NO344263B1

NO344263B1 - Fremgangsmåter for behandling av en undergrunnsformasjon

Info

Publication number: NO344263B1
Application number: NO20072330A
Authority: NO
Inventors: Ian Donald Mckay; Ralph Edmund Harris
Original assignee: Cleansorb Ltd
Priority date: 2004-10-06
Filing date: 2007-05-07
Publication date: 2019-10-21
Also published as: CA2624791A1; GB0708764D0; WO2006038016A1; US8124571B2; GB2435169A; US20080108519A1; CA2624791C; GB0422191D0; NO20072330L; GB2435169B

Description

Fremgangsmåter for behandling av en undergrunnsformasjon

En stor andel av hydrokarbonproduksjonen rundt om i verden er fra undergrunnssandstensformasjoner. Disse formasjonene har ofte en høy porøsitet og permeabilitet, og har potensiale for produksjon av hydrokarboner ved høye rater. Ofte har imidlertid slike formasjoner en tendens til å produsere sand pga. at den er ukonsolidert eller dårlig konsolidert. Sandproduserende formasjoner er generelt ganske nye i geologisk sammenheng, og er ofte sammensatt av løst festet sand eller sedimenter som ennå ikke har blitt omdannet til fast sandsten ved geokjemiske prosesser.

Sand som brukt her refererer til finpartikulære materialer som kan fremstilles fra dårlig konsoliderte sandstener. Normalt vil disse være sandkorn.

Dårlig konsoliderte sandstener har blitt definert i US 3741308 (heri kun referert til med det formål å illustrere og ikke for å begrense omfanget av den foreliggende oppfinnelsen) som følger: enhver sammenstilling av tilveiebrakt partikulært materiale: 1. Partikler i størrelsesområdet 50 til 200 mikrometer utgjør minst 10 prosent av vekten til hele sammenstillingen. 2. Minst omtrent 20 vektprosent av den fullstendige sammenstillingen består av mineraler eller forbindelser som inneholder grunnstoffet silisium som del av deres kjemiske sammensetning, og 3. Sammenstillingen er enten ukonsolidert eller så dårlig konsolidert at den oppfører seg som et ukonsolidert partikulært system under belastninger som den eksponeres for.

Faktorer som kan forårsake sandproduksjon i svake formasjoner inkluderer fremstilling av nedtrekk, trykkutladning, in situ bergartsbelastninger, endringer i strømningsrate eller endringer i vannkutt (sandproduksjon knyttes ofte til vanngjennombrudd). Mens en viss mengde sandproduksjon kan tolereres, kan overstadig sandproduksjon forårsake en rekke operasjonelle problemer, inkludert erosjon av pumper, rørledninger, choker, ventiler og rørbend. Dette kan føre til alvorlige sikkerhets- og miljømessige konsekvenser (US 3741308). Det kan også føre til kollaps av formasjon eller foringsrør og signifikant reduksjon i eller tap av produksjon.

Formasjonens tendens til å produsere sand indikeres ved den ubegrensede trykkfastheten til formasjonen. Som en generell veiledning, dersom en formasjon har en ubegrenset trykkfasthet på omtrent 7.6 MPa (1100 psi) eller mer, er det ikke sannsynlig med sandproduksjon slik at sandkontrolltiltak sannsynligvis ikke er påkrevd. Ved en ubegrenset trykkfasthet på mellom omtrent 2.8 and 7.6 MPa (400 og 1100 psi), kan sandproduksjon forekomme og sandkontroll er vanligvis ønskelig. Under en ubekreftet trykkfasthet på omtrent 2.8 MPa (400 psi), er sandkontroll høyst sannsynlig påkrevd.

Det har vært et antall tilnærmelser til sandkontroll. Disse inkluderer mekaniske tilnærmelser, som fysisk hindrer sanden i å gå inn i produserte fluider og anvendelsen av kjemiske fremgangsmåter som binder sandkornene sammen.

Vanlige tilnærmelser til mekanisk sandkontroll inkluderer gruspakning og anvendelse av sikter, inkludert forpakkede sikter. Gruspakninger bruker grus (oppskalert sand) plassert i brønnhullet og fysisk hindrer sand fra å gå inn i produksjonsstrømmen. En sikt anvendes for å hindre grusproduksjon. Gruspakninger kan være åpne hull (ekstern gruspakning) eller lukkede hull (intern gruspakning). ”Frac-packs” kombinerer gruspakning med lukket hull og hydrauliske fraktureringskompletteringer, og er generelt forventet å gi høyere produktivitet enn ordinær gruspakning. Forpakkede sikter brukes vanligvis i horisontale brønner med åpne hull og består typisk av et lag av harpiksbundet grus holdt mellom to sikter. Andre sikttyper og ekspanderbare sikter kan også anvendes for mekanisk sandkontroll.

Kjemisk sandkontroll er basert på å tilføre kjemikalier inn i formasjonen som binder sanden sammen. Kjemikaliene øker heftestyrken mellom sandkornene og reduserer således tendensen til sandproduksjon.

De viktigste ulempene ved gjeldende mekaniske tilnærminger til sandkontroll er kostnadene og det faktum at sandkontrollbarrieren danner en ytterligere trykkbarriere som kan redusere produktiviteten til brønnen betydelig under dens potensiale. Hovedulempen ved eksisterende kjemiske tilnærmelser av sandkontroll er konstnaden og HMS-betraktninger som vedrører kjemikalietypene som anvendes, som generelt er harpikser, så som fenoliske harpikser, furan, fururylalkohol og epoksyharpikser. Harpikser er ofte antennelige, giftige eller farlige å håndtere. I tillegg gjør vanskeligheten med å behandle brønnhullsseksjoner som er mer enn flere meter lange gjeldende kjemiske tilnærmelser basert på harpikser uegnede for anvendelse i lange brønnhull. Dersom for mye harpiks avsettes, kan formasjonen bli forseglet og ikke bare konsolidert. Behandlinger som bøter på dette i tilfeller hvor for mye harpiks har blitt avsatt, vil sannsynligvis ikke lykkes.

Bruken av enzymer for å avsette harpikser eller mineraler i undergrunnsformasjoner har blitt beskrevet i PCT/GB98/02117. Avsetting av harpiksene eller mineralene i formasjonen kan føre til konsolidering. Konsolidering ved anvendelse av et alkalisk metallsilikat i kombinasjon med urea eller formamid har blitt beskrevet i US 5209296 og US 5222556.

Fremgangsmåter for konsolidering, basert på anvendelsen av alkaliske løsninger i svært varme brønner, har også blitt vist. En nyere tilnærmelse har vært å anvende nanoparikler som et middel for å levere konsoliderende materialer inn i formasjonen (US 6513592). Det har også blitt beskrevet konsolidering av en formasjon ved anvendelse av harpikser under boring (US 6702044).

Gjeldende mekaniske og kjemiske tilnærmelser til sandkontroll anvendes hovedsakelig etter at brønnen er boret.

Det er et behov for ytterligere fremgangsmåter for kjemisk konsolidering av en formasjon som kan oppnå effektiv sandkontroll gjennom konsolidering av formasjonen, mens det tillates å oppnå gode produksjons- eller injeksjonsrater, og som også har lav kostnad, er virkningsfulle, har lav risiko, er lette å anvende og kan brukes i formasjoner med lange intervaller.

Formålet med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe alternative, kjemiske fremgangsmåter uten harpiks for konsolidering av en formasjon og for sandkontroll.

Et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe nye, kjemiske behandlingsprosesser uten harpiks, hvormed lange formasjonsintervaller, for eksempel horisontale åpenhullsbrønner kan konsolideres i en enkelt behandling.

Et videre formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe kjemiske prosesser for konsolidering hvori minst noen utførelsesformer anvender kjemikalier som har liten risiko og lav toksisitet og har liten virkning på miljøet.

Enda et formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe kjemiske prosesser uten harpiks for å oppnå konsolidering av et medfølgende stoff til formasjonen under boring av en brønn gjennom formasjonen.

Således tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å konsolidere en undergrunnsformasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter:

(a) innlemme i et behandlingsfluid (i) minst ett kjemisk stoff som er i stand til å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet, og som er en bikarbonat eller en forbindelse som genererer et fosfat, fosforsyre, sulfat, svovelsyre, hydrogensulfid, S2- , karbondioksid, bikarbonat, base eller syre; og eventuelt, (ii) minst et ytterligere kjemisk stoff valgt fra salter og komplekser av metaller i hvilket metallet har en valens på 2 eller høyere,

(b) tilføre behandlingsfluidet inn i formasjonen, og

(c) tillate det kjemiske stoffet (i), alene eller i kombinasjon med det valgfrie ytterligere kjemiske stoffet (ii), å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet, slik at et konsolideringsmineral avsettes i undergrunnsformasjonen.

Minst ett av de valgte stoffene (i) innlemmet i behandlingsfluidet er valgt fra stoffer som er i stand til å gjennomgå en kjemisk endring for å endre det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet i en tilstrekkelig grad for å resultere i avsetningen av et mineral. Normalt vil den kjemiske endringen være hydrolyse eller dekomponering. Normalt vil endringen i det fysio-kjemiske miljøet være en endring i pH og/eller konsentrasjonen av én eller flere partikulære kjemiske forbindelser, så som syrer, baser, sulfat, bisulfat, fosfat, karbonat, bikarbonat eller karbondioksid.

Spesielt nyttige som stoffer (i) i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen er løselige bikarbonater, som bryter ned eller dekomponerer ved oppvarming av behandlingsfluidet for å avsette faste karbonater når egnede metallkationer er til stede. Dersom kalsium-bikarbonat anvendes som stoff (i), kan kalsiumkarbonat dannes og avsettes direkte ved oppvarming av løsningen og ingen andre kjemiske stoffer (ii) er påkrevd. Dersom det anvendes andre typer bikarbonat, så som natriumhydrogenkarbonat (NaHCO3)-oppvarming i nærvær av divalente (eller høyere valente) metallioner, så som Ca2+ , vil det føre til avsetting av faste metallkarbonater, så som kalsiumkarbonat.

Andre egnede stoffer (i) omfatter pH-reduserende stoffer som hydrolyserer eller dekomponerer for å fremstille basiske forhold. Eksempler på egnede pH-reduserende stoffer inkluderer følgende: amider omfattende formamid, acetamid, urea og ureaderivater (for eksempel 1-metylurea, 1,1-dimetylurea, 1,3-diemetylurea, 1,1,3-trimetylurea, 1-etylurea, 1,1-dietylurea, 1,3-dietylurea, 1,3-dietylurea, n-propylurea, n-butylurea, 1-fenylurea, 1-metyl-3-fenylurea, 1-etyl-1-fenylurea) organiske azider, blåsyre, blåsyreamider (for eksempel hexametyletraamin, hexametylenetetraamin), tetraazatricylkloalkaner og acylazider (for eksempel acetylazid, propionylazid, malonylazid, succinylazid, ftaloylazid). Fôretrukket er hexametyltetraamin, hexametylentetraaminformamid og urea; mest fôretrukket er urea.

Ytterligere stoffer (i) som er nyttige i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen er de som hydrolyserer eller dekomponerer for å fremstille fosforsyre eller fosfat (for eksempel fosfatestere) svovelsyre eller sulfat (for eksempel sulfatestere, sulfamidsyre) H2S eller S2- (for eksempel tioacetamid, tiourea). Det vil være forstått at pH-en hvor hydrolysen finner sted, vil bestemme formen på det produserte kjemiske forbindelsene.

Ytterligere stoffer (i) som kan være nyttige i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen inkluderer karboksylsyreestere som hydrolyserer eller dekomponerer for å produsere karboksylsyrer.

Andre egnede kjemiske stoffer (ii) er salter eller komplekser av metaller hvor valensen til metallene er 2 eller høyere, eller løsninger av et silikat, inkludert alkaliske metallsilikater og kjemiske modifiserte silikater, inkludert organiske silikater og silikatestere.

Egnede metaller omfatter, men er ikke begrenset til, gruppe II-metaller, spesielt magnesium, kalsium, strontium og barium og overgangsmetaller, spesielt titan, vanadium, krom, mangan, jern, kobolt, nikkel, kobber, sink, aluminium og zirkonium.

Egnede metallsalter inkluderer, men er ikke begrenset til, klorider, bromider, fluorider, jodider, oksider, hydroksider, sulfater, fosfater, bikarbonater, acetater og formater. Metallionkomplekser med ligander eller chelaterende midler kan også anvendes.

Som et resultat av den kjemiske endringer gjennomgått ved det kjemiske stoffet eller stoffene (i) utfelles et mineral ut fra behandlingsfluidet som et fast, konsoliderende materiale. Det konsoliderende materialet avsettes fortrinnsvis på sandpartiklene og fører til en økning i formasjonsstyrken.

Fortrinnsvis er mineralet et karbonat, sulfat, fosfat, oksid eller sulfid.

Alle stoffer til stede i behandlingsfluidet vil fortrinnsvis være løselige i vann i minst en konsentrasjon som vil være nyttig i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen (dvs. en konsentrasjon som vil føre til en avsetningsgrad for det konsoliderende materialet som er effektiv for konsolideringen). For å forenkle penetrasjon inn i formasjonen som skal konsolideres, vil behandlingsfluidet vanligvis være fritt for partikulært materiale og ha en lav viskositet. Det kan være imidlertid være noen tilfeller hvor anvendelse av et partikulært inneholdende behandlingsfluid eller behandlingsfluid med høy viskositet kan være fordelaktig for å fremstille et ønsket konsolideringsmateriale (for eksempel for kimdannelses- eller nukleasjonsformål eller hvor fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kombineres med anvendelsen av andre konsolideringsprosesser som krever bruken av partikulære materialer (for eksempel nanopartikkelbaserte konsolideringsprosesser). Anvendelsen av partikulærinneholdende fluider er derfor ikke utelatt fra omfanget av den foreliggende oppfinnelsen.

Behandlingen kan utføres ved ethvert egnet trinn under komplettering eller produksjon eller injeksjon av en brønn. Behandlingen kan utføres på nye brønner eller de som allerede har blitt produsert eller injisert. Eventuelt kan behandlingen anvendes under boring.

Behandlingsformuleringen blandes vanligvis ved overflaten inn i ethvert egnet vann eller saltlake, ved enhver fremgangsmåte som er kjent for fagpersoner. Stoffer vil normalt oppløses i vann, men hvis ønskelig kan de oppløses i vannblandbare løsningsmidler, eller oppløses i blandingen av vann med vannblandbare løsningsmidler. Behandlingsfluidet plasseres i formasjonen ved anvendelse av en egnet fremgangsmåte som vil være kjent for fagpersoner, for eksempel pumping via borestrengen, ved ”bullheading” eller ved viklet rørsystem. Brønnen som penetrerer formasjonen kan være fôret og perforert eller åpenhulls. I tilfellet av behandlingsformasjoner tilgrensende en åpenhullsbrønn, inkludert formasjoner tilgrensende en horisontalbrønn, kan det være nødvendig å fjerne filterkake til stede ved formasjonsflaten (spesielt i tilfeller av en nylig boret brønn) ved enhver egnet fremgangsmåte, som vil være kjent for fagpersoner, før tilførsel av behandlingsfluidet, slik at behandlingsfluidet kan gå inn i formasjonen. I tilfellet av behandlingsformasjoner tilgrensende et fôret og perforert brønnhull, kan det være nødvendig å fjerne skader i nærheten av perforeringene og til den tilgrensende filterkaken ved en enhver egnet fremgangsmåte, som vil være kjent for fagpersonen, før tilførsel av behandlingsfluidet, slik at behandlingsfluidet kan gå inn i formasjonen.

Fluidet plasseres tilstrekkelig langt fra formasjonen som skal behandles for å gi en adekvat grad av sandkontroll. Konsolideringsgraden (formasjonsstyrkningen) påkrevd og dybden til hvilken konsolideringen er påkrevd, vil være lett bestembar med en fagmann for konstruksjon av slike behandlinger. Generelt vil styrkingsgraden oppnådd med behandlingsfluidformuleringen som skal brukes på formasjonen bestemmes i en laboratorieevaluering i forkant av behandlingen, for å hjelpe til i behandlingens konstruksjon. Konsolideringsgraden kan på en hensiktsmessig måte undersøkes ved å måle den ubegrensede trykkfastheten til formasjonen med og uten behandling, for eksempel ved anvendelse av kjerner skåret ut fra formasjonen.

Etter plassering av behandlingsfluidet i formasjonen, blir fluidet etterlatt tilstrekkelig lenge for at det kjemiske stoffet eller stoffene (i) kan gjennomgå en kjemisk endring og for at avsettingen av konsolideringsmaterialet skal skje. Dette vil normalt ta minst noen dager (for eksempel mellom 1 og 5 dager), men kan finne sted i en kortere eller lengre tidsperiode, avhengig av forholdene. Temperaturen som behandlingen utføres ved er den primære determinanten for hydrolysens hastighet og avsetningsreaksjonene. Normalt vil konsolideringen fortsette ved den omgivende temperaturen til formasjonen. Behandlingsfluidet som tilført vil normalt (selv om ikke i alle tilfeller) være ved en lavere temperatur enn formasjonen og vil øke i temperatur med tiden. Det er velkjent at hastigheten av kjemiske reaksjoner, for eksempel hydrolysereaksjoner, økes ved å øke temperaturen. I noen situasjoner, hvor prosessen ved den foreliggende oppfinnelsen driftes ved, kan det være fordelaktig å øke hastigheten som prosessen fortsetter ved, og avsetter et mineral som en konsolidant ved å øke behandlingsfluidets temperatur i formasjonen tilgrensende et brønnhull. Dette kan oppnås ved å tilføre varme via brønnhullet. Fremgangsmåter for å tilføre varme inkluderer, men er ikke begrenset til, injeksjon eller sirkulering av varmt vann, damp eller hydrokarboner gjennom brønnhullet, eller utføre eksoterme kjemiske reaksjoner i eller tilgrensende brønnhullet. Egnede fremgangsmåter for å tilveiebringe varme til brønnhullet og tilgrensende formasjon vil være velkjente for fagpersoner.

Formålet med fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen er å konsolidere formasjonen i tilstrekkelig grad til å tilveiebringe sandkontroll. Fremgangsmåten vil øke formasjonens ubegrensede trykkfasthet. Som en konsekvens av det konsoliderende materialets avsetning, vil formasjonens permeabilitet reduseres til en viss grad. Fremgangsmåten anvendes vanligvis på formasjoner hvor den er ment å produsere hydrokarboner eller vann, eller for å injisere hydrokarboner eller vann, og derfor er det ønskelig at formasjonen holder igjen i det minste tilstrekkelig permeabilitet for at produksjon eller injeksjon finner sted. Det vil være forstått av fagpersoner at avsetting av tilstrekkelig konsolidant i formasjonen for å redusere permeabiliteten, til det punktet hvor produksjon eller injeksjon kan forsegles, også har oljefeltsapplikasjoner. Således er en annen utførelsesform ved den foreliggende oppfinnelsen å forsegle formasjonen for å forhindre produksjon eller injeksjon. Det vil forstås at mer enn én behandling kan være nødvendig på formasjonen for å oppnå dette.

Som normalt anvendt er det generelt foretrukket med en relativt langsom hastighet i kjemisk endring av de kjemiske stoffene (i) som fører til avsetning av konsolideringsmaterialet, ettersom dette lettere vil muliggjøre plassering av behandlingsfluidet dypt inn i formasjonen før noe konsolideringsmateriale avsettes.

Ved anvendelse av et tilstrekkelig blandet behandlingsfluid, vil avsetning av konsolideringsmaterialet finne sted homogent igjennom behandlingsfluidet, og derfor gjennom formasjonsområdet i hvilket behandlingsfluidet har blitt plassert. Dette vil føre til ensartet konsolidering av formasjonen.

Konsolideringsbehandlingen kan anvendes på enhver dårlig konsolidert formasjon hvor en individuell behandlingsfluid er kompatibel. I tillegg til dårlig konsolidert sand eller sandsten, vil det vær opplagt for fagpersoner at fremgangsmåten også kan anvendes til andre dårlig konsoliderte soner eller formasjoner, så som ikke-konsoliderte leirer, skifer eller lignende. Brønner båret inn i den konsoliderte formasjonen kan anvendes for produksjonen eller injeksjonen av hydrokarboner eller vann. Konsolidering av formasjonen til en tilstrekkelig grad for å tillate frakturering av formasjonen for å øke produksjonseller injeksjonsrater, kan være mulig dersom frakturering ikke fører til produksjon av sand eller lignende fra ukonsoliderte områder av formasjonen. Fremgangsmåten kan også anvendes til å avsette materialer på overflater, bortsett fra sand, sandsten, leirer, skifere osv. til stede i formasjonen. Den kan også brukes til å avsette konsolidant i grusen eller proppemiddel brukt i fraktureringspakninger, gruspakninger, proppede frakturer eller lignende.

Avsetningen av konsolideringsmateriale i formasjonen øker mengden av sementering eller adhesjon mellom sandkornene innenfor sandstenen. Avsetning av det mineralkonsoliderende materialet vil generelt skje når en kritisk konsentrasjon av forbindelsene som reagerer for å danne mineralet overstiges under de rådende forholdene av pH, temperatur osv. Avsetningen begunstiges på overflater og ved kontaktpunktene mellom sandkorn på grunn av overflateenergibetraktninger. Avsetning av konsolidant på den eksisterende sementeringen på sandkorn som allerede har blitt sementert sammen, vil føre til styrking av formasjonen. Tilstedeværelsen av egnede nukleasjonssmaterialer (enten de eksisterende sementerings- eller nukleasjonsmaterialene innlemmet i behandlingsfluidet eller tilført formasjonen i forkant av behandlingsfluidet for å adsorbere på den eksisterende formasjonen eller sementeringen) kan også hjelpe til med å sikre at avsetning finner sted på den eksisterende sementeringen. Egnede nukleasjonsmaterialer vil være ethvert materiale som fortrinnsvis binder eller knyttes til partiklene, eller sementering allerede til stede i formasjonen, og som virker som et nukleasjonsmateriale for konsolidanter av den foreliggende oppfinnelsen. Egnede nukleasjonsmaterialer inkluderer, men er ikke begrenset til, polymerer, så som polysakkarider og proteiner og mikropartikler (mikrokrystaller) av konsolidanten som avsettes. Egnede effektive materialer vil være kjent for fagpersoner. Effektiviteten av forskjellige materialer vil lett kunne bestemmes ved egnede tester.

Hvor konsolidanten som er avsatt hovedsakelig er det samme mineralet som det eksisterende sementerings- eller nukleasjonsmaterialet, vil avsetning være spesielt begunstiget. For eksempel, hvor kalsiumkarbonat avsettes som en konsolidant, vil tilstedeværelsen av eksisterende kalsiumkarbonat i sementeringen forventes å tilveiebringe en utmerket overflate for nukleasjon og avsetting av nytt kalsiumkarbonat.

I noen situasjoner kan det være nyttig å innlemme materialer som har den motsatte effekten på nukleasjonsstoffer, dvs. virker som forsinkende stoffer som hindrer, modifiserer eller regulerer avsetningen av konsolideringsmaterialet i det minste til en viss grad. Disse kan være et hvilket som helst materiale som forhindrer, bremser, modifiserer eller inhiberer avsetning av konsolideringsmaterialet ved en konsentrasjon som de anvendes ved.

Spesielt nyttig vil være avleiringsinhibitorer, slik som de kjent for fagpersoner og som generelt anvendes til å forhindre avsetning av oljefeltavleiringer.

Mange kjente avleiringsinhibitorer er proprietære kjemikalier som generelt er satt sammen av materialer som faller inn i én av tre kjemiske klasser: (1) polykarboksylater med lav molkylvekt, inkludert polyakrylater og polymaleater; (2) uorganiske polyfosfater og fosfatestere; og (3) fosfater. Hver klasse har egenskaper som gjør visse materialer ønskelige avhengig av de spesifikke forholdene.

Egnede avleiringsinhibitorer inkluderer, men er ikke begrenset til, uorganiske polyfosfater, fosfatestere, sulfonater, fosfonater, polykarboksylater (inkludert polyakrylater og polymleater) kopolymerer og terpolymerer av akrylater, sulfonater og fosfonater, polyfosfino-karboksylsyrer, fosfinopolykarboksylsyrer og blandinger derav. Eksempler på slike avleiringsinhibitorer er beskrevet i US20030150613A1, US20040154799A1 og US 5655601.

Introduksjon av slike materialer inn i formasjonen i forkant av, eller inneholdt i behandlingsfluidet, kan bremse avsetning av konsolidant og tillate dypere konsolidering i formasjonen. I tilfellet av avleiringsinhibitorer, vil fortynning av avleiringsinhibitoren til under minimums inhibisjonskonsentrasjon (MIC), generelt være nødvendig for at mineralavsetning skal skje.

Generelt er anvendelse av behandlingsformuleringer som avsetter kondolidant ved en langsom hastighet foretrukket, ettersom dette vil ha større sannsynlighet for å føre til effektiv konsolidering. Effektiv konsolidering vil redusere permeabiliteten til formasjonen i noen grad, men dette er en akseptabel erstatning dersom behandlingen fører til styrking av formasjonen. Avsetting av konsolidant fra behandlingsfluidet ved for rask hastighet, kan føre til avsetning av diskrete mineralpartikler i behandlingsfluidet, som potensielt kan blokkere porehalser og vesentlig redusere permeabiliteten til formasjonen, men uten å gi den samme styrkningsgraden oppnådd fra en lavere avsetning på overflater. Drift av fremgangsmåten på en slik måte kan derfor føre til blokkering av porehalser som fører til forsegling av formasjonen.

I et ytterligere aspekt av oppfinnelsen som beskrevet ovenfor kan behandlingsfluidet eventuelt anvendes som et borefluid (eller borefluid eller innboringsfluid) som kan oppnå konsolidering. I en slik utførelsesform er det nødvendig at behandlingsfluidet også vil oppfylle kravene til et borefluid.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer derfor en fremgangsmåte for konsolidering av en undergrunnsformasjon under boring, hvilken prosess omfatter:

(a) innlemming i et behandlingsfluid (i) minst ett kjemisk stoff som er i stand til å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet og som er: et bikarbonat; en forbindelse som genererer et fosfat, fosforsyre, sulfat, svovelsyre, hydrogensulfid, S2- , karbondioksid eller bikarbonat; en forbindelse som genererer en base og som er et amid, urea, ureaderivat, et organisk azid, blåsyre, blåsyreamin eller asylazid; en forbindelsen som genererer en syre og som er en ester av en karboksylsyre; og, eventuelt, (ii) minst ett ekstra kjemisk stoff valgt fra salter og komplekser av metaller, hvor metallet har en valens på 2 eller høyere, og silikater;

(b) bore en brønn med behandlingsfluidet slik at minst en del av behandlingsfluidet går inn i formasjonen; og

(c) tillate det kjemiske stoffet (i), alene eller i kombinasjon med det eventuelle ekstra kjemiske stoffet (ii), å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysiokjemiske miljøet til behandlingsfluidet slik at et kondolideringsmineral avsettes i undergrunnsformasjonen.

Nødvendige funksjoner i et borefluid inkluderer: kontroll på formasjonstrykk; smøring av borestrengen; kjøling av borekrone; suspensjon av faste stoffer under statiske og dynamiske forhold og fjerning av borekaks fra hullet. Uttrykket ”boring” bør inkludere utvidelsesboring og tilsvarende operasjoner. I denne ytterligere utførelsesformen av den foreliggende oppfinnelsen vil stoffene (i) og (ii) gå inn i formasjonen under boring som del av tapet av fluidsprut som oppstår når en filterkake blir avsatt på innsiden av borehullet. Et borefluid formuleres vanligvis for å minimere fluidtapet til formasjonen, ved å innlemme partikulært materiale inn i fluidet som, i kombinasjon med fine partikler generert under boreprosessen og viskositetsdannende polymerer (dersom til stede) bidrar til oppbygging av en filterkake. Tapet av fluidsprut er det tapet av fluid til formasjonen som finner sted når filterkaken bygges opp.

I tilfellet med den foreliggende oppfinnelsen er det imidlertid generelt fordelaktig å formulere behandlingsfluidet brukt som et forefluid til å gi et større spruttap enn det som vanligvis oppnås, og derfor oppnå konsolidering rundt borehullet til en større dybde enn hva som ellers ville være tilfellet. Således vil det generelt ikke være ønskelig å innlemme partikulært materiale inn i behandlingsfluider anvendt som borefluider i den foreliggende oppfinnelsen, eller å anvende bare lave konsentrasjoner av partikulært materiale eller partikler av en slik størrelse at store spruttap skjer.

Høye belastninger av partikulære materialer er ment å redusere spruttapet, og lave eller ingen belastninger vil øke spruttapet. Filtratet estimeres til å penetrere inn i formasjoner i dybder på 30 til 60 cm, selv i tilfellet av normalt formulerte boreslam, selv om penetrering av partikulære materialer generelt er mye mindre enn dette. Med forefluider formulert for å gi høyere spruttap er dypere penetrering sannsynlig. Etter avsetning av filterkaken kan noe ytterligere fluidtap til formasjonen skje, men dette vil trolig være begrenset.

Behandlingsfluidet anvendt som et borefluid vil bli fremstilt på overflaten, generelt i slamgroper, ved enhver fremgangsmåte som vil være kjent for fagpersoner. Dersom hastigheten i den kjemiske endringen av stoffet (i) er tilstrekkelig langsom, kan begge stoff(ene) (i) og eventuelt stoff(ene) innlemmes direkte inn i behandlingsfluidet anvendt som et borefluid. Alternativt, dersom hastigheten til den kjemiske endringen av stoff(ene) er tilstrekkelig rask til å føre til uakseptable nivåer av konsolideringsmaterialet som avsettes i bulkborefluidet, kan én eller flere av stoff(ene) (i) eller (ii) tilføres og blandes inni borefluidet lenger ned i boresammenstillingen, slik at mer av konsolideringsmaterialet produseres i formasjonen etter at spruttap har funnet sted. Tilførsel og blanding i borefluidet lenger ned i boresammenstillingen kan oppnås med enhver fremgangsmåte som er kjent for fagpersoner.

Under boring, ved anvendelse av behandlingsfluider formulert som borefluider i henhold til den fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, vil det generelt være ønskelig å overvåke sammensetningen av behandlingsfluidet for å måle konsentrasjonene av ethvert kjemisk(e) stoff(er) (i) som kan gjennomgå en kjemisk endring, egnet(e) andre kjemisk(e) stoff(er) (ii) og ethvert nukleasjonsmateriale(r) eller forsinkende stoffer innlemmet i behandlingsfluidet. Etter formulering av et behandlingsfluid som et borefluid og under boring, kan noe konsolideringsmiddel avsettes innenfor borefluidet. Ethvert fast materiale produsert innenfor bulkbehandlingsfluidet under boring vil bli igjen som en del av borefluidet eller avsettes som en del av filterkaken. Avsetting av konsolideringsmidler i behandlingsfluidet vil redusere konsentrasjonen av de konsolideringsdannende kjemikaliene innenfor bulkbehandlingsfluidet og derfor deres konsentrasjon i fluidspruttapet. Overvåkingen av individuelle kjemikalier i bulkbehandlingsfluidet vil indikere hvilke kjemikalier som trenger å øke sin konsentrasjon (eller hvor pH er viktig i å oppnå konsolidering, hvilken pH justering som er nødvendig) for å opprettholde virkningen av behandlingsfluidet som vil avsette den påkrevde mengden av konsolideringsmidler i formasjonen. Fremgangsmåter av å overvåke og erstatte kjemikalier forbrukt i reaksjonen vil være slike fremgangsmåter som er generelt velkjente for fagpersoner innen området.

Silikatfluider er særskilt egnede når det anvendes behandlingsfluider av den foreliggende oppfinnelsen som et borefluid. Silikatinnboringsfluider og lignende er allerede i utstrakt bruk i boring av brønner.

Avsetting av mineral på sandkornene øker mengden av sementeringsmaterialer og derfor den ubegrensede trykkfastheten til formasjonen. Etter konsolidering av formasjonen, vil brønner som penetrerer formasjonen settes på produksjon eller injeksjon hvis ønskelig.

Det avsatte konsolideringsmiddelet vil normalt ha en lav løselighet i vann slik at det konserveringsmiddelet ikke oppløses av vann, som fører til en reduksjon i mengden av konsolideringsmiddelet og en reduksjon i formasjonsstyrken. Dersom oppløsning av konsolideringsmiddelet skjer ved en høyere rate enn ønskelig, som bestemt ved laboratorier – eller feltbeslutninger – kan det være påkrevd med rekonsolidering av formasjonen ved anvendelse av mer behandlingsfluid.

Normalt vil alle stoffer anvendt i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen være av teknisk gradering for å redusere kostnaden ved fremgangsmåten.

Egnede konsentrasjoner på stoffer anvendt i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen vil være avhengig av den påkrevde mengden av konsolideringsmidler som skal avsettes i formasjonen. Dette vil avhenge av den særskilte kombinasjon av stoffer valgt, men vil typisk være i størrelsesorden av 1 til 200 gram per liter (fortrinnsvis 10 til 100 gram per liter), selv om høyere eller lavere konsentrasjoner kan være passende i noen situasjoner. Tilsatte nukleasjonsmaterialer eller avleiringsmodifikanter, regulatorer eller inhibitorer vil bli anvendt ved en egnet konsentrasjon for å gi den ønskede virkningen og egnede konsentrasjoner vil være forstått av fagpersoner innen området eller kan lett bestemmes ved egnede laboratorieevalueringer.

Noe blanding av reservoarfluider og behandlingsfluid vil skje i formasjonen. Mulig fortynning av konsentrasjonen til de kjemiske forbindelsene i behandlingen er derfor forventet å skje, og den initielle konsentrasjonen av disse kjemiske forbindelsene kan økes for å kompensere for den forventede fortynningen. Imidlertid, i mange tilfeller vil formasjonsvannet inneholde merkbare konsentrasjoner av kjemiske forbindelser som kan være nyttige i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen, og dette vil også bli tatt hensyn til av personer som konstruerer behandlingene og er fagpersoner. F. eks., er ofte en høykonsentrasjon av løselig kalsium i mange formasjonsvann. Blanding og fortynning kan være fordelaktig når avlæringsinhibitorer eller lignende brukes til å inhibere, modifisere eller regulere avsetningen av konsolideringsmaterialet og fortynning av det forsinkende midlet til under en kritisk konsentrasjon er nødvendig.

Flere enn et stoff (i) eller kombinasjon av stoff(er) (i) og (ii) kan anvendes i behandlingsfluidet som kan føre til avsetning av mer enn én materialtype i formasjonen.

Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kan anvendes til enhver brønn boret inn i en undergrunnsformasjon, men er spesielt ment for anvendelse i dårlige konsoliderte formasjoner. Brønntyper kan inkludere vertikale, avvikete, skråstilte eller horisontale brønner. Brønnene kan være fôret og perforerte, åpenhulls, eller kompletterte ved anvendelse av enhver anerkjent kompletteringstype.

Fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen kan, hvis ønskelig, anvendes samtidig med mekaniske og/eller andre kjemiske fremgangsmåter for sandkontroll, slik som de som er kjente for fagpersoner innen området. Fremgangsmåten kan anvendes før, etter eller samtidig med de andre fremgangsmåtene for sandkontroll, ettersom hva er passende for det særskilte tilfellet.

Hvor en formasjon er sensitiv for, og kan bli ødelagt ved tilførte fluider, vil dette generelt bli tatt hensyn til i formulering av behandlingsfluidet av den foreliggende oppfinnelsen. F. eks., hvor leireoppsvelling er et problem, kan chelateringsforbindelser så som sitronsyre eller EDTA innlemmes i fluidet for å hemme svelling. Andre kjemikalier, så som CaCl2og AlCl3,kan også virke som inhibitorer til en hvis grad. Slike inhibitorer kan innlemmes i behandlingsfluidet av den foreliggende oppfinnelsen, og kan også virke som andre stoffer (ii) i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen.

Fremgangsmåten, slik den generelt driftes, innebærer avsetting av konsolideringsmidler fra en vandig løsning på en vann-vått overflate. Det kan derfor være fordelaktig å behandle formasjonen i forkant av en behandling med midler som er alminnelig brukt for a fjerne hydrokarboner fra formasjonsoverflatene i den formasjonssonen som skal konsolideres, og etterlater en vann-vått overflate. Midler som kan oppnå dette inkluderer, men er ikke begrenset til, løsningsmidler, gjensidige løsningsmidler og overflateaktive stoffer. Egnede midler kan også innlemmes til behandlingsfluidet dersom de er kompatible. Andre additiver som kan være nyttige i fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen inkluderer viskositetsreduserende midler og suspensjonsstoffer for finpartikulære materialer, men andre additiver som er anerkjent for å tilveiebringe en fordel til behandlingen ved fagpersoner innen området kan også anvendes. Slike additiver eller kjemikalier kan tilføres i forkant av behandlingsfluidet, innlemmet i behandlingsfluidet, eller anvendes etter behandlingsfluidet.

Konsolideringsmidler som er spesielt nyttige å avsette under fremgangsmåten ved den foreliggende oppfinnelsen inkluderer mineraler av typen som typisk er til stede som sementeringsmaterialet i sandsteinsformasjoner (f. eks. kalsiumkarbonat eller kalsiummagnesiumkarbonat) eller som finnes i oljefeltskifer (f. eks. bariumsulfat). Typisk er slike mineraler av lav løselighet og vil løses fra formasjonen ved en neglisjerbar eller akseptabelt lavhastighet under injeksjons- eller produksjonsoperasjoner.

Oppfinnelsen er ytterligere illustrert i de følgende eksemplene.

Eksempel 1 Avsetting av kalsiumkarbonat

Et behandlingsfluid inneholdende kalsiumbikarbonat tilføres en formasjon ved en temperatur på omtrent 100 grader C eller høyere. Ved oppvarming gir bikarbonatløsningen kalsiumkarbonat.

Ca(HC03)2 (aq)+ heat CaC03(s)+ 3⁄40 C02.

Eksempel 2 Avsetting av kalsiumkarbonat

Et behandling sfluid inneholdende kalsiumklorid og urea tilføres en formasjon ved en temperatur på omtrent 80 grader C eller høyere. Ved hydrolyse av urea fremstilles karbondioksid og ammoniakk. Ved en alkalisk pH reagerer karbondioksidet med kalsium ioner for å avsette kalsiumkarbonat.

Eksempel 3 Avsetting av bariumsulfat

Et behandling sfluid inneholdende bariumklorid og sulfamsyre tilføres en formasjon ved en temperatur på omtrent 90 grader C eller høyere. Ved hydrolyse av sulfamsyre frigjøres sulfat, som reagerer med bariumioner for å avsette bariumsulfat.

Eksempel 4 Avsetting av sinksulfid

Et behandling sfluid inneholdende et sinksalt og tioacetamid tilføres en formasjon ved en temperatur på omtrent 80 grader C eller høyere. Tioacetamidet hydroliseres for å produsere S2<~>, som fører til avsetting av sinksulfid.

Eksempel 5 Avsetting av titandioksid

Et behandling sfluid inneholdende titansulfat og urea tilføres en formasjon ved en temperatur på omtrent 100 grader C. Ettersom ureaen hydrolyseres avsettes titanet som titandioksid.

Eksempel 6 Avsetting av kalsiumfosfat

Et behandlingsfluid inneholdende kalsiumklorid pluss natriumglyserolfosfat tilføres en formasjon å varmes til 60 grader C eller høyere. Glyserolfosfatet hydrolyseres for å produsere fosfat, som reagerer med kalsiumet for å avsette kalsiumfosfat.

Eksempel 7 Avsetting av kalsiumfosfat

Et behandlingsfluid inneholdende kalsiumglyserolfosfat tilføres en formasjon og varmes opp til 60 grader C eller høyere. Glyserolfosfatet hydrolyseres for å produsere fosfat, som reagerer med kalsium for å avsette kalsiumfosfat.

Eksempel 8 Avsetting av silikat

Et behandlingsfluid inneholdende 8,3 % w/v K2O og 20,8 % w/v SiO2blandes med 30 % urea og tilføres en formasjon ved en temperatur på 55 grader C eller høyere. Ettersom urea hydrolyseres, produseres et hvitt silikatkonsolideringsmiddel, noen ganger innledet med dannelsen av en klar gel (uten å være knyttet til en særskilt mekanisme, er det antatt å være dannelsen av kolloidale silikater som til slutt blir krystallinske).

Eksempel 9 Avsetting av silikat

Et behandlingsfluid inneholdende 8,3 % w/v K2O og 20,8 % w/v SiO2blandes med 10 % formamid og tilføres en formasjon ved en temperatur på 40 grader C eller høyere. Ettersom urea hydrolyseres, produseres et hvitt silikatkonsolideringsmiddel, noen ganger innledet ved dannelse av en klar gel.

Claims

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for konsolidering av en undergrunnsformasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter:

(a) innlemme i et behandlingsfluid (i) minst ett kjemisk stoff som er i stand til å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet, og som er: en bikarbonat; en forbindelse som genererer et fosfat, fosforsyre, sulfat, svovelsyre, hydrogensulfid, S2- , karbondioksid eller bikarbonat; en forbindelse som genererer en base og som er et amid, urea, ureaderivat, et organisk azid, blåsyre, blåsyreamin eller asylazid; en forbindelsen som genererer en syre og som er en ester av en karboksylsyre; og, eventuelt (ii) minst ett ytterligere kjemisk stoff valgt fra salter og komplekser av metaller hvor metallet har en valens på 2 eller høyere;

(b) tilføre behandlingsfluidet inn i formasjonen;

k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten videre omfatter:

(c) tillate det kjemiske stoffet (i) alene eller i kombinasjon med det eventuelle ekstra kjemiske stoffet (ii), å gjennomgå en kjemisk endring som endrer det fysio-kjemiske miljøet til behandlingsfluidet, slik at et konsolideringsmineral avsettes i undergrunnsformasjonen, hvor mineralet er et karbonat, sulfat, fosfat eller sulfid.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor bikarbonatet er et alkalimetall-bikarbonat eller alkalisk jordmetall-bikarbonat.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor bikarbonatet er litiumhydrogenkarbonat, natriumhydrogenkarbonat, kaliumhydrogenkarbonat, magnesiumhydrogenkarbonat, kalsiumhydrogenkarbonat, strontiumhydrogenkarbonat eller bariumhydrogenkarbonat.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor forbindelsen som genererer et fosfat eller fosforsyre er en fosfatester.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor forbindelsen som genererer et sulfat eller svovelsyre er en sulfatester eller sulfamsyre.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor forbindelsen som genererer hydrogensulfid eller S2 er tioacetamid eller tiourea.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor forbindelsen som genererer karbondioksid er urea.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor amidet er formamid eller asetamid.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor ureaderivatet er 1-metylurea, 1,1-dimetylurea, 1,3-dimetylurea, 1,1,3-trimetylurea, 1-etylurea, 1,1-dietylurea, 1,3-dietylurea, 1,3-dietylurea, n-propylurea, n-butylurea, 1-fenylurea, 1-metyl-3-fenylurea eller 1-etyl-1-fenylurea.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor blåsyreaminet er heksametyltetraamin eller heksametylentetraamin.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor asylazidet er asetylazid, propionylazid, malonylasid, succinylazid eller phtaloylazid.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor karboksylsyreester er en ester av eddik- eller maursyre.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 12, hvor estere er en ester av en polyhydrogenalkohol.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor polyhydrogenalkoholet er glyserol, etylenglykol, dietylenglykol, trietylenglykol eller pentaerytritol.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltet av et metall som har en valens på 2 eller høyere er et salt av gruppe II metall eller et overgangsmetall.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor saltet er et klorid, bromid, fluorid, jodid, oksid, hydroksid, sulfat, fosfat, bikarbonat, acetat eller format.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor komplekset av et metall som har en valens på 2 eller flere er komplekset av et metallion med en ligand eller chelateringsmiddel.

18. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 15 til 17, hvor metallet er magnesium, kalsium, strontium, barium, titan, vanadium, krom, mangan, jern, kobolt, nikkel, kobber, sink, aluminium eller zirkonium.

19. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor behandlingsfluidet anvendes som et borefluid.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor behandlingsfluidet oppnår konsolidering av formasjonen under eller etterfølgende boring.

21. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor behandlingsfluidet er et borefluid.

22. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor mineralet som er avsatt konsoliderer formasjonen.

23. Fremgangsmåte ifølge krav 21, hvor et bikarbonat er til stede i behandlingsfluidet.

24. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor varme tilføres via borehullet for å akselerere fremgangsmåten for konsolidering av formasjonen.

25. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor et nukleæringsmaterialet tilføres formasjonen i forkant av eller samtidig med behandlingsfluidet.

26. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor et forsinkelsesmiddel tilføres formasjonen i forkant av eller samtidig med behandlingsfluidet.

27. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor et vannfuktende middel tilføres formasjonen i forkant av eller samtidig med behandlingsfluidet.

28. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvor formasjonen forsegles for produksjon eller injeksjon.