partikler gjennom en brønnboring inn i formasjonen. Partiklene har tidligere blitt belagt med en relativ permeabilitet-modifikator (RPM). Ved kontakt med vann, ekspanderer eller sveller RPM-belegget, og det inhiberer og styrer produksjonen av vann. "Kjerne"-partiklene i seg selv sveller ikke. Det er kun belegget som sveller i kontakt med vann. RPM-en kan være en vannhydrolyserbar polymer med en vekt-midlere molekylvekt som er større enn 100 000. Partiklene kan være konvensjonelt proppemateriale eller grus. Den generelle ideen er at RPM-en har den ytterligere egenskap at svellingen kan gå tilbake når olje returnerer etter at vannet har fått partiklene til å svelle (og blokkere formasjonen). Problemet er imidlertid at i dette scenarioet kan både olje og vann produseres samtidig. Vannet som er tilstede oljen vil hindre svellingen av belegget i å gå tilbake, og systemet vil følgelig fortsette å blokkere oljeproduksjon. Et annet problem er at partiklene er harde og har dimensjon mellom 75 pm og 2000 pm, hvilket gjør partiklene uegnet til å føres inn i formasjonen, som typisk har mye mindre porer, ofte mindre enn 50 pm.

US 2010/0132944 Al offentliggjør en fremgangsmåte for fjerning av en delmengde av vann i en brønn, omfattende utplassering av et differensialfilter nede i hullet; og utføring av en nedihulls operasjon. Differensialfilteret omfatter en svellbar polymer som sveller etter kontakt med vann, slik at differensialfilterets permeabilitet reduseres ved fjerning av nevnte delmengde av vann. Den svellbare polymeren er uløselig i vannet og/eller hydrokarbonet, og hvor den svellbare polymeren omfatter minst én valgt fra gruppen bestående av polyakrylsyre, polyakrylat, polymetakrylsyre, polymaleinsyreanhydrid, polyakrylamid, polyvinylalkohol, lateks, polyamid, polyester og en kopolymer derav. En ulempe med teknologien beskrevet i dette dokumentet er at vanninnholdet reduseres, men blir ikke fullstendig fjernet. Videre kan den beskrevne fremgangsmåten redusere vann produksjonen i produksjonsbrønnboringen, men er ikke anvendbar for blokkering av vannet inne i porestrukturen ute i rese rvoa ret/fo rm a sj o n e n.

US 6884760 Bl offentliggjør en teknologi som bruker et brønnboringsfluid omfattende et tilsetningsstoff mot filtreringstap og et brodannelsesmateriale som er hydrofobt i sin natur, hydrofobisk modifisert eller oljefuktbart. Brønnboringsfluidet frembringer en aktiv filterkake som etter at den er dannet er impermeabel for en vandig fase, og således reduserer fluidtap og sørger for redusert skade på formasjonen, men likevel samtidig er permeabel for tilbakestrømningen av hydrokarboner under en hydro-karbonutvinningsprosess. Problemet med bruk av filterkaker er at deres strømnings-motstand blir verre over tid ettersom filteret blir tykkere over tid, dvs. at effektiviteten av denne teknologien reduseres over tid. Et ytterligere problem med denne teknologien er at dens anvendbarhet er begrenset til brønnboringen, og derfor ikke særlig effektiv. Under opprenskingsprosesser og omstart av brønner, blir en enorm mengde av brønnkjemikalier spesifikt brukt for fjerning av alle slags filterkaker, og følgelig er det store farer for samtidig skade på filterkaken offentliggjort i dette dokumentet.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe tilveie et nyttig alternativ til kjent teknikk. Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en teknologi som effektivt kombinerer fordelene ved de forskjellige teknologiene ifølge kjent teknikk som her tidligere er omtalt.

Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etter-følgende krav.

Oppfinnelsen er angitt i de uavhengige patentkravene. De avhengige kravene angir fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen.

I et første aspekt vedrører oppfinnelsen en kjemisk substans for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner etter å ha blitt innført i formasjonen. Den kjemiske substansen omfatter en flerhet av partikler, hvor hver partikkel har en vannsvellbar kjerne. Hver kjerne har blitt belagt med et fleksibelt belegglag som er hydrofobt under alle forhold i brønnen, og som ikke sveller ved tilstedeværelsen av vann og heller ikke reagerer med vann. Videre har de fleksible belegglagene fra forskjellige partikler som har kontakt med hverandre, egenskapen med dannelse av et innbyrdes forbundet hydrofobt nettverk (eller sti) av "kanaler", i det minste i en oppsvulmet tilstand av kjernen, for å tillate hydrokarboner å gå gjennom dette hydrofobe nettverket/stien samtidig som det hindrer vann (hydrofilt) i å gå gjennom "kanalene".

Effektene av kombinasjonen av trekkene ifølge oppfinnelsen er som følger. Kjernene som sveller i tilstedeværelsen av vann blokkerer effektivt formasjonen etter å bli innført deri. Partikkelkonsentrasjonen (vekt-prosentandel) kan skreddersys slik at de oppsvulmede partiklene danner en "gele"-masse av oppsvulmede deformerte partikler som har kontakt med hverandre, samtidig som den sikrer fullstendig fylling av porehulrom. Tilveiebringelsen av slike beskrevne partikler som har et stabilt og fleksibelt (kovalent kjedet) hydrofobt belegg, fører imidlertid til en in-situ generering av et hydrofobt forbundet nettverk/sti (bestående av belegglaget) som sørger for kun strøm av olje, men hindrer vannstrøm. Den oppsvulmede partikkel-"kjernen" vil hindre en konstant strøm av vann gjennom kjernen. Oppfinnelsen er særlig fordelaktig fordi vann og hydrokarboner ofte produseres samtidig.

I konteksten for denne oppfinnelsen er det viktig å merke seg at med "svelling" av partikler menes det enhver økning i volumet av partikkelen, uansett om dette er kun ved absorpsjon av vann, ved kjemisk reaksjon med vann, eller en kombinasjon av disse to. Oppfinnelsen dekker også både reversible så vel som irreversible svellings-prosesser, så lenge det er et belegglag, som, i det minste i den oppsvulmede tilstanden, slipper gjennom oljen gjennom et innbyrdes forbundet hydrofobt nettverk av kanaler dannet i dette belegglaget.

I en utførelsesform av den kjemiske substansen i samsvar med oppfinnelsen omfatter den vannsvellbare kjernen et materiale som initialt er hydrofobt og som omdannes til hydrofilt ved hjelp av hydrolyse. Denne utførelsesformen har den fordelen at innføring i formasjonen gjøres mye enklere, særlig når det allerede er vann som er produsert eller tilstede i formasjonen. Den kjemiske substansen i denne utførelsesformen omfatter en flerhet av partikler, hvor hver partikkel initialt har en vann-ikke-svellbar kjerne (hydrofob), og hvor egenskapen til kjernen forandres til en hydrofil svellbar kjerne. Denne utførelsesformen av den kjemiske substansen gjør det således mulig å plassere systemet i formasjonen uten tidlig blokkering av porene under plassering på grunn av den forsinkede svellingsegenskapen, dvs. at det ikke opptrer svelling før systemet er satt på plass og det finner sted hydrolyse på grunn av svellingstempera-turen. På denne måten er det gjørlig å hindre at en filterkake bygges opp.

I en utførelsesform omfatter kjernene i den kjemiske substansen polymer, tverrbundne partikler som er stabile i vannfrie løsemidler, hvor a) partiklene er fremstilt i en olje-i-olje-emulsjon og er tverrbundet med minst ett vann-stabilt tverrbindingsmiddel og minst ett vann-ustabilt tverrbindingsmiddel, det vann-ustabile tverrbindingsmiddelet er valgt blant tverrbindingsmidler som er i stand til, når de er åpnet i en reaksjon med vann, å danne et hydrofilt sete som øker partiklenes vannsvellingsevne, og at b) partiklene inneholder en styrt mengde av minst én immobilisert kjemisk forbindelse som ved hjelp av nevnte reaksjon mellom vann og reaktive grupper i po ly mers kje lettet er i stand til å danne en ny kjemisk binding til en annen partikkel, til et annet reaktivt sete i den samme partikkelen, til andre immobiliserte forbindelser eller til andre forbindelser. Kjernene i denne utførelsesformen har den fordelaktige egenskapen med å forandres fra hydrofobe til hydrofile under hydrolyse. Disse partiklene (kjernene) er hydrofobe når de produseres og presses inn i formasjonen. Når vann møter partiklene i porene, skjer det en hydrolyse. Denne hydrolysen er raskere når temperaturen er økt i brønnen. Dette betyr at det er tid til å presse systemet inn i formasjonen før hydrolyse starter. De hydrofobe kjernene omdannes da til hydrofile kjerner på grunn av dannelsen av hydrofile grupper så som karboksylsyrer fra anhydrider (hydrofobe) under hydrolysen. De initiale partiklene blir tverrbundet med både et stabilt og ustabilt tverrbindingsmiddel. Vannet spalter det ustabile tverrbindingsmiddelet (anhydrid) i to karboksylsyre-grupper. Det stabile tverrbindingsmiddelet beholder partikkelens "form" og integritet. Lav mengde av stabilt tverrbindingsmiddel fører til høyere svellingskapasitet. Materialet som her er beskrevet og mange eksempler på dette er godt forklart i WO 2007/126318 Al.

I en utførelsesform av den kjemiske substansen i samsvar med oppfinnelsen, omfatter belegglaget oligomeriske eller polymeriske materialer som homopolymerer eller kopolymerer basert på monomerer valgt fra en gruppe omfattende: styren og styrenderivater, akryler og akrylderivater, metakryler og metakrylderivater, amider og imider, karbonater, diener, estere, etere, vinylacetaler, vinylestere, vinyletere og ketoner, vinylpyridin og vinylpyrrolidon, fluorkarboner, hydrofobe siloxaner så som fluoriserte siloxaner, eller materialer så som kondensasjonspolymerer basert på epoksy eller uretanharpikser.

I en foretrukket utførelsesform av den kjemiske substansen omfatter belegglaget styren og styrenderivater, eksempelvis p-tert butylstyren, 4-(trifluormetyl)styren, 2,4-dimetylstyren, eller akryl- og metakrylderivater. Disse materialene er lett tilgjengelige og gir en skreddersydd hydrofob effekt.

Materialene og grupper av materialer i denne utførelsesformen av oppfinnelsen har vist seg å tilveiebringe, etter svelling (med hydrolyse) av kjernen, effekten med dannelse av et innbyrdes forbundet nettverk/sti fra det hydrofobe belegget, og således å fremme produksjonen av hydrokarboner samtidig med blokkering av vannproduksjon.

I en utførelsesform av den kjemiske substansen i samsvar med oppfinnelsen, i en ikke-oppsvulmet tilstand av kjernen, har kjernen en størrelse i området fra 0,1 pm til 75 pm, fortrinnsvis i området fra 0,5 pm til 60 pm, og mest foretrukket i området fra 1 pm til 40 pm. Området av kjernediametre for denne utførelsesformen har vist seg å være en praktisk størrelse for innføring i formasjonen. Det må understrekes at kjernene ikke behøver å være sfæriske i oppfinnelsen, dvs. at de kan ha andre former. Det som er viktig er at (de initialt hydrofobe) kjernene har egenskapen med svelling (etter å ha blitt hydrolysert) i tilstedeværelsen av vann ved en passende brønntemperatur, slik at vannproduksjon blokkeres idet kjernene fullstendig blokkerer formasjonen. I tilfelle av ikke-sfæriske former, refererer diameteren til en gjennomsnittlig diameter. I en oppsvulmet tilstand er kjernene kanskje ikke sfæriske, på grunn av deformasjon og svelling for å fylle porehulrommene fullstendig.

I en utførelsesform av den kjemiske substansen i samsvar med oppfinnelsen, i en uoppsvulmet tilstand av kjernen, har det fleksible belegglaget en tykkelse i området fra 10 nm til 600 pm, fortrinnsvis i området fra 50 nm til 200 pm, og mest foretrukket i området fra 200 nm til 50 pm. Området for belegglagets tykkelse ifølge denne utførelsesformen har vist seg å være en praktisk størrelse for innføring i formasjonen.

I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen mer bestemt en fremgangsmåte for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner, hvor fremgangsmåten omfatter trinnet med innføring av den kjemiske substansen i henhold til oppfinnelsen i formasjonen av brønnen.

I et tredje aspekt vedrører oppfinnelsen mer bestemt en fremgangsmåte omfattende trinnpt mpri riannpkp av hplpnnlanpt nå kiprnpnp nnripr riannpkpn av npvntp vannsvellbare kjerner, eller etter at nevnte vannsvellbare kjerner har blitt dannet som et separat etterbehandlingstrinn. En olje-i-olje-emulsjonsprosess er en svært praktisk prosess for å lage den kjemiske substansen ifølge oppfinnelsen.

I det følgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform illustrert på de ledsagende tegningene, hvor: Fig. la viser en kjemisk substans som kjent fra kjent teknikk når den er i en

uoppsvulmet tilstand;

Fig. lb viser den kjemiske substansen på fig. la når den er i en oppsvulmet

tilstand;

Fig. 2a viser en kjemisk substans i samsvar med oppfinnelsen når den er i en

uoppsvulmet tilstand, og

Fig. 2b viser den kjemiske substansen på fig. 2a når den er i en oppsvulmet

tilstand.

Det skal påpekes at de ovennevnte utførelsesformer illustrerer snarere enn begrenser oppfinnelsen, og at de som har fagkunnskap innen teknikken vil være i stand til å designe mange alternative utførelsesformer uten å avvike fra omfanget av de vedføyde krav. I kravene skal eventuelle henvisningstegn plassert mellom parenteser ikke fortolkes som begrensende for kravet. Bruk av verbet "omfatte" og dets konjugasjoner utelukker ikke tilstedeværelsen av andre elementer eller trinn enn de som er angitt i et krav. Artikkelen "en" eller "et" foran et element utelukker ikke tilstedeværelsen av en flerhet av slike elementer. Oppfinnelsen kan implementeres ved hjelp av maskinvare omfattende flere atskilte elementer, og ved hjelp av en passende programmert datamaskin. I anordningskravet som lister opp flere midler, kan flere av disse midlene gis konkret form av en og samme gjenstand av maskinvare. Kun den kjensgjerning at visse foranstaltninger er anført i innbyrdes forskjellige avhengige krav, angir ikke at en kombinasjon av disse foranstaltningene ikke med fordel kan brukes. Gjennomgående på figurene er like eller korresponderende trekk angitt med samme henvisningstall eller -merker.

Fig. la viser en kjemisk substans 100 som kjent fra kjent teknikk når den er i en uoppsvulmet tilstand. Denne figuren viser et tidligere utviklet partikkelbasert system (eller substans) som kjent fra kjent teknikk (se patentsøknad publikasjon WO 2007/126318 Al). Substansen 100 omfatter en flerhet av partikler 110, som har egenskapen med svelling i tilstedeværelsen av vann, idet vannet forårsaker hydrolyse av den hydrofobe kjernen for å gi en hydrofil svellbar kjerne. Slike initialt uoppsvulmede partikler 110 skal injiseres i formasjonen av en brønn, hvor de sveller sterkt over tid når de er i kontakt med vann i kjernene i formasjonen. Fig. lb viser den kjemiske substansen 100 på fig. la når den er i den oppsvulmede tilstanden, hvor det er skjematisk illustrert at porehulrommene (ikke vist) er hermetisk lukket av de oppsvulmede partiklene 110'. Den uheldige følgen av dette er at også enhver olje 10, som kan produseres samtidig med vannet, ikke kan gå gjennom denne oppsvulmede partikkelgelen, dvs. er blokkert (som illustrert med krysset).

Fig. 2a viser en forbedret kjemisk substans 200 i samsvar med oppfinnelsen når den er i en uoppsvulmet tilstand. Den forebedrede kjemiske substansen 200 omfatter en flerhet av partikler 210, som hver omfatter en vannsvellbar kjerne 220, som er belagt med et fleksibelt belegglag 230. De vannsvellbare kjernene 220 kan være av den samme sammensetningen som partiklene 110 på fig. la, men oppfinnelsen er ikke begrenset til slike vannsvellbare kjerner. Det fleksible belegglaget 230 omfatter et materiale som er hydrofobt under alle forhold i brønnen. Dette laget har videre egenskapen med dannelse av et innbyrdes forbundet hydrofobt nettverk (ikke vist) av kanaler i det minste i den oppsvulmede tilstanden av kjernen 220, hvilket nettverk av kanaler gjør det lettere for hydrokarboner å gå gjennom, mens vann blokkeres (på grunn av materialets hydrofobe karakter). Fig. 2b viser den forbedrede kjemiske substansen 200 på fig. 2a når den er i den oppsvulmede tilstanden. Kjernene 220' har svulmet opp, mens belegglagene 230' nå er strukket og har kontakt med hverandre for å blokkere formasjonen for vannproduksjon. Samtidig tillater det hydrofobe nettverket i belegglaget 230' at hydrokarboner går gjennom, hvilket fremmer hydrokarbonproduksjon. Av hensyn til definisjon av visse trekk i kravene har partikkelkjernediameteren D og belegglagets tykkelse T i uoppsvulmet tilstand av kjernene 220 blitt illustrert på fig. 2a, så vel som partikkelkjernediameteren D' i en oppsvulmet tilstand av kjernene 220'.

Når man kommer ned til partiklenes kjerner 220, kan oppfinnelsen anvendes på forskjellige typer av vannsvellbare kjerner. Det må tas ad notam at bruken av vannsvellbare substanser for redusering av vannproduksjon i en brønn som sådan anses å være kjent for fagpersonen innen teknikken. Likevel innlemmes patentsøknad publikasjon WO 2007/126318 Al som referanse i sin helhet i dette patentskriftet. Oppfinnelsen er ikke desto mindre særlig egnet for vannsvellbare kjerner, som fremstilles av søkeren selv. Søkeren har utviklet et spesielt kjemisk middel, som beskrives med de følgende punkter. Likevel må det understrekes at, i samsvar med den inneværende oppfinnelse, at det tidligere beskrevne fleksible hydrofobe belegglag 230 fremdels må tilsettes til partiklene i det spesielle kjemiske middelet som heretter beskrives. 1. Kjemisk middel for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner, omfattende polymer, tverrbundne partikler som er stabile i vannfrie løsemidler, hvor a) partiklene er fremstilt i en olje-i-olje-emulsjon og er tverrbundet med minst ett vann-stabilt tverrbindingsmiddel og minst ett vann-ustabilt tverrbindingsmiddel, det vann-ustabile tverrbindingsmiddelet er valgt blant tverrbindingsmidler som er i stand til, når de er åpnet i en reaksjon med vann, å danne et hydrofilt sete som øker partiklenes vannsvellingsevne, og at b) partiklene inneholder en styrt mengde av minst én immobilisert kjemisk forbindelse som ved hjelp av nevnte reaksjon mellom vann og reaktive grupper i polymerskjelettet er i stand til å danne en ny kjemisk binding til en annen partikkel, til et annet reaktivt sete i den samme partikkelen, til andre immobiliserte forbindelser eller til andre forbindelser. 2. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor de polymer-tverrbundne partiklene har et skjelett valgt blant funksjonaliserte homo- og kopolymerer av metakrylater, akrylater, akrylamider, vinylalkoholder, alginater, kitosan, xantan, dekstraner, gelatin, cellulose, amylose, biopolymerer generelt, vinylpyrrolidon, vinylsulfonater, derivatiserte polyetylenglykoler, siloxaner, isocyanater, laktoner og epoksider, som er funksjonalisert med hydroksyl, vinyl, primære, sekundære, tertiære eller kvaternære aminer, karboksylsyrer, akryl, metakryl, sulfosyrer, hydroksy suksinimider, anhydrider, estere, laktoner, azalaktoner, epoksider eller tioler. 3. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1 eller 2, hvor 2-aminoetyl metakryl hydroklorid brukes som en kopolymer i en foretrukket mengde på 1-5 vekt% av den totale mengden av polymer, sammen med et vann-stabilt tverrbindingsmiddel metylen bisakrylamid og et vann-ustabilt tverrbindingsmiddel dimetakrylanhydrid. 4. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor det vann-ustabile tverrbindingsmiddelet er valgt blant forbindelser med funksjonelle grupper omfattende anhydrider, diestere, diimodo-estere, dihydroksy-suksinimider og difunksjonelle disulfider. 5. Kjemisk middel som beskrevet i ett av punktene 1-4, hvor det minste ene vann-ustabile tverrbindingsmiddelet omfatter minst det ene av dimetakrylanhydrid, dia kryla n hyd rid og metylen dimetakrylat, hvor karboksylsyre-gruppene er dannet ved reaksjon med vann. 6. Kjemisk middel som beskrevet i ett av punktene 1-5, hvor det vann-ustabile tverrbindingsmiddelet er tilstede i en mengde i området mellom 0,05 og 10 vekt% av den totale mengden av monomer, mer foretrukket i området mellom 0,05 og 3 %. 7. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen er valgt blant vannløselige forbindelser omfattende funksjonelle reaktive grupper valgt blant epoksy, amin, tiol, OH, ester, lakton, azalakton, maleimid, aldehyd og anhydrid. 8. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen er valgt blant derivater av fosfonater, borater, reaktive polyvinyl-alkoholer, reaktive polysakkarider basert på derivater av gelatin, kitosan, alginat, cellulose, amylose, dekstran og xantan; funksjonaliserte reaktive syntetiske polymerer av polyetylenglykoler, polyakrylamider, polyakrylater, polymetakrylater, polyzwitter-ioner, peroksider, azoinitiatorer, persulfater, siloxaner eller natriumsilikater. 9. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 8, hvor de funksjonaliserte, reaktive syntetiske polymerene av polyetylenglykoler omfatter diepoksy-funksjonaliserte polyetylenglykoler, diamino-funksjonaliserte polyetylenglykoler, ditio-funksjonaliserte polyetylenglykoler eller divinyl-funksjonaliserte polyetylenglykoler. 10. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 8, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen omfatter minst én biopolymer med en epoksygruppe, aminogruppe, tiolgruppe eller friradikalpolymeriserbar gruppe så som eksempelvis vinyl, allyl. 11. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen er valgt slik at den bidrar til økt svelling, så som eksempelvis polymerer av 2-akrylamido propansulfosyre, kitosan, poly n-akrylyltris(hydroksymetyl) aminometan (NAT) og amino-funksjonalisert gelatin. 12. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen er valgt slik at den bidrar til økt grad av tverrbinding, så som for eksempel amino-funksjonaliserte polyetylenglykoler, så som Jeffamine 1000, Jeffamine 2000 og kitosan. 13. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen omfatter alkoksysilaner som ved hjelp av hydrolyse er omdannet til silanoler som er i stand til å binde seg til forbindelser så som kvarts. 14. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor nevnte andre forbindelser er forbindelser i en underjordisk formasjon hvor polymersystemet brukes. 15. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor den minst ene immobiliserte forbindelsen er i stand til å igangsette reaksjon og forårsake interpartikkel-bindinger og/eller bindinger mellom partikler og formasjonen, så som natriumsilikat, tetraetyl ortosilikat og tetrametyl siloxan. 16. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor polymerpartiklene hovedsakelig er hydrofobe inntil reaksjonen mellom vann og vann-ustabile tverrbindingsmidler har funnet sted. 17. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor det har form av en masterbatch eller et konsentrat av nevnte partikler i et passende organisk løsemiddel. 18. Kjemisk middel som beskrevet i punkt 1, hvor det har form av nevnte partikler i tørre tilstander.

Materialet som fortrinnsvis brukes for kjernen vedrører følgelig et kjemisk middel i form av et polymerpartikkel-system som er fremstilt i en olje-i-olje-emulsjon. Polymerpartiklene kan fremstilles ved hjelp av en friradikalpolymerisasjonsprosess eller en trinnpolymerisasjon (ofte også betegnet kondensasjonspolymerisasjon). Ved bruk av en olje-i-olje-emulsjon, kan vannreaktive monomerer (monofunksjonelle, polyfunksjonelle) brukes, samtidig som det unngås kontakt mellom partikler og vann. De ønskede reaksjonene bør kun skje etter plasseringen i den underjordiske formasjonen, og slike systemer kan kun produseres i olje-i-olje-emulsjonssystemer.

Fordelen ved denne typen av vannsvellbare kjerner sammenlignet med andre patenterte fremgangsmåter som kun tilveiebringer svelling, er blant annet at partiklene har en høy svellingsevne uten å være vannløselige. Den sistnevnte egenskapen innebærer at middelet opprettholder sin strukturelle integritet og forblir på plass i formasjonen etter svelling. Samtidig er middelet kjemisk og termisk stabilt, og den hastigheten som det initialt sveller med når det kommer i kontakt med vann kan justeres ved hjelp av en valgt balanse mellom stabile og ustabile tverrbindingsbindinger. Det unngås således at middelet sveller for tidlig, dvs. før det har nådd sin ønskede posisjon i formasjonen. Den første svellingen av middelet i vann fører til åpning av tverrbindingsbindinger, slik at hydrofile seter i partiklene blir tilgjengelige, hvilket igjen fører til gradvis økt hastighet av svelling av partiklene, etter igangsetting. Med ønsket mengde og kombinasjon av immobiliserte forbindelser, kan miririp|p1-<; pnpnskanpr vli-prlinprp nntimalisprpt;.pk«;pmnplvi<; fnr å riannp interpartikkel-bindinger, dvs. bindinger mellom forskjellige partikler, hvilket også bidrar til stabiliteten av middelet i relasjon til påvirkning påtvunget i formasjonen etter svellingen. Nevnte trekk, karakteristika og effekter bidrar til økt stabilitet med hensyn til temperatur, trykk, tilbakeproduksjon, utvasking, så vel som kjemisk (salinitet, pH) og mekanisk påvirkning. Slike immobiliserte forbindelser med egenskaper som nevnt kan kun innbefattes i et vannfritt miljø, hvilket er grunnen til at fremstillingen i en olje-i-olje-emulsjon er absolutt nødvendig.

Det kjemiske middelet fremstilles i en olje-i-olje-emulsjonspolymerisasjon, dvs. en emulsjonspolymerisasjon fri for vann. Det sørges dermed for at middelet ikke sveller for tidlig eller fører til en tidlig reaksjon som involverer faste immobiliserte forbindelser, men forblir stabilt inntil det innføres i formasjonen og bringes i kontakt med vann første gang. Polymerisasjonen kan være en friradikalpolymerisasjon, men også en kondensasjonspolymerisasjon.

Middelet kan således fremstilles i et vannfritt miljø på en måte hvor det tillates at forskjellige kjemiske forbindelser immobiliseres derpå, hvilket ved et gitt tidspunkt, i kontakt med vann, kan bidra til dannelsen av kjemiske intrapartikkel-bindinger, interpartikkel-bindinger og bindinger mellom partikler og reservoarformasjonen. Nevnte bindinger vil bidra til et mer stabilt oppsvulmet partikkelsystem som opprettholder den reduserte permeabiliteten over en lang tidsperiode, mens systemet som nevnt blir mer robust i relasjon til ytre påvirkning.

Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for injeksjon av den kjemiske substansen i en underjordisk sone som reduserer vannproduksjonen fra en vann-permeabel sone. Dette kan gjøres ved hjelp av et passende bærefluid, fortrinnsvis et organisk bærefluid som mangler reaktive grupper så som alifatiske eller aromatiske hydrokarboner eller kombinasjoner av slike sammen med andre hydrofobe, organiske løsemidler som ikke omfatter tioler, aminer, eller hydroksylgrupper.

Det hydrofobe fleksible belegglaget 230 ifølge oppfinnelsen kan fremstilles på forskjellige måter. En praktisk måte er å lage slikt lag som et ytterligere trinn i olje-i-olje-emulsjonsprosessen for å lage kjernene, etter at kjernene har blitt dannet. I olje-i-olje-prosessen betyr dette at en ytterligere monomer kan tilsettes til emulsjonen, som så reagerer med overflaten av partiklene (eksempelvis poding) for å danne belegglaget.

Alternativt kan belegglaget 230 tilsettes i et separat etterbehandlingstrinn, for eksempel i et podingstrinn eller et beleggingstrinn. Forskjellige teknikker for å påføre belegglaget 230 finnes, og anses for å være velkjente for fagpersonen innen teknikken.

Claims (8)

1. Kjemisk substans (200) for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner etter å ha blitt innført i formasjonen, den kjemiske substansen (200) omfatter en flerhet av partikler (210), hvor hver partikkel (210) har en vannsvellbar kjerne (220),karakterisert vedat hver kjerne (220) har blitt belagt med et fleksibelt belegglag (230) som er hydrofobt under alle forhold i brønnen, og som ikke sveller ved tilstedeværelsen av vann og heller ikke reagerer med vann, og hvor det fleksible belegglaget (230) har den egenskapen at det danner et innbyrdes forbundet hydrofobt nettverk av kanaler, i det minste i en oppsvulmet tilstand av kjernen (220), for å tillate hydrokarboner å gå gjennom disse kanalene, samtidig som vann hindres i å gå gjennom kanalene.

2. Kjemisk substans (200) i henhold til krav 1, karakterisert vedat den vannsvellbare kjernen (220) omfatter et materiale som initialt er hydrofobt, og som kan omdannes til hydrofilt ved hjelp av hydrolyse.

3. Kjemisk substans (200) i henhold til krav 1 eller 2, karakterisert vedat belegglaget (230) omfatter oligomeriske eller polymeriske materialer som homopolymerer eller kopolymerer basert på monomerer valgt fra en gruppe omfattende: styren og styrenderivater, akryler og akrylderivater, metakryler og metakrylderivater, amider og imider, karbonater, diener, estere, etere, vinylacetaler, vinylestere, vinyletere og ketoner, vinylpyridin og vinylpyrrolidon, fluorkarboner, hydrofobe siloxaner så som fluoriserte siloxaner, eller materialer så som kondensasjonspolymerer basert på epoksy eller uretanharpikser.

4. Kjemisk substans (200) i henhold til krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat belegglaget omfatter styren og styrenderivater, eksempelvis p-tert butylstyren, 4-(trifluormetyl)styren, 2,4-dimetylstyren, eller akryl- og metakrylderivater.

5. Kjemisk substans (200) i henhold til ethvert av de foregående krav,karakterisert vedat, i en uoppsvulmet tilstand av kjernen (220), kjernen (220) har en størrelse i området fra 0,1^m til 75^m, fortrinnsvis i området fra 0,5 til 60^m, og mest foretrukket i området fra 1^m til 40^m.

6. Kjemisk substans (200) i henhold til ethvert av de foregående krav,karakterisert vedat, i en uoppsvulmet tilstand av kjernen (220), det fleksible belegglaget (230) har en tykkelse i området fra 10 nm til 600^m, fortrinnsvis i området fra 50 nm til 200^m, og mest foretrukket i området fra 200 nm til 50^m.

7. Fremgangsmåte for redusering av vannproduksjon fra underjordiske soner som omgir olje- og gassbrønner, hvor fremgangsmåten omfatter trinnet med innføring av den kjemiske substansen (200) i henhold til ethvert av de foregående krav i formasjonen av brønnen.

8. Fremgangsmåte for fremstilling av den kjemiske substansen (200) ifølge ethvert av kravene 1 til 6,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinnet med dannelse av belegglaget (230) på de vannsvellbare kjernene (220) under dannelsen av nevnte vannsvellbare kjerner (220) eller etter at nevnte vannsvellbare kjerner (220) har blitt dannet som et separat etterbehandlingstrinn.