NO341276B1

NO341276B1 - Brønnbehandling

Info

Publication number: NO341276B1
Application number: NO20091114A
Authority: NO
Inventors: Thomas Hagen; Harry Montgomerie; Ping Chen; Rex Wat; Olav Martin Selle
Original assignee: Champion Tech Ltd; Statoilhydro Asa
Priority date: 2006-08-17
Filing date: 2009-03-13
Publication date: 2017-10-02
Also published as: DE602007011287D1; DK2052050T3; GB0616469D0; ATE491768T1; NO20091114L; GB0624964D0; AU2007285556A1; US8101554B2; EP2052050B1; US20100273682A1; AU2007285556B2; EP2052050A1; AU2007285556C1; CA2660097C; WO2008020220A1; CA2660097A1

Description

Denne oppfinnelsen angår en fremgangsmåte til å kontrollere skallavsettingsdeponeringer i en hydrokarbonbrønn, og særlig til en fremgangsmåte til å øke tilbakeholdelsen av skallavsetningsinhibitor på en bergart som omfatter en underjordisk formasjon.

Under operasjonen av en hydrokarbonbrønn (dvs. en gass- eller oljebrønn) kan forskjellige nedhullsproblemer oppstå inkludert deponering av skallavsetninger som inhiberer hydrokarbonstrømmen. Skallavsetning er et vannrelatert problem som oppstår som et resultat av sammenblanding av inkompatible vandige fluider i formasjonen (dvs. bergarten). F.eks. når sjøvann blir injisert i en underjordisk formasjon for å drive olje gjennom formasjonen inn i et produsentbrønnhull, kan forskjeller i typen av ioner tilstede i injeksjonsvannet og de som allerede er tilstede i formasjonen forårsake utfelling av metallsalter. I Nordsjøen er typiske skallavsetningsproblemer relatert til produksjon av uorganiske salter så som BaS04, SrS04, CaS04og CaCCtø. Disse saltene utfelles som skallavsetninger som, hvis de etterlates ubehandlet, forårsaker skallavsetninger på produksjonsutstyr under overflaten og på overflaten og/eller rør og, eventuelt blokkering av brønnhullet. Sammenblanding av inkompatible vandige fluider skjer vanligvis innenfor det nære brønnborearealet til en underjordisk formasjon. Alvorligheten av problemet er meget avhengig av feltoperative betingelser, som kan variere fra milde skallavsetningstendenser til de ekstreme.

For å forhindre skallavsetning fra å dannes i systemet blir en kjemisk inhibitor typisk injisert kontinuerlig og/eller ved periodiske "trykk"-behandlinger. Skallavsetningsinhibitoren forhindrer dannelse av skallavsetninger for derved å øke olje- eller gasstrømmen. I tilfelle av reservoarbehandlinger som er ment til å beskytte kritiske arealer nær brønnhullet, er "trykk"-behandlinger normalt foretrukket.

I en "trykk"-behandling blir en skallavsetningsinhibitor med konsentrasjoner mellom 5-20 vekt% normalt injisert i formasjonen gjennom et produksjonsbrønnhull etter en forskylling. Etter overskylling og stenging, blir brønnproduksjonen deretter gjenopptatt. Ideelt lekker deretter produksjonsvannet langsomt ut eller vaskes ut av den bibeholdte skallavsetningsinhibitor fra formasjonen. Mer spesifikt bør lekkeprosessen gi en lav, men fremdeles effektiv konsentrasjon (f.eks. rundt 1-100 ppm) av skallavsetningsinhibitor i produksjonsvannet for å forhindre skallavsetningsdeponering. Avhengig av tilbakeholdelse av inhibitoren og frigjøringsegenskaper i formasjonen kan imidlertid effekten av denne behandlingen vare fra 1 måned til ca. 24 måneder. Av økonomiske årsaker er en forlenget beskyttelsesperiode for skallavsetningsdannelse klart ønskelig.

En ideell skallavsetningsinhibitortilbakevendelseskurve for

skallavsetningsinhibitorkonsentrasjonen er én hvor etter overskylling er ferdig, desorberer inhibitoren inn i det produserte vann med en hastighet som tilveiebringe

en konstant konsentrasjon som er den minimale som er krevet for å forhindre skallavsetningsdannelse. Enda mer ideelt fortsetter denne prosessen inntil all skallavsetningsinhibitor presset inn i formasjonen blir frigjort på denne måte.

Typisk tilveiebringer imidlertid ikke trykkbehandlinger ideelle skallavsetningsinhibitortilbakevendingskurver. Vanligvis er konsentrasjonen av skallavsetningsinhibitor i det produserte vann initielt høy og mye større enn den som er krevet for å forhindre skallavsetningsdannelse, som et resultat av at inhibitoren misslykkes i å adsorberes til formasjonen. Deretter har konsentrasjonen av skallavsetningsinhibitor en tendens til å reduseres inntil den eventuelt faller under det minimale som er krevet for å forhindre skallavsetningsdeponering. Prosessen er derfor ikke effektiv, idet en stor andel av inhibitoren innført i trykkbehandlingen blir redusert nesten øyeblikkelig og tjener ikke til å forhindre skallavsetningsdannelse. Videre er regulær gjentagelse av skallavsetningsinhibitorbehandling meget uønsket siden oljeproduksjonen alltid må stoppe for å tillate at behandlingen utføres.

Forskjellige teknikker er blitt brukt til å prøve å øke andelen av skallavsetningsinhibitor som tilbakeholdes i brønnen. F.eks. beskriver US 5 181 567 og US 5 038 861 en fremgangsmåte til å forlenge den nyttige levetiden til skallavsetningsinhibitorer i oljebrønner som anvender polykvarternære aminer, så som poly-(dimetylamin-ko-ammoniumklorid) eller poly-(diallyldimetylammoniumklorid). I en typisk prosess blir en aminløsning injisert i en brønn, etterfulgt av injeksjon av en skallavsetningsinhibitor og en overskylling. Brønnen blir deretter lukket i 20-24 timer før produksjonen gjenopptas. For å sikre lett injeksjon av de polykvarternære aminer i formasjonen under prosessen, lærer US 5 181 567 og US 5 038 861 at deres molekylvekt bør være under 50000.

En relatert strategi er beskrevet i PCT/GB03/03339.1 PCT/GB03/03339 er det beskrevet at "brodannende midler" som er positivt ladede polymerer kan anvendes til å forbehandle et bergartmateriale og dermed forsterke tilbakeholdelse av skallavsetningsinhibitor. Egnede polymerer er polyaminosyrer så som polyaspartat og polymerer dannet fra diallyldimetylammoniumklorid. Ingen detaljer med hensyn til hvordan polymerene er fremstilt eller deres resulterende egenskaper (f.eks. molekylvekter) er imidlertid beskrevet. Uten å ønske å bli bundet til en teori er det tenkt at anvendelse av ladede polymerer så som de beskrevet i overnevnte søknader forsterker tilbakeholdelse av skallavsetningsinhibitorene i underjordiske formasjoner ved en mekanisme hvori adsorpsjon av positivt ladede forbindelser til formasjonen reduserer dens negative ladning. Som et resultat blir skallavsetningsinhibitorer, som ofte er negativt ladede, lettere tilbakeholdt i formasjonen.

En annen mekanisme som er blitt utforsket for å øke inhibitortilbakeholdelse i oljebrønner er utfelling med Ca2+. Ca<2+>, vanligvis fra CaCh, er tenkt å reagere med skallavsetningsinhibitorer og danne et kompleks av Ca<2+>/inhibitor som utfelles i brønnen. Således, for at inhibitoren skal returnere i det produserte vann må presipitatet oppløses. Siden dette avhenger av betingelsene i brønnen inkludert inhibitorkonsentrasjonen i vannet resulterer denne prosessen i øket tilbakeholdelse av inhibitor i formasjonen. Et problem som er møtt med anvendelse av Ca<2+>, er imidlertid skade på formasjonen. Mer spesifikt er det blitt funnet at Ca<2+>/skallavsetningsinhibitorutfellelse kan redusere, i noen tilfeller signifikant redusere, permeabiliteten til formasjonen. Således er anvendelse av Ca<2+>generelt ikke mulig i lavpermeabilitetsformasjoner.

En utfellingsmekanisme er også brukt i US 4 947 934 for å øke skallavsetningsinhibitortilbakeholdelse. I fremgangsmåten beskrevet i US 4 947 934 blir en skallavsetningsinhibitor som er et polyakrylat som har en molekylvekt på 500-10000 oppløst i en vandig løsning med et polyvalent kation og applisert til en formasjon. Under formasjonsbetingelser er utfelling av et polyvalent kation-polyakrylatkompleks tenkt å skje, og derved øke tilbakeholdelsen av polyakrylatinhibitoren i formasjonen. Eksempler på polyvalente kationer som kan anvendes i denne fremgangsmåten inkluderer Cr<3>, Ti<3+>, Al<3+>, Fe<3+>og Zr<4+>. Et problem som møtes med denne fremgangsmåten er imidlertid at den innfører kationer i formasjonen som i seg selv kan være i stand til å danne skallavsetninger. Videre, som ved de fremgangsmåtene som er basert på Ca<2+>, kan det dannede bunnfallet redusere permeabiliteten til formasjonen (dvs. forårsake formasjonsskade).

Mer nylig har strategier for å forsterke inhibitortilbakeholdelsen i hydrokarbonbrønner fokusert på modifisering av inhibitoren i seg selv, heller enn å tilveiebringe ytterligere midler. Det ble rapportert i 2000 f.eks. at inhibitortilbakeholdelse i oljebrønner kan forsterkes ved estertverrbinding av polykarboksylskallavsetningsinhibitorer. Med denne fremgangsmåten blir molekylvekten til polykarboksylsyreskallavsetningsinhibitorer øket ved tverrbinding slik at det kan oppnås en sterkere adsorpsjon til formasjonsoverflaten. Initielle resultater viste at mens tverrbindingen reduserte noe inhibitoreffektiviteten, ble tilbakeholdelsen i brønnen øket med opptil 100 %.

En annen rapport i 2002 foreslår at anvendelse av formuleringer for mikroemulsjonsbaserte skallavsetningsinhibitorer kan øke tilbakeholdelsen av skallavsetningsinhibitoren. Det er trodd at anvendelse av slike emulsjoner øker behandlingens levetid ved den blandbare forskyvningen av organisk materiale fra formasjonsoverflåtene for derved å øke overflatearealet som er tilgjengelig for adsorpsjon av skallavsetningsinhibitor. Denne tilnærming har den fordelen at den er meget enkel, men mikroemulsjoner er relativt kostbare sammenlignet med inhibitorbehandlinger.

Følgelig er det fremdeles et behov for alternative fremgangsmåter til å øke tilbakeholdelsen av skallavsetningsinhibitorene i oljebrønner, og særlig for fremgangsmåter som utvider virkningen av en trykkbehandling. I tillegg bør fremgangsmåten ikke ødelegge formasjonen (f.eks. signifikant redusere permeabiliteten) og på grunn av øket omtanke for omgivelsene bør de anvendte kjemikaliene utvise gode biodegraderbarhetsegenskaper med lav toksisitet og lav bi oakkumul ering.

Det er nå blitt funnet at visse polymerer dannet fra et diallylammoniumsalt er særlig egnet for anvendelse i en fremgangsmåte til å øke tilbakeholdelsen av skallavsetningsinhibitorene i en underjordisk formasjon, særlig når de appliseres som en trykkbehandling.

Således, sett fra ett aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte til å øke tilbakeholdelsen av en skallavsetningsinhibitor i et hydrokarbonproduserende system (f.eks. en underjordisk formasjon), hvor nevnte fremgangsmåte omfatter å bringe nevnte system i kontakt med en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt og hvor nevnte skallavsetningsinhibitor, hvori nevnte polymer dannet fra diallylammoniumsalt har en molekylvekt på mellom 50000 og 2000000. (f.eks. en molekylvekt fra 55000-2000000).

I en foretrukket utforming av fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatter nevnte fremgangsmåte pressbehandling av nevnte system med nevnte polymer og nevnte skallavsetningsinhibitor som definert tidligere.

Sett fra et annet aspekt tilveiebringer oppfinnelsen anvendelse av en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som definert tidligere for å øke tilbakeholdelsen av en skallavsetningsinhibitor i et hydrokarbonproduserende system (f.eks. en underjordisk formasjon).

Sett fra et ytterligere aspekt tilveiebringer oppfinnelsen anvendelse av en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som beskrevet tidligere til fremstilling av en behandlingssammensetning som omfatter nevnte diallylammoniumsalt og eventuelt en skallavsetningsinhibitor for å øke tilbakeholdelsen av en skallavsetningsinhibitor i et hydrokarbonproduserende system (f.eks. en underjordisk formasjon).

Sett fra enda et ytterligere aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetning som omfatter en bærervæske, en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som beskrevet tidligere og eventuelt en skallavsetningsinhibitor. Sett fra enda et annet aspekt tilveiebringer oppfinnelsen et sett for å øke tilbakeholdelsen av en skallavsetningsinhibitor i et hydrokarbonproduserende system (f.eks. en underjordisk formasjon), hvor nevnte sett omfatter en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som definert tidligere og separat en skallavsetningsinhibitor.

Som brukt heri er betegnelsen "skall" ment å omfatte ethvert bunnfall som kan dannes i et hydrokarbon (dvs. olje eller gass) produserende system. I hydrokarbonproduserende systemer inkluderer typiske eksempler på skallavsetning sulfat og karbonatsalter av gruppe I og gruppe II metaller, f.eks. BaSCM, SrSCM. CaS04og CaCCh.

Betegnelsen "hydrokarbonproduserende system" blir brukt heri for å betegne den underjordiske formasjonen (f.eks. bergart) fra hvilke hydrokarbon blir ekstrahert så vel som utstyret brukt i ekstraksjonsprosessen. Formasjonen kan være en olje- eller gassbrønn, skjønt fremgangsmåten er spesielt egnet for behandling av oljebrønner. Utstyret inkluderer både underoverflate- og overflateutstyr (f.eks. slanger, rør, pumper, ventiler, dyser, lagringsbeholdere, nettinger, etc). I et foretrukket aspekt av foreliggende oppfinnelse blir skallavsetning og hydrokarbonekstraksjonsutstyr inhibert eller forhindret for en øket tidsperiode sammenlignet med behandling med skallavsetningsinhibitor alene.

Betegnelsen "press- eller trykkbehandling" blir brukt heri for å angi en behandling hvori et behandlingsmiddel blir innført i formasjonen og lukket inne i minst 1 time før brønnen settes tilbake i produksjon. I en foretrukket pressbehandling blir en overskylling anvendt etter innføringen av behandlingsmidlet for å skyve midlet inn i formasjonen.

Betegnelsen "molekylvekt" brukt heri i relasjon til polymerer for å referere til deres tallgjennomsnittelige molekylvekt som bestemt, f.eks., ved

gelgj ennomtrengningskromatografi.

Frasen "polymer dannet fra diallylammoniumsalt" blir brukt heri for å angi polymerer som består essensielt av monomerer som er diallylammoniumsalter. Typiske polymerer for anvendelse i oppfinnelsen vil omfatte minst 90 %, fortrinnsvis minst 95 %, enda mer fortrinnsvis minst 99 % regnet på vekten av monomerer som er diallylammoniumsalter.

Diallylammoniumsalter som er egnet for anvendelse i foreliggende oppfinnelse inkluderer forbindelse med formel (I):

(hvori

R<1>og R<2>hver er uavhengig hydrogen eller eventuelt substituerte organiske radikaler som har fra 1-20 karbonatomer, fortrinnsvis fra 1-12 karbonatomer, f.eks. 1-6 karbonatomer;

hver R er uavhengig valgt fra hydrogen og organiske radikaler som har fra 1-20 karbonatomer, f.eks. 1-6 karbonatomer; og

X er et motion som eventuelt kan være kovalent bundet til enten R<1>eller R<2>).

Foretrukne monomerer med formel (I) er de hvori hver R er et hydrogenatom eller et substituert eller usubstituert, fortrinnsvis usubstituert, alkyl, alkenyl eller arylgruppe. Særlig foretrukket er hver R et hydrogenatom eller en alkylgruppe (f.eks. metyl eller etyl). Skjønt hver R kan være forskjellig er i foretrukne monomerer med formel (I) hver R den samme. Enda mer foretrukket er hver R et hydrogenatom.

I formel (I) er X fortrinnsvis sulfat, fosfat eller et halogenid, særlig klorid.

I særlig foretrukne monomerer med formel (I), er X ikke kovalent bundet verken til R<1>eller R2 (dvs. den står som et separat eller fritt motion). I disse monomerer er R<1>og R<2>hver uavhengig en substituert eller usubstituert, fortrinnsvis usubstituert, alkyl-, alkenyl- eller arylgruppe. Særlig foretrukket er R<1>og R2 hver uavhengig en alkylgruppe, særlig en usubstituert alkylgruppe. Foretrukne alkylgrupper har fra 1-8 karbonatomer, f.eks. Ci-6. Representative eksempler på foretrukne alkylgrupper inkluderer metyl, etyl, propyl, butyl og pentyl. Metyl er særlig foretrukket. Skjønt R<1>og R<2>kan være forskjellige er de i foretrukne monomerer med formel (I), de samme (f.eks.R<1>ogR<2>er begge metyl).

I formel (I) kan X være kovalent koblet til enten R<1>eller R<2>. Strukturen til en monomer av denne type hvori X er koblet til R2 er vist nedenfor i formel (Ia):

(hvori

R, R<1>, R2 og X er som tidligere definert).

I de monomerer hvor X er kovalent bundet til R<1>eller R<2>(f.eks. i monomerer med formel (Ia)), er R<1>/R<2->gruppen som den er bundet til fortrinnsvis en usubstituert alkyl-, alkenyl- eller arylgruppe. Særlig foretrukket er R<1>/R<2->gruppen som X er bundet til en alkylgruppe (f.eks. en Ci-8alkylgruppe, mer fortrinnsvis en Ci-4alkylgruppe). Etyl(-CH2CH2-) er særlig foretrukket. Den gjenværende R<1>/R<2->gruppe

(dvs. R<2>når X er bundet til R<1>og vice versa) er fortrinnsvis som definert over for R<1>og R<2>når X ikke er kovalent bundet til den monomere struktur.

Polymerer for anvendelse i oppfinnelsen kan omfatte én eller flere (f.eks. to eller tre, fortrinnsvis to) forskjellige monomerer med formel (I). Fortrinnsvis består polymerene imidlertid av én monomer med formel (I) (dvs. foretrukne polymerer er homopolymerer).

Særlig foretrukne polymerer for anvendelse i oppfinnelsen er dannet fra diallyldimetylammoniumklorid (DADMAC). DADMAC er kommersielt tilgjengelig fra Chengdu Cation Chemistry Company, Kina. En homopolymer av DADMAC er fremdeles ytterligere foretrukket.

Polymerer for anvendelse i oppfinnelsen har en molekylvekt på mellom 50000 og 2000000, mer fortrinnsvis en molekylvekt fra 55000-2000000, enda mer fortrinnsvis en molekylvekt fra 100000-1500000, enda mer fortrinnsvis en molekylvekt fra 500000-1000000, f.eks. en molekylvekt på 800000-900000. Det har overraskende blitt funnet at disse polymerer tilveiebringer mye større tilbakeholdelse av skallavsetningsinhibitor i underjordiske formasjoner enn tilsvarende polymerer som har lavere molekylvekt. En foretrukket fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen omfatter således et første trinn hvor en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som tidligere beskrevet som kan øke skallavsetningsinhibitortilbakeholdelse blir identifisert.

Uten at det er ønskelig å bli bundet til en teori er det tenkt at dette kan skyldes at polymerene med høyere molekylvekt fremmer dannelse av en gel eller bunnfall med skallavsetningsinhibitor i formasjonen som øker inhibitorens tilbakeholdelsestid. Således foretrukne polymerer og skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er de som danner et faststoff (f.eks. gel)

i det hydrokarbonproduserende system.

Polymerene for anvendelse i oppfinnelsen kan fremstilles ved enhver konvensjonell polymeriseringsprosedyre kjent på området (f.eks. bulkpolymerisering, løsningspolymerisering eller suspensjonspolymerisering). Løsningspolymerisering er foretrukket. De med kunnskap på området vil være klar over at egnede reaksjonsbetingelser så vel som egnede katalysatorer, polymeriseringsinitiatorer og kjedeoverføringsmidler. Foretrukne polymerer for bruk i oppfinnelsen inkluderer de som kan oppnås ved polymerisering (f.eks. ved løsningspolymerisering) av minst én monomer med formel (I).

Foretrukne polymerer for anvendelse i oppfinnelsen omfatter repeterende enheter representert ved formel (II) og/eller formel (III):

(hvori

R<1>, R2 og X er som tidligere definert; og

m er et helt tall fra 400-8000, fortrinnsvis 800-4000, mer fortrinnsvis 1500-2500).

Polymeriseringsreaksjonen kan involvere en intramolekylær-intermolekylær mekanisme som noen ganger kales for syklopolymerisering. I denne mekanismen kan en 5- eller 6-leddet ring dannes fra monomeren med formel (I) i polymeriseringsreaksjonen (ved en intramolekylær reaksjon). Ringen reagerer deretter med en ytterligere monomer i en intermolekylær reaksjon for å utvide lengden av polymerkjeden. Ytterligere intramolekylære og intermolekylære reaksjoner kan deretter skje.

Under det intramolekylære reaksjonstrinn ved polymeriseringen, kan den nye binding dannes mellom det terminale karbonatom i én allylgruppe (f.eks. ved =N-CR2-CR=CR2) og det sentrale karbonatom i den andre allylgruppe (dvs. ved =N-CR2-CR=CR2). Denne reaksjonen gir en 6-leddet ring (dvs. danner en repeterende enhet med formel (III)). Alternativt kan den nye binding dannes mellom det sentrale karbonatomet i begge allylgrupper. Reaksjonen gir en 5-leddet ring (dvs. danner en repeterende enhet med forell (II)).

Polymerene for anvendelse i oppfinnelsen kan omfatte ethvert forhold av repeterende enheter med formel (II) og (III). F.eks. kan forholdet mellom (II):(III) være i området 99:1 til 1:99. Mer fortrinnsvis kan forholdet mellom (II):(III) være i området 98:2 til 50:50, f.eks. minst 95:5. Enda mer foretrukket er polymeren for anvendelse i oppfinnelsen hovedsakelig fri for repeterende enheter med formel (III)

(f.eks. omfatter polymeren mindre enn 2 vekt% repeterende enheter med formel (III)). Polymerer som består essensielt av repeterende enheter vist i formel (II) er særlig foretrukket.

Fortrinnsvis er polymerene for anvendelse i foreliggende oppfinnelse hovedsakelig lineære. F.eks. er det foretrukket at mindre enn 10 %, mer fortrinnsvis mindre enn 5 % tverrbinding er til stede. Enda mer foretrukket er polymerene for anvendelse i foreliggende oppfinnelse vannløselige.

Foretrukne polymerer for anvendelse i oppfinnelsen er også de med én eller flere uorganiske endegrupper. Med en "endegruppe" er det ment en ikke-monomer gruppe som er lokalisert på en ende av den polymere kjeden og er kovalent festet til den tilstøtende monomer. Representative eksempler på foretrukne uorganiske endegrupper inkluderer -SCmH, -SO3H, -H2PO3, -H2PO4og salter derav. Ytterligere foretrukne endegrupper inkluderer anioniske derivater av de overnevnte grupper (f.eks. -SO4", -SO3", -HPO3"og -HPO4"). Slike endegrupper kan tilveiebringes ved anvendelse av egnede kjedeoverføringsmidler og/eller initiatorer under polymeriseringen. Polymerer for anvendelse i oppfinnelsen kan ha én eller flere (f.eks. én eller to) endegrupper.

Polymerisering til å fremstille polymerer for anvendelse i oppfinnelsen er fortrinnsvis utført i løsning. Enda mer foretrukket blir polymeriseringen utført i vann. pH i polymeriseringsmediet er fortrinnsvis 4-7, enda mer fortrinnsvis 5-6,5. Hvis nødvendig kan pH i mediet justeres ved tilsetting av en nøytraliserende løsning (f.eks. NaOH (vandig)).

En initiator vil typisk anvendes for å starte polymeriseringen. Enhver vannløselig initiator kan anvendes for denne hensikt, f.eks. hydrogenperoksid, dialkylperoksider, persulfater og azoforbindelser. Natriumpersulfat er en foretrukket initiator. Initiatorer blir generelt brukt i en mengde på 0,1-10 vekt% av den totale vekt av monomerer, mer fortrinnsvis 0,5-5 vekt% av den totale vekt av monomerer, f.eks. ca. 1-2 vekt% av den totale vekt til monomerer.

I en foretrukket polymeriseringsfremgangsmåte blir kjedeoverføringsmiddel også anvendt. Ethvert konvensjonelt kjedeoverføringsmiddel kan utnyttes, skjønt hypofosforsyre og salter derav er foretrukket. Hypofosforsyre og salter derav kan fordelaktig tilveiebringe polymerer som har endegrupper som definert tidligere. Kjedeoverføringsmidlet blir typisk brukt i en mengde på 1-20 vekt% av den totale vekt av monomerer, mer fortrinnsvis 2-10 vekt% av den totale vekt av monomerer.

Polymeriseringsreaksjonen vil typisk utføres ved en temperatur på 60-120°C, fortrinnsvis 80-110°C, f.eks. ca. 100°C. Generelt skjer polymeriseringen i 1-4 timer, f.eks. ca. 2-3 timer.

Således, i en typisk polymeriseringsfremgangsmåte blir monomerer (f.eks. DADMAC) oppløst i vann og oppvarmet til 60-100°C. Initiator og kjedeoverføringsmiddel, begge oppløst i vann, blir tilsatt og temperaturen blir øket inntil tilbakeløp skjer. Generelt vil polymerisering skje i ca. 2 timer. Polymeren kan deretter isoleres ved konvensjonelle teknikker.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan anvende enhver konvensjonell skallavsetningsinhibitor. Som brukt heri betyr betegnelsen

"skallavsetningsinhibitor" ethvert stoff som inhiberer eller forhindrer deponering av skalavsetninger i et hydrokarbonproduserende system. Skallavsetningsinhibitorer er velkjent for de med kunnskap på området og inkluderer f.eks. fosfonater, fosfatestere og polymerer som omfatter fosfonat, sulfat og karboksylatgrupper. Representative eksempler på spesifikke skallavsetningsinhibitorer som kan anvendes i fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse inkluderer heksametylendiamintetrakis (metylenfosfonsyre), dietylendiamintetra (metylenfosfonsyre), dietylentriaminpenta (metylenfosfonsyre), poly akryl syre (PAA), fosfinkarboksylsyre (PPCA), diglykolaminfosfonat (DGA-fosfonat), 1-hydroksyetyliden 1,1-difosfonat (HEDP-fosfonat), bisaminoetyleterfosfonat (BAEE-fosfonat) og 2-akrylamideo-2-metyl-l-propansulfonsyre (AMPS).

Fortrinnsvis omfatter skallavsetningsinhibitoren for anvendelse i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen minst én anionisk gruppe, f.eks. en karboksylatgruppe. Med en karboksylatgruppe er det ment en gruppe -COO"Z<+>hvori Z er et motion, fortrinnsvis hydrogen eller et metallatom (f.eks. en gruppe I eller II metallatom).

Særlig foretrukne skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i oppfinnelsen er polymerer. Polymere skallavsetningsinhibitorer kan fremstilles ved enhver konvensjonell polymeriseringsfremgangsmåte eller kan være kommersielt tilgjengelig, f.eks. fra Champion Technologies Ltd. Enda mer foretrukket er skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i oppfinnelsen polymere og omfatter minst én anionisk gruppe.

Skallavsetningsinhibitorer er fortrinnsvis en polymer dannet fra en anionisk monomer. Med en "anionisk monomer" er det ment en monomer som bærer en gruppe som er i stand til å tilveiebringe en negativ ladning på den resulterende polymerkjede. Foretrukne anioniske monomerer bærer minst én karboksylatgruppe.

Polymere skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i foreliggende oppfinnelse er fortrinnsvis dannet fra monomerer med formel (IV):

(hvori

R<3>er -CO2Z, -SO3Z, -PO3Z2eller en alkyl- eller arylgruppe (f.eks. en Ci-10-alkyl-eller arylgruppe) substituert med minst én (f.eks. én) -CO2Z-, -SO3Z- eller -PO3Z2-gruppe i hvilken Z er et hydrogenatom eller et univalent metallatom;

R<4>, R<5>og R<6>er hver uavhengig hydrogen, en eventuelt substituert alkyl- eller arylgruppe som har fra 1-6 karbonatomer eller en gruppe R3 som tidligere definert.

I foretrukne monomerer med formel (IV), er R<3>-CO2Z, en alkylgruppe (f.eks. C1-3-alkyl) substituert med minst én (f.eks. én) -CChZ-gruppe eller en arylgruppe (f.eks. en fenylgruppe) substituert med minst én (f.eks. én) -CChZ-gruppe. Særlig foretrukne monomerer R<3>er -CO2Z. I ytterligere foretrukne monomerer med formel (IV) er gruppen Z hydrogen eller et gruppe I eller II metallatom (f.eks. natrium eller kalium).

Foretrukne monomerer med formel (IV) er også de hvori R<4>er et hydrogenatom eller en substituert eller usubstituert, fortrinnsvis usubstituert alkylgruppe. Særlig foretrukket er R<4>hydrogen eller en Ci-3-alkylgruppe (f.eks. metyl). Enda mer foretrukket er R<4>hydrogen.

I ytterligere foretrukne monomerer med formel (IV) er R<5>og R<6>uavhengig hydrogen, -CO2Z, en alkylgruppe (f.eks. Ci-3-alkyl) substituert med minst én (f.eks. én) -CChZ-gruppe eller en arylgruppe (f.eks. en fenylgruppe) substituert med en -CChZ-gruppe hvori Z er som tidligere definert. Skjønt R<5>og R<6>kan være forskjellige vil de i foretrukne monomerer med formel (II) være de samme. Enda mer foretrukket er R<5>og R<6>begge hydrogenatomer.

Foretrukne monomerer er de med formel (IVa).

Særlig foretrukne skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i foreliggende oppfinnelse er polymerer som omfatter et anionisk monomer valgt fra akrylsyre, metakrylsyre, vinylsulfonsyre, vinylfosfonsyre, maleinsyreanhydrid, itakonsyre, krotoksyre, maleinsyre, fumarsyre eller styrensulfonsyre. Særlig foretrukne skallavsetningsinhibitorer er dannet fra anioniske monomerer valgt fra akrylsyre, metakrylsyre, maleinanhydrid, itakonsyre, krotonsyre og maleinsyre, særlig akrylsyre. Slike monomerer er kommersielt tilgjengelige, f.eks. fra Aldrich Chemical Company Inc.

Særlig foretrukne skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i foreliggende oppfinnelse omfatter en kopolymer dannet fra et diallylammoniumsalt (f.eks. diallyldimetylammoniumklorid) og minst én anionisk monomer som tidligere beskrevet. Representative eksempler på skallavsetningsinhibitorer av denne type er beskrevet i WO 2007/015090 til Champion Technologies Ltd. og WO 2007/080417 til Champion Technologies Ltd. og Sichuan Sanyuan Chem Limited, Corporation. Representative eksempler på kommersielt tilgjengelige skallavsetningsinhibitorer som er egnet for anvendelse i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen inkluderer Gyptron SA1820, Gyptron SA1400, Gyptron SA1470, Gyptron SAU 10, Gyptron SA 1460 og Gyptron SA1910 (alle tilgjengelig fra Champion Technologies Ltd.).

Mens det ikke er ønskelig å bli bundet av en teori, er det ment at anvendelse av en polymer dannet fra et diallylammoniumsalt som har en molekylvekt på større enn 50000 (f.eks. en molekylvekt på 50000-2000000) sammen med en skallavsetningsinhibitor, spesielt en skallavsetningsinhibitor som omfatter minst én karboksylatgruppe, øker tilbakeholdelsen av skallavsetningsinhibitoren i en hydrokarbonformasjon ved en ny mekanisme. Denne mekanismen kan involvere en kombinasjon av virkninger, inkludert modifisering av formasjonsoverflaten for å styrke adsorpsjon dertil og utfelling. Det er ment at når polymerer dannet fra et diallylammoniumsalt som tidligere definert blir kombinert med skallavsetningsinhibitorer, og særlig skallavsetningsinhibitorer som omfatter en karboksylatgruppe, dannes et faststoff (f.eks. gel). Denne gel virker som et bunnfall ved at den lett kan holdes tilbake i en hydrokarbonbrønn. Reaksjonen til å danne faststoffet (f.eks. gelen) er imidlertid ment å være reversibel. Således, hvis pH, temperatur, skallavsetningsinhibitorkonsentrasjon og liknende forandres, vil faststoffet oppløses og skallavsetningsinhibitorene vil frigjøres for å vende tilbake til overflaten. Den reversible dannelsen av et faststoff (f.eks. gel) fra polymeren dannet fra diallylammoniumsalter og en skallavsetningsinhibitor kan derfor tilveiebringe nøkkelen for å forsterke inhibitortilbakeholdelse. Slike geler har bare blitt funnet å bli dannet fra polymerer av diallylammoniumsalter som heri definert med høy molekylvekt.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er derfor forskjellig fra de i kjent teknikk som anvender relativt lavmolekylvekt poly(kvaternæramin)salter i de tidligere fremgangsmåter baserer seg bare på adsorpsjon av aminet til bergarten for å forbedre tilbakeholdelse av skallavsetningsinhibitor. Den er også forskjellig fra den kjente teknikken ved å anvende Ca<2+>siden polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt i seg selv kan adsorberes på en bergartoverflate, fortrinnsvis i et forbehandlingstrinn. Således er en ytterligere fordel med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen at polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt kan preinjiseres etterfulgt av en injeksjon av en skallavsetningsinhibitor. Dette reduserer eller forhindrer formasjonsskade (f.eks. tap i permeabilitet).

Polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt for anvendelse i oppfinnelsen blir fortrinnsvis applisert som en løsning eller dispersjon (f.eks. en løsning) i en flytende bærer. Den flytende bærer kan være vandig eller ikke-vandig. Egnede ikke-vandige bærere inkluderer alkanoler, særlig polyoler (f.eks. en glykol). Særlig foretrukne glykoler inkluderer de med formel (CH2)n(OH)2hvori n er 2-6 (f.eks. etylenglykol). Enda mer foretrukket er den flytende bærer vann (f.eks. sjøvann). Når den flytende bærer er vandig er det foretrukket at løsningen eller dispersjonen av polymer dannet fra et diallylammoniumsalt i bærervæske har en pH mindre enn 7. Fortrinnsvis er pH til kopolymerløsning/dispersjon 1-7, mer fortrinnsvis 3-6, f.eks. ca. 4-6. Særlig foretrukket er pH i kopolymerløsningen/dispersjonen ca. 1-5, f.eks. 2-4 eller ca. 3.

Konsentrasjonen av polymer dannet fra et diallylammoniumsalt i bærervæsken vil være en mengde effektiv til å øke skallavsetningsinhibitortilbakeholdelse og vil lett bestemmes av de med kunnskap på området. Typisk vil imidlertid polymeren være tilstede i den flytende bærer i en konsentrasjon på 0,01-30 vekt%, fortrinnsvis 1-10 vekt%, mer fortrinnsvis 5-10 vekt%, f.eks. ca. 5-7 vekt%.

Skallavsetningsinhibitorer for anvendelse i oppfinnelsen blir også fortrinnsvis applisert som en løsning eller dispersjon (f.eks. en løsning) i en flytende bærer. Den flytende bærer kan være vandig eller ikke-vandig. Egnede ikke-vandige bærere inkluderer alkanoler, særlig polyoler (f.eks. en glykol). Særlig foretrukne glykoler inkluderer de med formelen (CH2)n(OH)2hvori n er lik 2-6 (f.eks. etylenglykol). Enda mer fortrinnsvis er den flytende bærer vandig (f.eks. sjøvann).

Når den flytende bærer er vandig er det foretrukket at løsningen eller dispersjonen av skallavsetningsinhibitor i bærervæsken har en pH mindre enn 7. Fortrinnsvis er pHtil skallavsetningsinhibitorløsning/dispersjon 1-6, mer fortrinnsvis 1-3, f.eks. ca. 2-3. Lave pH-verdier (f.eks. pH 1-3) er foretrukket idet dette har blitt funnet å fremme reaksjonen mellom polymerer dannet fra diallylammoniumsalter og skallavsetningsinhibitor, særlig de som inneholder en karboksylatgruppe, til å danne et faststoff (f.eks. gel). Som nevnt over øker dannelsen av dette faststoffet (f.eks. gel) signifikant tilbakeholdelsestiden for skallavsetningsinhibitor i formasjonen idet den først må oppløses tilbake i formasjonsvannet for å returnere til overflaten. Oppløsning av skallinhibitor i formasjonsvann kan skje på grunn av naturlig forandring i betingelser og/eller kan innføres ved å innføre en høy pH-løsning (f.eks. pH > 5) i brønnen.

Konsentrasjonen av skallavsetningsinhibitor i bærervæsken vil være en mengde som er effektiv til å inhibere skallavsetningsdannelse og vil lett kunne bestemmes av de med kunnskap på området. Typisk vil imidlertid skallavsetningsinhibitoren være tilstede i væskebæreren eller den flytende bærer i konsentrasjoner på 0,05-50 vekt%, fortrinnsvis 0,1-30 vekt%, mer fortrinnsvis 1-20 vekt%, f.eks. ca. 5-10 vekt%.

Polymeren dannet fra diallylammoniumsalt og skallavsetningsinhibitoren blir fortrinnsvis formulert i separate flytende bærere. I dette tilfellet kan polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt injiseres før, under eller etter injeksjon av skallavsetningsinhibitor. Fortrinnsvis blir imidlertid det hydrokarbonproduserende system brakt i kontakt med nevnte polymer dannet fra et diallylammoniumsalt i et første trinn og med nevnte skallavsetningsinhibitor i et andre trinn. I dette tilfellet kan polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt være innelukket for en tidsperiode for å øke adsorpsjonen til formasjonen før innføring av skallavsetningsinhibitoren. Typiske innelukkingstider er 1-24 timer, mer fortrinnsvis 2-12 timer, f.eks. ca. 4 timer.

Alternativt kan polymeren dannet fra et diallylammoniumsalt og skallavsetningsinhibitoren være til stede sammen i en flytende bærer. I dette tilfellet blir forbindelsene injisert samtidig. Således, i en alternativ fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen blir hydrokarbonsystemet brakt i kontakt med nevnte polymer dannet fra et diallylammoniumsalt og nevnte skallavsetningsinhibitor i et enkelt trinn. Denne fremgangsmåten har fordelen av at den er enkel og med mindre tidsforbruk.

Bærervæskene kan tilveiebringe inhibitorkonsentrasjoner i fluidene presentert i en hydrokarbonformasjon som er den minimale verdi krevet for å forhindre uorganisk skallavsetningsdannelse (f.eks. minst 1 ppm (volum), mer fortrinnsvis minst 5 ppm (volum) eller 20 ppm (volum)). Representative eksempler på inhibitorkonsentrasjoner i fluidene i en formasjon er fra 1-10000 ppm (volum), mer fortrinnsvis 10-5000 ppm (volum), enda mer fortrinnsvis 20-1000 ppm (volum), f.eks. ca. 50 ppm (volum). Mer fortrinnsvis tilveiebringer bærervæsken en inhibitorkonsentrasjon i fluidene i en formasjon på 1-50 ppm (volum), enda mer fortrinnsvis 1-10 ppm (volum), f.eks. ca. 5 ppm (volum).

De flyende bærere kan også inneholde andre tilsetninger kjent på området for anvendelse i brønnbehandling. Slike tilsetninger inkluderer surfaktanter, fortykningsmidler, avledningsmidler, korrosjonsinhibitorer, pH-buffere og katalysatorer. Fortrinnsvis består de flytende bærere essensielt av en polymer som tidligere definert og en skallavsetningsinhibitor.

En særlig foretrukket hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetning omfatter en bærervæske, en homopolymer formet fra et diallylammoniumsalt som har en molekylvekt på større enn 50000 (f.eks. en molekylvekt på 55000-2000000) og en skallavsetningsinhibitor, hvori konsentrasjonen av nevnte polymer er 1-10 vekt%. Denne sammensetningen danner et ytterligere aspekt av oppfinnelsen.

Mengden av behandlingssammensetning(er) som skal anvendes for å inhibere skallavsetningsdannelse vil variere betydelig avhengig av faktorer så som typen av polymeren dannet fra diallylammoniumsalter brukt, typen av skallavsetningsinhibitor, typen av formasjon (f.eks. nivåer av Ba, Sr og Ca tilstede) osv. Den egnede mengde av polymer dannet fra diallylammoniumsalter vil lett kunne bestemmes av de med kunnskap på området. Typisk kan imidlertid en polymer anvendes med en 5 % behandlingsløsning i en mengde i området fra 0,01-5 tonn/m<3>av formasjon som skal behandles, mer fortrinnsvis fra 0,01-0,03 tonn/m<3>. På samme måte vil den egnede mengde av skallavsetningsinhibitorer lett bestemmes av de med kunnskap på området. Typisk kan imidlertid en skallavsetningsinhibitor anvendes med en 10 % behandlingsløsning i en mengde i området fra 0,01-5 tonn/m<3>formasjon som skal behandles, mer fortrinnsvis fra 0,02-0,01 tonn/m<3>.

Behandlingsfremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse kan anvendes på et hydrokarbonproduserende system på ethvert trinn, f.eks. før og/eller etter hydrokarbonproduksjon. Behandling i henhold til oppfinnelsen kan også repeteres så mange ganger som nødvendig.

Behandling i henhold til fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse kan utføres i henhold til enhver teknikk som er konvensjonell på området og ethvert egnet utstyr kan anvendes for å tilføre behandlingssammensetningen til det hydrokarbonproduserende system. F.eks. kan oksehode eller spiralslange anvendes. Således kan behandlingssammensetningen innføres i et brønnhull ved f.eks. injeksjon under trykk som er tilstrekkelig til å penetrere formasjonen og utstyret som er tilstede deri. En foretrukket fremgangsmåte for å innføre kopolymeren som er beskrevet tidligere i et hydrokarbonproduserende system er en "press"-behandling.

Skjønt fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan utføres på et hydrokarbonproduserende system (f.eks. en underjordisk formasjon) uten noe forskylling, er det foretrukket å behandle formasjonen med en forskyllingssammensetning før behandling med polymeren beskrevet heri. Hensikten med forskylling kan f.eks. være å fukte overflaten av formasjonen (f.eks. hvis formasjonen er oljerik) for å hjelpe til med tilbakeholdelse av polymeren beskrevet heri. Preskyllingssammensetning kan derfor inkludere en surfaktant.

En etterskylling eller overskyllingssammensetning kan også eventuelt anvendes i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. En etterskylling blir typisk gjort etter tilsetting av polymeren og skallavsetningsinhibitoren beskrevet heri. Den tjener til å forskyve enhver polymer/skallavsetningsinhibitor som ikke blir absorbert på overflaten til formasjonen ut av brønnhullet. Enhver egnet vandig eller ikke-vandig, fortrinnsvis vandig, væske kan anvendes.

Behandlingstider vil avhengig av et antall faktorer inkludert typen av polymeren brukt, typen av formasjon og nivået for skallavsetning som ellers ville skje. Egnede tider vil lett kunne bestemmes av de med kunnskap på området.

Denne oppfinnelsen vil nå ytterligere beskrives ved hjelp av følgende ikke-begrensende eksempler og figurer hvori: Fig. 1 er et skjema av utstyret brukt for dynamisk løkketesting; Fig. 2 viser skallavsetningsinhibitortilbakevendingsprofiler for en behandling i henhold til fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen sammenlignet med en behandling hvori en polymer dannet fra diallylammoniumsalt som beskrevet tidligere ikke blir anvendt; Fig. 3 viser skallavsetningsinhibitortilbakevendingsprofiler for en oljebrønn behandlet i henhold til fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen; og Fig. 4 viser ionesporanalyse av oljebrønnen behandlet i henhold til fremgangsmåten i oppfinnelsen.

EKSEMPLER

Eksemplene ble utført ved å bruke følgende materialer med mindre noe annet er angitt:

Saltløsning: 6 % NaCl-saltløsning og formasjonssaltløsning. Kjemien til formasjonssaltløsningen er vist i tabell 1 nedenfor:

Kjemikalier: Inhibitoren brukt er Gyptron<®>SA 1820, kommersielt tilgjengelig fra Champion Technologies Ltd. Det er en polymer som bærer karboksylatgrupper.

Tilsetningen brukt er homopolymer av DADMAC som har en molekylvekt på ca. 600000.

Bergartsubstrat: Kjernemateriale brukt var fra Muninsand i Draupneformasjonen.

Tester

Dynamiske løkketester

Den dynamiske løkketesten er konstruert for å evaluere evnen til en inhibitor til å forsinke kjernedannelsen og vekst av skallavsetninger på en preskallavsatt metalloverflate over en tidsperiode. Alle testene ble utført med blandede saltløsninger, dvs. 50:50 NaCl-saltløsning, formasjonssaltløsning (se tabell 1). Testbetingelsene ble konstruert for å representere et ekstremt tilfelle av bariumsulfatskallavsetning.

Et skjematisk oppsett av utstyret anvendt er presentert i fig. 1. Dannelse av skallavsetning i skalløkken ble boret ved å måle de forskjellige trykkforandringene over løkken som en funksjon av tid. Skallavsetningsinhibitorer er konstruert til å forhindre adhesjon og vekst av skallavsetninger i skallavsetningsløkken og således forhindre en økning i differensial trykket ved en spesiell konsentrasjon. Den minimale konsentrasjonen som er nødvendig for å forhindre en økning i trykket over 1 psi over en 3 timers periode er kalt minimum inhibitor konsentrasjon (MIC).

Testbetingelsene var som angitt nedenfor:

Den laveste inhibitorkonsentrasjonen for å inhibere skallavsetningsdannelse i tre timer ble funnet å være 10 ppm. Den dynamiske løkketesten viser at inhibitoren er en effektiv skallavsetningsinhibitor.

Adsorpsi on/ utfellingsbegertester

Kjernematerialet ble knust og siktet til mindre enn 2 mm i størrelse, deretter tørket. Det ble deretter overført i 100 ml krukker. Adsorpsjonstesten ble utført som følger: 1. En løsning av tilsetning (10 vekt%) i en NaCl-saltløsning ble fremstilt og to løsninger av skallavsetningsinhibitor (10000 ppm regnet på vekt) i NaCl-saltløsning ble fremstilt. 2. pH i tilsetningsløsningen ble justert til 3, og pH i inhibitorløsningen ble justert til henholdsvis 3 og 5. 3. Tilsetningsløsningen (32 ml) ble tilsatt hver krukke som inneholdt knust kjernemateriale og krukkene ble oppvarmet til 85°C. 4. Etter 5 timer ble 25 ml av hver av supernatantene erstattet med skallavsetningsinhibitorløsninger. 5. Etter 24 timer ble innholdene i krukkene visuelt analysert og inhibitorkonsentrasjonen i supernatanten analysert.

Testen ble også gjentatt uten trinnet å tilsette tilsetningsløsning. I denne testen ble 6 % NaCl-saltløsning justert til pH 3, tilsatt i trinn 2.

Resultatene er vist i tabell 2 nedenfor:

Resultatene viser at tilbakeholdelse på bergartoverflaten ble signifikant øket i nærvær av tilsetningen, spesielt ved pH 3. Observasjonen av tåke i supernatanten i krukken som inneholdt tilsetning ved pH 3 antyder at utfelling mellom tilsetningen og skallavsetningsinhibitoren hadde skjedd.

Kj erneoversvømmelsestester

Kjerneoversvømmelsestester ble konstruert for å evaluere

inhibitortilbakevendingsprofiler og om noe skade kan forårsakes på formasjonen. Kjerneoversvømmelsesprosedyren ble utført som følger:

1. Injeksjon av formasjonssaltløsning

2. Natten over råoljemetning og oppvarming til 98°C (denne temperatur ble opprettholdt gjennom testen) 3. Forbehandlingspermeabilitetsmåling på råolje (ved foroverstrøm, FF og revers strøm RF)

4. Forbehandling saltoppløsningsmetning

5. Forbehandling saltløsningspermeabilitetsmålinger i FF- og RF-retninger

6. Formasjonsvanninjeksjon i RF-retning

7. Forskyllingsinjeksjon (5 porevolumer av 10 % tilsetning i NaCl-saltløsning) i RF-retning

8. Stenging i 5 timer

9. Injeksjon av inhibitor (10 porevolumer med 5 % inhibitor i 6 % NaCl-saltløsning ved pH 3) i RF-retning

10. Stenging natten over

11. Oljeinjeksjon og permeabilitetsmåling for råolje i FF- og RF-retninger

12. Formasjonssaltløsningsinjeksjon i FF-retning i 5 dager

13. Saltløsningspermeabilitet målt i FF- og RF-retninger

14. Etterbehandlings råoljemetning

15. Etterbehandlings råoljepermeabilitet målt i FF- og RF-retninger.

Testen ble også gjentatt uten trinnet med å tilsette tilsetningsløsning. I denne testen ble 5 porevolumer av NaCl-saltløsning tilsatt i trinn 7 og en 10 % inhibitorløsning i 6 % NaCl ved pH 3 ble brukt i trinn 9.

Resultatene er vist i fig. 2. Som det kan ses fra fig. 2 er inhibitorkonsentrasjonen fremdeles over 30 ppm etter mer enn 500 porevolumer av etterskyllingssaltløsning når den ble brukt sammen med en tilsetning. Fig. 2 viser også klart at kjerneoversvømmelsesforbehandling med tilsetning gir en bedre tilbakeholdelsesprofil enn kjerneoversvømmelsen som ikke er behandlet med tilsetning. Videre viste permeabilitetsmålinger på kjernen behandlet med tilsetning og inhibitor at 93 % oljepermeabilitet ble opprettholdt.

Feltbehandlingstester

Et fall i produksjonsindeks og produksjon ble observert i en brønn etter gjennombrudd av sjøvann, noe som angir at skallavsetningsdeponering skjedde i arealet nær brønnboringen. En skallavsetningsoppløsningsbehandling ble utført etterfulgt av en pressbehandling i henhold til fremgangsmåten i oppfinnelsen ved å bruke følgende betingelser:

Forskylling: 10 m<3>2 % KC1 (for å hindre leiresvelling)

Forskylling 2: 60 m<3>10 % tilsetning i 6 % NaCl

Hovedpille: 220 m<3>5 % inhibitor i sjøvann

Overskylling: 200 m<3>(0,1 % inhibitor i sjøvann)

Stenging: 12 timer

Pressbehandlingene ble utført ved oksehodefremgangsmåten. Inhibitortilbakevendingsprofilen og ionedata for behandlingen er vist i henholdsvis fig. 3 og 4. Fig. 3 viser at behandlingen beskytter ca. 160000 m<3>av produsert vann uten tap av brønnproduktivitet. Ionespordata i fig. 4 viser klart virkningen av behandlingen; før behandling hadde konsentrasjonen av bariumion i produksjonsvannet falt til 2 mg/l (idet det var hovedsakelig deponert som skallavsetning) mens etter behandling økte den til over 10 mg/l. En konsentrasjon på 10 mg/l ble opprettholdt i minst 6 måneder.

Tilsetningene som ble brukt var homopolymerer av DADMAC som har molekyl vekter på ca. 50000, 500000 og 1000000.

Adsorpsionsbe<g>ertester

Kjernematerialet ble knust og siktet til mindre enn 2 mm i størrelse, og deretter tørket. Det ble deretter overført i 100 ml krukker. Adsorpsjonstesten ble utført som følger:

1. Seks løsninger (10 vekt%) av tilsetninger i NaCl-saltløsning ble fremstilt. Tilsetningene hadde molekylvekter på 50000, 500000 eller 1000000 som vist i tabell 3 nedenfor. To løsninger med skallavsetningsinhibitor (10000 ppm regnet på vekt) i NaCl-saltløsning ble også fremstilt. 2. pH i tilsetningsløsningen ble justert til 3 og pH i inhibitorløsningene ble justert til henholdsvis 3 og 5. 3. Tilsetningsløsning (32 ml) ble tilsatt hver krukke som inneholdt sand og krukkene ble oppvarmet til 85°C. 4. Etter 5 timer ble 25 ml av hver av supernatantene erstattet med skallavsetningsinhibitorløsninger. 5. Etter 24 timer ble innholdene av krukkene visuelt analysert og inhibitorkonsentrasjonen i supernatantene analysert.

Testen ble også gjentatt uten trinnet med å tilsette tilsetningsløsning. I denne testen ble 6 % NaCl-saltløsning justert til pH 3 tilsatt i trinn 2.

Resultatene er vist i tabell 3 nedenfor.

Resultatene viser at skallavsetningsinhibitortilbakeholdelse på bergartoverflaten ble signifikant øket i nærvær av tilsetningen, særlig når inhibitoren ble brukt ved pH 3. Tabell 3 viser også at tilbakeholdelse av skallavsetningsinhibitor generelt øker med økende molekylvekt for tilsetningen. Denne virkningen er sterkest når pH i skallavsetningsinhibitorløsningen ble juster til 3.

Tåkethet ble også observert i supernatanten i krukkene som inneholdt både tilsetning og inhibitor ved pH 3, noe som antyder at utfelling mellom tilsetningen og skallavsetningsinhibitoren skjedde.