NO342732B1 - Fremgangsmåte for å detektere sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon - Google Patents

Fremgangsmåte for å detektere sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon Download PDF

Info

Publication number
NO342732B1
NO342732B1 NO20110619A NO20110619A NO342732B1 NO 342732 B1 NO342732 B1 NO 342732B1 NO 20110619 A NO20110619 A NO 20110619A NO 20110619 A NO20110619 A NO 20110619A NO 342732 B1 NO342732 B1 NO 342732B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
compounds
trace
trifluoromethyl
benzoic acid
fluoro
Prior art date
Application number
NO20110619A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20110619A1 (no
Inventor
Hugues Preudhomme
Coralie Serres Piole
Annie Commarieu
Fabrice Aubertin
Original Assignee
Total Sa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Total Sa filed Critical Total Sa
Publication of NO20110619A1 publication Critical patent/NO20110619A1/no
Publication of NO342732B1 publication Critical patent/NO342732B1/no

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N30/62—Detectors specially adapted therefor
    • G01N30/72—Mass spectrometers
    • G01N30/7233—Mass spectrometers interfaced to liquid or supercritical fluid chromatograph
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/24—Earth materials
    • G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
    • G01N2030/8809—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample
    • G01N2030/884—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds
    • G01N2030/8854—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds involving hydrocarbons

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)

Abstract

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å undersøke en undergrunnsformasjon inneholdende hydrokarboner, omfattende: - injisere minst en sporforbindelse inn i undergrunnsformasjonen; - gjenvinne et fluid avledet fra undergrunnsformasjonen; - detektere sporforbindelsen i fluidet ved væskekromatografianalyse koplet med tandem massespektrometrianalyse, væskekromatografianalysen blir utført med en stasjonær fase satt sammen av partikler som har en gjennomsnittlig størrelse lik eller mindre enn 2,1 µm.

Description

FREMGANGSMÅTE FOR A DETEKTERE SPORFORBINDELSER FOR HYDROKARBONPRODUKSJON
OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for forbedret deteksjon av sporforbindelser injisert inn i en undergrunnsformasjon for hydrokarbonproduksjon, som er basert på analyse ved anvendelse av væskekromatografi med ultrahøy ytelse koplet med tandem
massespektrometrianalyse.
TEKNISK BAKGRUNN
For produksjonen av hydrokarboner som er i en undergrunnsformasjon, blir ofte mindre enn halvparten av de eksisterende hydrokarbonene utvunnet ved primærmidler dvs. ved anvendelse av det naturlige trykket av gassen eller væskene som er i undergrunnsformasjonen. For å fullføre primærutvinning kan sekundærutvinning utføres, hvor produksjon omfatter injeksjonen av vann, eventuelt med tilsats av syntetiske eller naturlige molekyler (polymerer, alkaliske stoffer, surfaktantforbindelser...).
For å optimalisere utvinningen av hydrokarboner er det mulig å utføre sporkampanjer av reservoaret. Spormidler tilsettes det injiserte fluidet (vann eller gass). Fluidet går gjennom reservoaret. Sporstoffene produseres sammen med det produserte fluidet (vann, gass). Måling av tiden som separerer injeksjonen av en sporforbindelse og dens ankomst ved produksjonspunktet tillater bestemmelsen, blant annet av det skannede volumet av reservoaret. Dette er av betydning når det skal vurderes forventede produksjonsrater og for bestemmelse av mengden av vann og/eller kjemiske additiver som skal injiseres inn i undergrunnsformasjonen.
Injeksjonen av en flerhet av sporforbindelser tillater utførelse av simultane analyser (f.eks. når flere injeksjonsbrønner brukes) eller av etterfølgende sporstoff reste r over tid. Endringene i mengden av forskjellige sporforbindelser gjenvunnet som en funksjon av tid eller av volumet av det produserte fluidet kan derfor brukes til å få en fullstendig kartlegging av strømmene i undergrunnsformasjonen, og f.eks. for å detektere strømningsavvik pga. trykkdifferensialer i undergrunnsformasjonen som kan forstyrre ytelsesnivåer.
Dokumenter US 5 246 860, WO 02/095189 og WO 2006/047478 tilveiebringer eksempler på fremgangsmåter for merking av injeksjonsfluider.
Nå for tiden er den fremgangsmåten som brukes mest gasskromatografi assosiert med massespektrometri (som eventuelt kan være tandem). Imidlertid er denne fremgangsmåten svært omstendelig å implementere. Spesielt, den krever en kompleks preparering av prøvene, med en kjemisk derivatisering av sporforbindelser som er nødvendig for å transformere de til gassform. Del av sporforbindelsene tapes ved dette trinnet. I tillegg er analysen i seg selv tidkrevende (omtrent 60 minutter).
Det er derfor et sant behov for å tilveiebringe en ny fremgangsmåte for deteksjon og analyse av sporforbindelser, som er enklere, raskere og som fortrinnsvis har mer eller mindre den samme effektiviteten som gjeldende fremgangsmåter, spesielt gasskromatografi koplet med massespektrometri.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Oppfinnelsen gjelder først en fremgangsmåte for å undersøke en undergrunnsformasjon som inneholder hydrokarboner, som omfatter: injisere minst en sporforbindelse inn i undergrunnsformasjonen;
gjenvinne et fluid avledet fra undergrunnsformasjonen;
detektere sporforbindelsen i fluidet ved væskekromatografianalyse koplet med tandem massespektrometri analyse, hvor analysen ved væskekromatografi utføres med en stasjonær fase satt sammen av partikler som har en gjennomsnittlig størrelse på 2,1 pm eller mindre.
Ifølge en utførelse omfatter fremgangsmåten injeksjonen av en flerhet av forskjellige sporforbindelser inn i undergrunnsformasjonen, gjenvinning av ett eller flere fluider avledet fra undergrunnsformasjonen og deteksjonen av hver sporforbindelse i fluidet eller fluidene ved væskekromatografianalyse koplet med tandem massespektrometrianalyse, hvor væskekromatografianalysen utføres med en stasjonær fase satt sammen av partikler som har en gjennomsnittlig størrelse lik eller mindre enn 2,1 pm.
Ifølge en utførelse velges sporforbindelsen(e) fra derivateforbindelsene av naftalensulfonsyre og de halogenerte forbindelsene avledet fra benzosyre.
Ifølge en utførelse velges minst en del av sporforbindelsene fra derivater av benzosyre hvor den aromatiske ringen omfatter en fluorsubstituent, to fluorsubstituenter, tre fluorsubstituenter, fire fluorsubstituenter, en trifluormetylsubstituent eller to trifluormetylsubstituenter.
Ifølge en utførelse, er minst en del av sporforbindelsene forbindelser av formelen:
hvor RI og R2 representerer to substituenter som er forskjellig fra hverandre, valgt fra F, Cl, Br og CF3.
Ifølge en utførelse velges minst en del av sporforbindelsene fra 2-klor-4-fluorbenzosyre, 2-klor-6-fluorbenzosyre, 3-klor-2-fluorbenzosyre, 3-klor-4-fluorbenzosyre, 4-klor-2-fluorbenzosyre, 5-klor-2-fluorbenzosyre, 2-fluor-3-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-4-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-5-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-6-(trifluormetyl)benzosyre, 3-fluor-4-(trifluormetyl)benzosyre, 3-fluor-5-(trifluormetyl)benzosyre, 4-fluor-2-(trifluormetyl)benzosyre, 4-fluor-3-(trifluormetyl)benzosyre og 5-fluor-2-(trifluormetyl)benzosyre.
Ifølge en utførelse blir sporforbindelsen eller -forbindelsene injisert inn i undergrunnsformasjonen via én eller flere injeksjonsbrønner, i form av én eller flere vandige løsninger, og fluidet eller fluidene som kommer ut fra undergrunnsformasjonen omfatter vann og hydrokarboner og gjenvinnes i én eller flere produksjonsbrønner.
Ifølge en utførelse omfatter deteksjonen av sporforbindelsen i fluidet eller fluidene: å ta en prøve av fluid;
eventuelt behandle fluidprøven ved fastfaseekstraksjon;
filtrere prøven;
bestemme tilstedeværelsen eller fraværet av sporforbindelsen(e) i prøven, og eventuelt måle mengden av sporforbindelsen(e) til stede i prøven.
Ifølge en utførelse utføres fastfaseekstraksjonen på en bærer som har hydrofile og hydrofobe funksjoner, og fortrinnsvis en makroporøs poly(divinylbenzen-co-N-vinylpyrrolidon) kopolymerbærer.
Ifølge en utførelse utføres fastfaseekstraksjonen ved behandling av bæreren med minst en behandlingsløsning, ved å laste prøven, ved å vaske bæreren med minst én vaskeløsning og ved elutering med minst én eluteringsløsning, hvor behandlingen, vaskingen og eluteringsløsningene fortrinnsvis er blandinger av acetonitril og vann.
Med den foreliggende oppfinnelsen er det mulig å overkomme ulempene ved tidligere teknikk. Spesielt tilveiebringer den en ny fremgangsmåte for detektering og analysering av sporforbindelser som er enklere, raskere og for det meste av tiden praktisk talt like effektiv (eller minst like effektiv) som nåværende metoder i spesielt gasskromatografi (koplet med massespektrometri).
Dette fås gjennom anvendelsen av væskekromatografi med ultrahøy ytelse (UPLC), dvs. ved anvendelse av en stasjonær fase laget av partikler med liten størrelse og som driftes ved høyt trykk (typisk i størrelsesorden av 1000 bar), koplet med tandem massespektrometri.
Ifølge noen særskilte utførelser har oppfinnelsen også én eller fortrinnsvis flere av de fordelaktige karakteristikkene listet opp nedenfor: Fremgangsmåten av oppfinnelsen er raskere og enklere å utføre enn teknikken basert på gasskromatografi. Arbeidstiden påkrevet er betydelig forkortet (totalt omtrent 30 minutter sammenlignet med mer enn en dag for gasskromatografi). I tillegg unngås tap av noen sporforbindelser, så som 3,5-bis(trimetylfluor)benzosyre.
Det er mulig å anvende oppfinnelsens fremgangsmåte uten
foregående preparering av prøvene, med unntak av filtrering.
Det er også mulig å preparere prøvene fra produksjonsfluid, før analyse, og på en særskilt rask og effektiv måte ved å utføre fastfaseekstraksjon i et enkelt trinn for å senke grensene for deteksjon og kvantifisering.
Sammenlignet med deteksjon ved anvendelse av konvensjonell væskekromatografi (dvs. hvor stasjonær fase omfatter partikler som har en typisk størrelse på 5 pm), tillater fremgangsmåten av oppfinnelsen oppnåelse av mye lavere kvantifiseringsgrenser (i størrelsesorden IO<9>g/g eller mindre, istedenfor typisk IO<7>g/g).
Fremgangsmåten kan anvendes med alle kjente sporforbindelser,
spesielt kjente fluorinerte derivater av benzosyre, eller naftalensulfonsyrer. Den kan også brukes med ytterligere sporforbindelser så som andre halogenerte derivater av benzosyre, som tillater mer detaljert, mer kompleks analyse av karakteristikkene for undergrunnsformasjonen, ved hjelp av et større sett med sporforbindelser.
BESKRIVELSE AV OPPFINNELSENS UTFØRELSE
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i mer detalj og på en ikke-begrensende måte i den følgende beskrivelsen.
Injekslon, gjenvinning og deteksjon av sporforbindelser
Oppfinnelsen foreslår anvendelse av sporforbindelser for karakterisering (eller undersøkelse, granskning, analysering, overvåking) av en undergrunnsformasjon som inneholder hydrokarboner, med en tanke om å optimalisere hydrokarbonproduksjon ved hjelp av en bedre forståelse av formasjonens struktur og av strømmen av fluider i dette reservoaret.
Minst en sporforbindelse injiseres inn i undergrunnsformasjonen. Fortrinnsvis injiseres flere sporforbindelser inn i undergrunnsformasjonen for å utføre en mer fullstendig undersøkelse.
Fortrinnsvis injiseres sporforbindelsen eller -forbindelsene i form av vandige løsninger i én eller flere injeksjonsbrønner. Når noe vann (til hvilket additiver eventuelt tilsettes) injiseres inn i undergrunnsformasjonen for å forbedre hydrokarbonutvinning, kan sporforbindelsen(e) ganske enkelt oppløses i injeksjonsvannet på stedet, eller de kan tilsettes injeksjonsvannet i form av en konsentrert løsning som fortynnes i injeksjonsvannet på stedet.
Fortrinnsvis er sporforbindelsene til stede i de vandige løsningene ved konsentrasjoner på 20 vekt% eller mindre.
Ett eller flere fluider avledet fra undergrunnsformasjonen, som kan inneholde sporforbindelsene, gjenvinnes. Generelt er disse fluidene produksjonsfluider gjenvunnet fra én eller flere produksjonsbrønner. Disse fluidene kan være væske/gass-blandinger og kan muligens inneholde faste partikler. Spesielt, de kan inneholde vann og hydrokarboner. Én eller flere prøver tas av fluidet eller fluidene. Disse prøvene blir eventuelt strippet for deres gassfraksjon og/eller deres faststoff-fraksjon og eventuelt strippet for en oljefraksjon (for så å kun holde igjen en hovedsakelig vandig fraksjon). Deteksjonen av sporforbindelsen eller -forbindelsene i prøvene blir deretter utført for å bestemme hvorvidt sporforbindelsene er til stede i prøvene, og eventuelt for å identifisere de sporforbindelsene som er til stede og for å bestemme konsentrasjonen av disse.
Deteksjonen av sporforbindelser er basert på væskekromatografianalyse etterfulgt av tandem massespektrometri. Tandem massespektrometri tillater karakteriseringen/bestemmelsen av forbindelsene ifølge deres empiriske formel, og kromatografi tillater differensiering av isomerforbindelsene.
Ingen derivatiseringstrinn av sporforbindelsene er nødvendig med oppfinnelsen.
Væskekromatografi som anvendes er såkalt UPLC-kromatografi. Den erkarakterisert vedanvendelsen av en stasjonær fase som har partikler med liten størrelse, og opererer ved høyt trykk (typisk i størrelsesorden av 1000 bar).
Mer presist, den gjennomsnittlige størrelsen av stasjonærfase partikler er fortrinnsvis lik eller mindre enn 2,1 pm (sammenlignet med typisk omtrent 5 pm for konvensjonell type væskekromatografi). Den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen er definert i den foreliggende søknaden som Dv50 av partiklene, dvs. den 50. prosentilen av partikkelstørrelsesfordeling. Med andre ord, 50 % av partiklene har en størrelse lik eller mindre enn Dv50 og 50% har en størrelse lik eller mer enn Dv50. Dv50 er karakteristisk for partikkelstørrelsefordeling (volumetrisk fordeling) av den stasjonære fase og den kan bestemmes ved laserpartikkelstørrelsesanalyse.
Spesielt, kommersielt tilgjengelige UPLC-kromatografikolonner omfatter stasjonære faser med en midlere (nominell) partikkelstørrelse på 1,7 pm, 1,8 pm, 1,9 pm og 2,1 pm.
F.eks. er frigjørelseskolonnen UPLC BEH Ci8(1,7 pm x 2,1 mm x 50 mm) markedsført av Waters, hvilken stasjonær fase består av silikapartikler podet med endedekkede Ci8-grupper, spesielt egnet. Kryssforlenkingen av polymeren via etanbroer gjør den stabil under høyt trykk. Denne stasjonære fasen tilveiebringer for et bredt pH-område (fra 2 til 12).
Kromatografi kan utføres ved anvendelse av et første løsningsmiddel som f.eks. inneholder vann og maursyre, og et andre løsningsmiddel omfattende acetonitril og maursyre.
Prepareringsmetode for prøve
Analyse ved anvendelse av væskekromatografi med ultrahøy ytelse assosiert med tandem massespektrometri (UPLC/MS/MS) kan utføres direkte, dvs. på prøver som ikke gjennomgår noen preliminær behandling med unntak av filtrering. Dette gir anledning for rask analyse og anvendelsen av et lite volum med prøve (typisk 10
PL).
Alternativt, dersom det er ønskelig å forbedre signal-til-støy forholdet og senke kvantifiseringsgrensen for sporforbindelsene, er det fordelaktig å utføre en preliminær behandling for å rense prøven ved fastfaseekstraksjon. Denne behandlingen tilveiebringer fjerning av saltet og organiske forbindelser til stede i prøven i tillegg til sporforbindelsene.
Anvendelsen av en ekstraksjonsbærer omfattende hydrofile og hydrofobe funksjoner er av særskilt fordel i dette henseendet. Med nevnte bærer er det effektivt mulig å utføre fastfaseekstraksjon i et enkelt trinn.
En bærer av makroporøs poly(divinylbenzen-co-N-vinylpyrrolidon) kopolymertype gir særskilt gode resultater for alle sporforbindelser avledet fra benzosyre. Det er foretrukket for fastfaseekstraksjonssystemet å være i form av en skive fremfor en kolonne for å unngå risiko for plugging av prøven. Oasis® HLB-skiver, markedsført av Waters, er særlig egnet.
Preparering av bæreren og den etterfølgende vaskingen og elusjonen utføres ved å anvende blandinger av acetonitril og vann f.eks., med en økende pH. En detaljert protokoll er tilveiebrakt i Eksempel 2 nedenfor.
Sporforbindelser
Sporforbindelsene brukt for oppfinnelsen er forbindelser som er kompatible med fluider naturlig til stede i forekomsten, med selve den oljebærende bergarten, og med de injiserte fluidene.
Sporforbindelsene er fortrinnsvis stealth-forbindelser, dvs. de blir knapt absorbert eller ødelagt av det mediet som de passerer gjennom. De er også fortrinnsvis resistente mot bakteriell kontaminasjon ved høyere temperaturer og høyere trykk.
Spesielt kan sporforbindelsene være forbindelser avledet fra naftalensulfonsyre; fortrinnsvis velges de fra de deriverte forbindelsene av benzosyre.
Spesielt kan sporforbindelsene velges fra følgende fluorerte forbindelser avledet fra benzosyre, som allerede er kjent som sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon: -2-fluorbenzosyre; -3-fluorbenzosyre; -4-fluorbenzosyre; -2,3-difluorbenzosyre; -2,4-difluorbenzosyre; -2,5-difluorbenzosyre; -2,6-difluorbenzosyre; -3,4-difluorbenzosyre; -3,5-difluorbenzosyre; -2,3,4-trifluorbenzosyre; -2,3,6-trifluorbenzosyre; -2,4,5-trifluorbenzosyre; -2,4,6-trifluorbenzosyre; -3,4,5-trifluorbenzosyre; -2-trifluormetylbenzosyre; -3-trifluormetylbenzosyre; -4-trifluormetylbenzosyre;
-3,5-bis(trifluormetyl)benzosyre; og
-2,3,4,5-tetrafluorbenzosyre.
Disse forbindelsene brukes som sådan eller i form av salter, så som natrium- eller kaliumsalter.
Det er også mulig, i tillegg til eller istedenfor de ovenstående forbindelsene, å ha utvei mot andre sporforbindelser avledet fra benzosyre, som møter den følgende generelle formelen:
hvor RI og R2 representerer to substituenter som er forskjellig fra hverandre valgt fra F, Cl, Br og CF3.
Fortrinnsvis, RI = F og R2 = CF3, ellers RI = F og R2 = Cl.
De foretrukne forbindelsene er følgende:
Tilsvarende, disse forbindelsene brukes som sådan eller i saltform, så som natriumsalt eller kaliumsalt.
Disse forbindelsene er kommersielt tilgjengelig via leverandører, blant annet slike som Thermo Fisher, Sigma Aldrich, Apollo Scientific ...
Alle de ovenfornevnte forbindelsene er riktig detektert og kvantifisert ved hjelp av fremgangsmåten i oppfinnelsen.
EKSEMPLER
De følgende eksempler illustrerer, men begrenser ikke oppfinnelsen.
Eksempel 1 - analyse uten prøvepreparering
Deteksjonsanalyser ble utført for 2-fluor-5-(trifluormetyl)benzosyre (2F-5tFmBA), 5-klor-2-fluorbenzosyre (5CI-2FBA) og også 4-fluorbenzosyre (4FBA), 2,4-difluorbenzosyre (2,4dFBA), 3,4,5-trifluorbenzosyre (3,4,5tFBA), 4-trifluormetyl-benzosyre (4tFmBA), 2,3,4,5-tetrafluorbenzosyre (2,3,4,5tetraFBA) og 3,5-bis(trifluormetyl)benzosyre (2,5bistFmBA) ved anvendelse av UPLC/MS/MS, uten noe preparering av prøvene (med unntak av filtrering gjennom 0,2 pm filter). Forbindelsene ble oppløst i vann avledet fra en hydrokarbonforekomst.
UPLC-kromatografi ble utført på en frigjørelsestype-kolonne UPLC BEH Ci8(1,7 pm x 2,1 mm 2 50 mm), markedsført av Waters. Volumet av injisert løsning var 10 pl. Elusjonsprotokollen er oppsummert i følgende Tabell 1:
De generelle parametrene for tandem massespektrometri var følgende: ioniseringskilde (pneumatisk- og termisk-assistert elektrosprøyting): negativ
modus;
kapillærspenning: 2,85 kV;
konisk spenning: 22 V;
ekstraktorpotensialdifferanse: 2 V;
RF (heksapolfokuserende radiofrekvens): 0,4 V;
temperatur på kildeenhet: 150°C;
oppløsningstemperatur: 450°C;
strømningshastighet for konisk gass (N2)(gardingass): 30 l/t; strømningshastighet for oppløsningsgass (N2): 1000 l/t; strømningshastighet for kollisjonsgass (Ar): 0,1 ml/min.
Parametrene som er spesifikke for de forskjellige analyserte sporforbindelsene var følgende: - parametere for 2F-5tFmBA: moderionovergang m/z (masse til ladningforhold) 207, datterion m/z 163, skanningtid 0,035 s, konisk spenning 19 V, kollisjonsenergi 12 eV; - parametere for 5CI-2FBA: moderionovergang m/z 173, datterion m/z 129, skanningtid 0,035 s, konisk spenning 20 V, kollisjonsenergi 10 eV; - parametere for 4FBA: foreldreionovergang m/z 138,9, datterion m/z 94,9, skanningtid 0,035 s, koniskspenning 19 V, kollisjonsenergi 10 eV; - parametere for 2,4dFBA: moderionovergang m/z 156.9, datterion m/z 112,9, skanningtid 0,035 s, konisk spenning 20 V, kollisjonsenergi 10 eV; - parametere for 3,4,5tFBA: moderionovergang m/z 175, datterion m/z 131, skanningtid 0,035 s, konisk spenning 20 V, kollisjonsenergi 10 eV; - parametere for 4tFmBA: moderionovergang m/z 188,9, datterion m/z 144,9, skanningtid 0,035 s, konisk spenning 21 V, kollisjonsenergi 13 eV; - parametere for 2,3,4,5tetraFBA: moderionovergang m/z 193, datterion m/z 149, skanningtid 0,01 s, konisk spenning 24 V, kollisjonsenergi 12 eV; - parametere for 3,5bistFmBA: moderionovergang m/z 257, datterion m/z 213, skanningtid 0,01 s, konisk spenning 26 V, kollisjonsenergi 14 eV.
Prøvene inneholder de respektive sporforbindelsene ved en konsentrasjon på IO 8 g/g. Løsningen dannes av et volumproduksjonsvann avledet fra den oljebærende avsetningen, fortynnet med to volumer med ultrarent vann.
Hele analyseprosedyren gitt ovenfor kan utføres på omtrent 30 minutter (istedenfor på mer enn 1 dag for gassfase kromatografi/massespektrometrianalyse).
Det ble verifisert at alle ovenstående sporforbindelser ble riktig detektert. I tillegg ble kvantifiseringsgrensen QL beregnet for hver sporforbindelse ved anvendelse av formelen QL=10xC/(SN) hvor C er konsentrasjonen av sporforbindelsen (IO 8 g/g) og SN er signal-til-støy-forhold.
Resultatene som er oppnådd er oppsummert i følgende Tabell 2:
Eksempel 2 - analyse med prøvepreparering
I dette eksemplet ble den samme metodologien fulgt som i Eksempel 1, men med tillegg av preliminær behandling av prøven ved fastfaseekstraksjon.
Denne preliminære behandlingen ble utført på en prøve med vann som har et volum på 200 ml. pH ble justert til 1,5 med ortofosforsyre. Fastfaseekstraksjon ble utført på en Oasis® HLB-skive fra Waters. Skiven ble behandlet med 5 ml acetonitril og 10 ml ultrarent vann (pH 1,5). Prøven ble deretter helt på skiven (tid på 5 minutter).
Forskjellige fraksjoner ble deretter samlet inn:
- fraksjon 1, samlet inn etter helling av 5 ml vaskeløsning som inneholder 10 % acetonitril og 90 % ultrarent vann (pH 4,8); - fraksjon 2, samlet inn etter helling av 5 ml elusjonsløsning som inneholder 20 % acetonitril og 80 % ultrarent vann (pH 6,8); - fraksjon 3, samlet inn etter helling av 5 ml elusjonsløsning som inneholder 35 % acetonitril og 65 % ultrarent vann (pH 10); - fraksjoner 4, 5 og 6, samlet inn etter helling av 3 x 5 ml elusjonsløsning som inneholder 80 % acetonitril og 20 % ultrarent vann (pH 10);
For optimal gjenvinning av sporforbindelser er fraksjonene som skal beholdes fraksjoner 3 til 6 (med mindre noen andre sporforbindelser brukes, så som 2,4,6-trifluorbenzosyre, 2,3,6-trifluorbenzosyre og 2,6-difluorbenzosyre, i hvilke tilfelle det er passende å gjenvinne fraksjoner 2 til 6).
De innsamlede fraksjonene 2 og 3 ble filtrert gjennom 0,2 pm og injisert som sådan for UPLC/MS/MS-analyse.
De innsamlede fraksjonene 4, 5 og 6 ble filtrert gjennom 0,2 pm og fortynnet i to volumer med ultrarent vann før UPLC/MS/MS-analyse.
Den første analysen ble utført med det samme produksjonsvannet som i Eksempel 1 og den samme konsentrasjonen av sporforbindelsen (10 8 g/g). Dette gir anledning for det oppnådde signal-til-støy-forholdet (SN) å bli sammenlignet med analyse som ikke innbefatter noen preliminær behandling av prøven. Resultatene er registrert i Tabell 3 nedenfor:
En andre analyse ble utført med en lavere konsentrasjon av sporforbindelse, nemlig 5 x 10<10>g/g. Det ble brakt på det rene at, uten preliminær behandling av prøven, kunne ikke sporforbindelsene 2F-5tFmBA, 5CI-2FBA, 4FBA og 2,3,4,5tetraFBA kvantifiseres. Med preliminær behandling kan de kvantifiseres. Forbindelse 3,5bistFmBA er kvantifiserbar ved denne konsentrasjonen, selv uten preliminær preparering.
Eksempel 3 - sammenligning med GC/ MS- deteksjon
I dette eksemplet ble den samme metodologien som i Eksempel 1 fulgt (uten preliminær behandling av prøven). Vannet som ble brukt er avledet fra en forekomst forskjellig fra den anvendt i Eksempler 1 og 2. Ved trinn én ble resultatene oppnådd med fremgangsmåten av oppfinnelsen sammenlignet med de oppnådd etter GC/MS-analyse av en 350 ml prøve med preliminær behandling, to fastfase-ekstraksjoner og et derivatiseringstrinn.
På samme måte som i Eksempel 1 ble kvantifiseringsgrensen QL beregnet for hver sporforbindelse ved anvendelse av formelen QL=10xC/(SN) hvor C er konsentrasjonen av sporforbindelsen (IO<9>g/g for GC/MS og 5<*>10~<9>g/g for UPLC/MS/MS) og SN er signal-til-støy-forholdet.
Resultatene er gitt i Tabell 4 nedenfor:
Ved et andre trinn ble en prøve av produksjonsfluid inneholdende 4FBA tatt, avledet fra en virkelig sporingskampanje.
Konsentrasjonen av prøven ble estimert til 4,9xl0<9>g/g med GC/MS-teknikken og ved 4,6xl0~<9>g/g med UPLC/MS/MS-teknikken: resultatene stemmer derfor overens med hverandre.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for undersøkelse av en undergrunnsformasjon inneholdende hydrokarboner omfattende: injeksjon av minst én sporforbindelse inn i undergrunnsformasjonen; gjenvinne et fluid avledet fra undergrunnsformasjonen; detektere sporforbindelsen i fluidet ved væskekromatografianalyse koplet med tandem massespektrometrianalyse, væskefasekromatografianalysen utføres med en stasjonær fase satt sammen av partikler som har en gjennomsnittlig størrelse lik eller mindre enn 2,1 pm, hvori sporforbindelsene er valgt fra forbindelser av formel:
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, omfattende injeksjon av en flerhet av forskjellige sporforbindelser inn i undergrunnsformasjonen, gjenvinningen av én eller flere fluider avledet fra undergrunnsformasjonen og deteksjonen av hver sporforbindelse i fluidet eller fluidene ved væskekromatografianalyse koplet med tandem massespektrometrianalyse, væskekromatografianalysen utføres med en stasjonær fase satt sammen av partikler som har en gjennomsnittlig størrelse lik eller mindre enn 2,1 pm.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori minst en del av sporforbindelsene velges fra 2-klor-4-fluorbenzosyre, 2-klor-6-fluorbenzosyre, 3-klor-2-fluorbenzosyre, 3-klor-4-fluorbenzosyre, 4-klor-2-fluorbenzosyre, 5-klor-2-fluorbenzosyre, 2-fluor-3-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-4-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-5-(trifluormetyl)benzosyre, 2-fluor-6-(trifluormetyl)benzosyre, 3-fluor-4-(trifluormetyl)benzosyre, 3-fluor-5-(trifluormetyl)benzosyre, 4-fluor-2-(trifluormetyl)benzosyre, 4-fluor-3-(trifluormetyl)benzosyre og 5-fluor-2-(trifluormetyl)benzosyre.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 3, hvori sporforbindelsen eller -forbindelsene injiseres inn i undergrunnsformasjonen via én eller flere injeksjons-brønner, i form av én eller flere vandige løsninger, og hvori fluidet eller fluidene avledet fra undergrunnsformasjonen omfatter vann og hydrokarboner og gjenvinnes i én eller flere produksjonsbrønner.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 4, hvori deteksjonen av sporforbindelsen i fluidet eller fluidene omfatter å: a) ta en prøve av fluid; b) filtrere prøven; c) bestemme tilstedeværelsen eller fraværet av sporforbindelsen eller -forbindelsene i prøven, og eventuelt måle mengden av sporforbindelsen eller -forbindelsene til stede i prøven.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende trinnet å behandle fluid-prøven med fastfaseekstraksjon etter trinn a) og før trinn b).
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori fastfastekstraksjonen utføres på en bærer som har hydrofile og hydrofobe funksjoner.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori fastfastekstraksjonen utføres på en bærer av makroporøspoly(divinylbenzen-co-N-vinylpyrrolidon) kopolymer.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori fastfaseekstraksjonen utføres ved hand-ling av bæreren med minst en behandlingsløsning, ved å laste prøven, ved å vaske bæreren med minst en vaskeløsning og ved å elutere med minst en elusjonsløs-ning.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvori behandlingen, vaskingen og elusjonsløs-ningene er blandinger av acetonitril og vann.
NO20110619A 2010-04-27 2011-04-26 Fremgangsmåte for å detektere sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon NO342732B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1053203A FR2959270B1 (fr) 2010-04-27 2010-04-27 Procede de detection de composes de tracage pour l'exploitation d'hydrocarbures

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20110619A1 NO20110619A1 (no) 2011-10-28
NO342732B1 true NO342732B1 (no) 2018-08-06

Family

ID=43296952

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20110619A NO342732B1 (no) 2010-04-27 2011-04-26 Fremgangsmåte for å detektere sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon

Country Status (4)

Country Link
US (1) US8853619B2 (no)
FR (1) FR2959270B1 (no)
GB (1) GB2480005B (no)
NO (1) NO342732B1 (no)

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9377449B2 (en) * 2009-06-15 2016-06-28 William Marsh Rice University Nanocomposite oil sensors for downhole hydrocarbon detection
FR2970082B1 (fr) 2011-01-05 2013-01-11 Total Sa Methode de dosage des huiles lourdes
EP2782971B1 (en) * 2011-11-22 2020-07-22 Baker Hughes Holdings LLC Method of using controlled release tracers
WO2014204893A1 (en) * 2013-06-17 2014-12-24 Waters Technologies Corporation Compensation for chromatography column volume variations
US9594070B2 (en) * 2013-11-05 2017-03-14 Spectrum Tracer Services, Llc Method using halogenated benzoic acid esters and aldehydes for hydraulic fracturing and for tracing petroleum production
GB2526624A (en) * 2014-05-30 2015-12-02 Inst Energiteknik Tracers
NO338291B1 (no) * 2014-05-30 2016-08-08 Restrack As Sporingsstoff
EP3149103B1 (en) 2014-05-30 2018-05-30 Restrack AS Tracers
NO338697B1 (en) * 2015-02-06 2016-10-03 Restrack As Tracers
GB201517744D0 (en) * 2015-10-07 2015-11-18 Johnson Matthey Plc Method of monitoring a parameter of a hydrocarbon well, pipeline or formation
US10017684B2 (en) 2016-04-20 2018-07-10 Spectrum Tracer Services, Llc Method and compositions for hydraulic fracturing and for tracing formation water
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10156658B1 (en) 2017-06-06 2018-12-18 Saudi Arabian Oil Company Detecting a tracer in a hydrocarbon reservoir
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
CN107132305B (zh) * 2017-07-18 2020-05-26 泉州出入境检验检疫局综合技术服务中心 皮革中有机氯类化合物的检测方法
US11254850B2 (en) 2017-11-03 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US11472709B2 (en) 2019-03-15 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Bulk synthesis of Janus nanomaterials
EP4019957A4 (en) * 2019-05-31 2023-12-20 Shin Nippon Biomedical Laboratories, Ltd. MASS SPECTROMETRIC METHOD USING CHROMATOGRAPHY MASS SPECTROMETER
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
US11422285B2 (en) 2020-06-17 2022-08-23 Saudi Arabian Oil Company Nanofluidic chips as micromodels for carbonate reservoirs
US11773715B2 (en) 2020-09-03 2023-10-03 Saudi Arabian Oil Company Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore
US11660595B2 (en) 2021-01-04 2023-05-30 Saudi Arabian Oil Company Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling
US12019038B2 (en) 2021-01-21 2024-06-25 Saudi Arabian Oil Company Evaluation of source rock samples from subterranean reservoirs
US11534759B2 (en) 2021-01-22 2022-12-27 Saudi Arabian Oil Company Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling
US11796517B2 (en) 2021-11-09 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company Multifunctional magnetic tags for mud logging
US11725139B2 (en) 2021-12-13 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Manipulating hydrophilicity of conventional dye molecules for water tracer applications
US11885790B2 (en) 2021-12-13 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data
US11999855B2 (en) 2021-12-13 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Fluorescent dye molecules having hydrophilicity and hydrophobicity for tracer applications
US12000278B2 (en) 2021-12-16 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well
CN116577434A (zh) * 2023-05-26 2023-08-11 西南大学 一种多段压裂水平井水溶性示踪剂快速检测方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5246860A (en) * 1992-01-31 1993-09-21 Union Oil Company Of California Tracer chemicals for use in monitoring subterranean fluids
US20030006036A1 (en) * 2001-05-23 2003-01-09 Core Laboratories Global N.V. Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production
US20060144588A1 (en) * 2004-10-22 2006-07-06 Core Laboratories Lp Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids
US20070215385A1 (en) * 2006-03-14 2007-09-20 Core Laboratories Lp Method to determine the concentration of deuterium oxide in a subterranean formation

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100285593A1 (en) * 2007-11-26 2010-11-11 Waters Technologies Corporation Internal standards and methods for use in quantitatively measuring analytes in a sample

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5246860A (en) * 1992-01-31 1993-09-21 Union Oil Company Of California Tracer chemicals for use in monitoring subterranean fluids
US20030006036A1 (en) * 2001-05-23 2003-01-09 Core Laboratories Global N.V. Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production
US20060144588A1 (en) * 2004-10-22 2006-07-06 Core Laboratories Lp Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids
US20070215385A1 (en) * 2006-03-14 2007-09-20 Core Laboratories Lp Method to determine the concentration of deuterium oxide in a subterranean formation

Also Published As

Publication number Publication date
NO20110619A1 (no) 2011-10-28
GB2480005A (en) 2011-11-02
GB201107114D0 (en) 2011-06-08
GB2480005B (en) 2017-12-13
FR2959270B1 (fr) 2012-09-21
US8853619B2 (en) 2014-10-07
US20110260051A1 (en) 2011-10-27
FR2959270A1 (fr) 2011-10-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO342732B1 (no) Fremgangsmåte for å detektere sporforbindelser for hydrokarbonproduksjon
Gupta et al. Enhanced waterflood for middle east carbonate cores—impact of injection water composition
Eskin et al. Reservoir impairment by asphaltenes: A critical review
Masalmeh et al. Low salinity water flooding in carbonate: screening, laboratory quantification and field implementation
US8522868B2 (en) Method for growing and metabolizing microbes
Alfazazi et al. Investigation of oil presence and wettability restoration effects on sulfonated polymer retention in carbonates under harsh conditions
Ghosh et al. Pushing the envelope of polymer injectivity in low permeability sandstones
Ghoodjani et al. Experimental study of CO2-EOR and N2-EOR with focus on relative permeability effect
Gaillard et al. Injectivity and Propagation of Sulfonated Acrylamide-Based Copolymers in Low Permeability Carbonate Reservoir Cores in Harsh Salinity and Temperature Conditions: Challenges and Learnings from a Middle East Onshore Case Study
Ghosh et al. Reinjection of produced (sheared) polymer in a Canadian viscous oil reservoir: considerations to improve economics and reduce carbon footprint
EA035385B1 (ru) Способ мониторинга параметра углеводородной скважины, трубопровода или пласта
Regenspurg et al. Impact of drilling mud on chemistry and microbiology of an upper Triassic groundwater after drilling and testing an exploration well for aquifer thermal energy storage in Berlin (Germany)
Castagno et al. Method for laboratory and field evaluation of a proposed polymer flood
Sultani et al. Novelty in smart-water screening and designing
Ferreira et al. Experimental evaluation of low concentration scleroglucan biopolymer solution for enhanced oil recovery in carbonate
Wat et al. Squeeze Chemical for HT Applications—Have We Discarded Promising Products by Performing Unrepresentative Thermal-Aging Tests?
Carvalho et al. Method for Cleaning Back-Produced Water from Polymer Flooding Operations to Determine Polymer Molar Mass Using Size-Exclusion Chromatography
Hiraiwa et al. Holistic and mechanism-focused evaluation of low salinity waterflood in carbonate reservoirs? fluid-fluid interaction screening and core floods
EP2563874A1 (fr) Utilisation d&#39;acides benzoïques halogenes pour le marquage d&#39;eau d&#39;injection
Ghosh et al. Re-injection of produced polymer in EOR projects to improve economics and reduce carbon footprint
Almorihil et al. Produced Water Quality: The Effects of Different Separation Methods
Lorenz et al. A postflood evaluation test of the North Burbank surfactant/polymer pilot
Almakimi et al. Investigation of Carbonate Matrix Damage and Remediation Methods for Preformed Particle Gel Conformance Control Treatments
Cao et al. Optimization of Microsphere Injection by Balancing the Blocking and Migration Capacities in a Heterogeneous Carbonate Matrix
Almorihil et al. Produced Water Quality: The Effects of Different Separation Methods for Water and Chemical Floods