NO863473L

NO863473L - Fremgangsmaate for aa redusere permeabiliteten i et underjordisk oljereservoar.

Info

Publication number: NO863473L
Application number: NO863473A
Authority: NO
Inventors: Richard D Hutchins; Hoai T Dovan
Original assignee: Union Oil Co
Priority date: 1985-08-30
Filing date: 1986-08-29
Publication date: 1987-03-02
Also published as: EP0212671A2; EP0212671A3; US4694906A; CA1262819A; NO863473D0

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for sti-mulering av oljeutvinning fra underjordiske reservoarer eller formasjoner ved bruk av injeksjon av gasser. Den gjelder mer spesielt forbedring av effektiviteten ved en sekundær oljeut-vinningsprosess hvor skum genereres in situ for å redusere permeabiliteten til de mer permeable sonene i et underjordisk reservoar under en gass-flømmebehandling.

Signifikante mengder av råolje med lav densitet forelig-

ger i underjordiske formasjoner. På grunn av dette er det ut-viklet teknikker for å stimulere produksjon av olje fra slike reservoarer. Den høye viskositeten til den oljen som er igjen i slike formasjoner gjør imidlertid utvinning vanskelig og kostbar. En rekke metoder som er beregnet på å stimulere gjenvinning av petroleum med høy viskositet er brukt, inkludert vannflømning, dampinjeksjon og gassinjeksjon, men til dags dato har ingen vært helt tilfredsstillende. Vannflømming er typisk ineffektiv i forflytning av viskøs olje på grunn av oljens høye viskositet. Dampinjeksjon senker viskositeten, men er også utilfredsstillen-de i visse typer av formasjoner og krever tilgjengelighet av billig brensel og stor tilførsel av rent vann. I den vanligste metoden for dampinjeksjon, "puste og pese"-dampinjeksjon, anvendes brønnen for alternerende injeksjon av damp og produksjon av reservoarvæsker. En ny variasjon av "puste og pese"-dampin-jeksjonsmetoden for redusering av viskositeten til viskøse oljer er beskrevet i US-patent 3 782 470. Like etter injeksjonsfasen i en "puste og pese"-dampstimuleringsprosess, som senker oljens viskositet, injiseres en ikke-kondenserende, ikke-oksyderende gass ved omgivelsestemperatur. Gassen forflytter lav-viskosi-tetsoljen og forbedrer mengden av produsert olje, reduserer nød-vendig dampvolum og forbedrer brønnens vann/olje-forhold.

Der det anvendes en fler-komponentgass, har imidlertid hydrokarboner med høyere molekylvekt en tendens til å kondensere når formasjonen avkjøles etter dampinjeksjonene. De kondenserte hydrokarbonene har høy løselighet og også blandbarhet med de fleste råoljer. Som et resultat av dette, kan råolje blandet forflyttes fra nærheten av brønnboringen, hvilket resulterer i redusert permeabilitet for olje ved brønnboringen.

En typisk gass-flømmemetode anvender resyklerte reservoargasser, reinjisering ved injeksjonsbrønnen av minst en del av de gasser som produseres ved produksjonsbrønnen. Slike produserte gasser inneholder ofte små mengder av bestanddeler som blir sure når de oppløses i reservoarvann, som for eksempel hydrogensulfid, svoveloksyder og karbondioksyd. Dersom de er til stede i store mengder, kan de sure bestanddelene i gjeninjiserte reservoargasser forårsake skade på det område som omgir brønn-stammen. For å unngå disse problemene er det nylig foreslått å anvende nitrogen i gass-flømmeprosesser.

For å øke effektiviteten ved gassflømming, kan det anvendes en blandbar gass som reduserer oljens viskositet. Med mindre løsningsmiddelgassen forblir løselig, vil den imidlertid vanligvis produseres til fordel for oljene som en ublandbar, mobil fa-se. Ett av de mest vellykkede gassløsningsmidler som er anvendt for å stimulere gjenvinning av viskøse oljer er karbondioksyd. Den høye oppløsningsfaktoren for karbondioksyd i råolje forårsa-ker at viskositeten til karbondioksyd-råoljeløsningen blir markert lavere enn viskositeten til råoljen alene. For illustreren-de eksempler på stimuleringsprosesser som anvender karbondioksyd, henvises det til US-patent 3 442 332, som inneholder en liste av US-patenter og publikasjoner om emnet i kolonne 2, linje 24-49.

Det har lenge vært kjent at gjenvinning av petroleum ved bruk av karbondioksyd kunne økes kraftig dersom karbondioksydet ble brukt i "klump"-form og drevet gjennom reservoaret ved hjelp av en vandig drivvæske, som for eksempel saltløsning, vanlig eller karbonisert vann. En prosess som anvender denne teknikken er beskrevet i US-patent 3 065 790. Til og med alternerende-injeksjon, vann-løsningsmiddelprosesser hvor det anvendes karbondioksyd som et løsningsmiddel lykkes imidlertid i å gjenvinne bare det petroleum i reservoaret som er brakt i kontakt med det injiserte karbondioksydet. Store mengder petroleum som ikke har vært i kontakt med karbondioksyd forbipasseres og blir tilbake i reservoaret, fordi et ufordelaktig mobilitetsforhold mellom reservoar-fluider og injiserte fluider får karbondioksydet til å kanalisere bort i områder med høy permeabilitet. På oljegjenvin-ningsområdet er arealsveipe-effektiviteten for oljeflytning størst når viskositeten til forflytningsfluidet er lik med eller større enn viskositeten til den forflyttede oljen og/eller permeabiliteten til forflytningsfluidet er mindre enn eller lik med oljens. Siden karbondioksyd er mindre viskøs og mer mobil enn de fleste råoljene, er den ikke i seg selv et meget effektivt oljeforflytningsmiddel.

Arealsveipe-effektiviteten ved gassflømming, spesielt kar-bondioksydgjenvinning, økes ved å generere et skum in situ for å blokkere de høypermeable egenskapene ved den underjordiske formasjonen. US-patent 3 34 2 256 (som herved inntas som referanse i sin helhet) beskriver alternative metoder for generering av skum in situ for å hindre kanalisering av karbondioksyd inn i høypermeabilitetskanaler vekk fra den sonen som skal behandles.

I en utførelsesform oppløses en liten mengde av et overflateaktivt middel eller et skummemiddel i karbondioksydet, som bibehol-des som et tett fluid eller en tett væske med trykk over ca.

4,82 x 10 6 newton pr. m 2 for å sikre løselighet. Et drivmedium som for eksempel vann, som deretter injiseres, presser blandingen av karbondioksyd og overflateaktivt middel gjennom formasjonen til en produksjonsbrønn, der produksjonen fortsetter inntil de produserte fluidene oppviser et uønsket høyt vann/olje-forhold. Produksjonen avsluttes så og trykket i formasjonen avlastes for

å tillate oppløste gasser å frigjøres fra løsningen og danne skummet. Når skummet ekspanderer, driver det ytterligere olje mot produksjonsbrønnen.

I en alternativ utførelsesform innføres vekselvis "klumper" av karbondioksyd og skummemidlet, vanligvis oppløst i en vandig eller hydrokarbonbærer, i reservoaret. Når det anvendes en hydrokarbonbærer, vil de flytende, lette hydrokarbonene fordampe,

og produsere en gass som genererer skum i de områder av reservoaret med høy trykkgradient, slik det finnes i høypermeabili-tetskanaler. Dersom det anvendes en karbonisert vannbærer for å oppløse skummemidlet, vil karbondioksydet når det støter på slike arealer med redusert trykk, frigjøres fra løsningen og generere skum. Det skum som genereres in situ av disse frigjorte gassene, blokkerer de høypermeable lagene og vil hindre etter-følgende injiserte "klumper" av karbondioksyd fra å kanaliseres inn i høypermeable soner.

Det er imidlertid visse ulemper ved å basere seg på gasser som frigjøres i lavtrykkssoner for å generere skummet. Når skummemidlet oppløses direkte i karbondioksyd eller i karbonisert vann, går en stor del av det gassformige karbondioksydet som frigjøres i lavtrykksonen ikke til å generere skum, men absorberes fortrinnsvis i råoljen. Og dersom det frigjorte karbondioksydet migrerer inn i et høytrykksområde,økes løseligheten av karbondioksyd og kan nærme seg blandbarhet ved trykk over ca. 4,82 x 10 newton pr. m . Disse vanskelighetene forekommer ikke dersom skummemidlet oppløses i en hydrokarbonbærer, men prisen på flytende hydrokarboner er vanligvis hindrende. Dessuten skummer generelt et hydrokarbon-løselig, overflateaktivt middel oljen og begrenser dens bevegelser gjennom reservoaret. Relsultatet er at økning av arealsveipe-effektiviteten ved gjenvinningsmetoden ved å generere skum in situ er meget vanskeligere og dyrere i reservoaret enn laboratorie-resultater ellers vil indikere.

En alternativ metode for tetting av soner med høy permeabilitet i olje-bærende formasjoner for å regulere strømmen av væsker gjennom reservoaret anvender dannelse av polymerplugger in situ. Typisk anvendes forskjellige kombinasjoner av en vann-løselig polymer, et pH-følsomt tverrbindingsmiddel som reagerer med polymeren, som for eksempel et flerverdig metall og et pH-regulerende eller bufringsmiddel for å regulere tiden da tverrbindingen inntrer. Typisk innblandes en syre eller et syreavgiv-ende middel og/eller et alkalisk materiale i den polymer-holdige løsningen som pH-regulerende eller bufringsmiddel.

Forskjellige teknikker er kjent for å oppnå forsinket tverrbinding av polymerløsninger inne i reservoaret, hvorved polymer-løsningen injiseres ved en pH over den ved hvilken tverrbinding typisk opptrer og pH i løsningen reduseres inne i formasjonen for å oppnå gelering in situ. Den polymer-holdige løsningen kan eksempelvis injiseres ved en forhøyet pH, og så får reservoar-bergarten lov å absorbere tilstrekkelig alkaliske materialer fra den injiserte løsningen til å senke dens pH under det ved hvilket det opptrer tverrbinding. Eller en minskning i pH forår-saket av eget vann fra reservoaret som fortynner den polymer-holdige løsningen, kan utvirke tverrbinding in situ. I noen tilfeller innblandes et materiale som hydrolyserer inne i reservoaret i den polymerholdige, vandige løsningen slik at tverrbinding kan forsinkes inntil polymeren er plassert i formasjonen.

I US-patent 3 740 360 beskrives den sistnevnte metoden. Alternativt kan det pH-regulerende middel innføres i reservoaret i en separafklump", like etter en "klump" av polymerløsningen for å forsinke tverrbindingen inntil polymerløsningen er plassert i reservoaret. US-patenter 4 009 755 og 4 069 869 gjelder eksempelvis dannelse av plugger i brønner hvor det dannes en gela-tinøs plugg i reservoaret ved å injisere (a) en vannløselig polymer, (b) et tverrbindingsmiddel som for eksempel en forbindelse av et flerverdig metall og et reduksjonsmiddel, som for eksempel et vann-løselig aldehyd med lav molekylvekt, eller et kolloidalt hydroksyd av et fler-verdig kation, (c) en vandig løsning av et alkalimetallsilikat og (d) et geleringsmiddel som reagerer med silikatet for å danne en silikat-holdig, gelatinøs plugg.

Selv om gelatinøse plugger typisk er effektive for regulering av væskestrømmer, er de relativt ineffektive for regulering av gass-strømmer. For å begrense en gass-strøm, som for eksempel gassformig karbondioksyd*'. gjennom sonene i et reservoar med høye-re permeabilitet, kreves det normalt et øket trykkfall som for eksempel det som oppnås med en skumplugg. Men skum har visse innebyggede ulemper. Skum plassert i reservoaret for å blokkere strømmen av gasser kan ikke motstå kontakten med vann og andre væsker, som fortynner konsentrasjonen og det overflateaktive midlet og bryter ned boblene i skummet. Skum har også en tendens til å drenere bort naturlig på grunn av tyngdekraftens virkning på boblene, slik at gasser i skummet som er løselige i olje,

som for eksempel karbondioksyd, går tapt i løsning.

Mens hver av de foran nevnte metoder har hatt en viss suk-sess, foreligger det derfor et behov for ytterligere utvikling ved øket oljeutvinning. For eksempel er det et behov når det gjelder en forbedret metode for blokkering av de høypermeable sonene i produserende formasjoner under gassflømming, spesielt under karbondioksydflømming, slik at flømmegassen ikke tapes i de høypermeable, relativt oljefrie sonene i reservoaret, men kommer i kontakt med et større tverrsnitt av de oljebærende lagene. Hva som spesielt behøves er en metode for å danne et gelatinøst skum in situ ved å injisere gasser omfattende en sur gass som for eksempel karbondioksyd i forbindelse med en vandig løsning av et vann-løselig, overflateaktivt middel, en vann-løselig polymer, et tverrbindingsmiddel for polymeren og et alkalisk materiale som kan forsinke tverrbindingen av polymeren inntil den er plassert i reservoaret. Det gelatinøse skummet som genereres in situ ved hjelp av denne fremgangsmåten, blokkerer de høypermeable sonene som flømmegassene har tendens til å forsvinne i og avleder etterfølgende injiserte gasser og drivfluider inn i de mindre permeable, olje-holdige sonene, og derved vesentlig øker effektiviteten ved oljegjenvinningen. Dessuten reduserer de stive skumfilmene i et gelatinøst skum den naturlige tendensen hos skummet til å falle sammen ved absorpsjon av den løselige gassen i oljen.

Det tilveiebringes en fremgangsmåte for redusering av per-meabilitetssoner i et underjordisk reservoar med heterogen permeabilitet og som gjennomtrenges av i det minste én brønn, i hvilken det injiseres gjennom en brønn og inn i reservoaret (1) en vandig væskeløsning av (a) et vann-løselig, overflateaktivt middel, (b) en tverrbindbar, vannløselig polymer, (c) et materiale som under visse betingelser er i stand til minst delvis å tverrbinde polymeren for å danne et gelatinøst bunnfall og (d) et vann-løselig, alkalisk materiale i en mengde som er tilstrekkelig til å holde pH av den vandige løsningen over deri pH ved hvilken tverrbinding inntrer inntil blandingen har passert en ønsket distanse gjennom reservoaret, og (2) en skumanbringeIses-gass omfattende en sur gassbestanddel i en mengde som er tilstrekkelig til å starte reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet slik at det dannes et gelatinøst skum i de soner i reservoaret som har høyere permeabilitet ved kontakt mellom den vandige løsningen og skumanbringelsesgassen. Som et resultat av dette avledes senere injisert flømmegass og drivfluider inn i de mindre permeable sonene i formasjonen og oljegjenvinningen økes derved.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for økning av arealsveipe-effektiviteten ved gassflømming, spesielt gassformig karbondioksydflømming, for gjenvinning av vis-køs olje fra underjordiske formasjoner. I løpet av gassflømming signaliserer gjennombrudd av flømmegassen ved en produksjons-brønn behovet for plugging av høypermeable soner i formasjonen. Skumanbringelsesprosessen ifølge prosessen innføres typisk i midten av en gassflømming som anvender karbondioksyd eller en hvilken som helst kombinasjon av gasser som inneholder en sur gassbestanddel, som for eksempel tilbakeførte reservoargasser, som typisk vil inneholde små mengder karbondioksyd, hydrogen sulfid og/eller svoveloksyder. For effektivt å fremme tverrbinding inneholder flømmegass som anvendes som en skumanbringelsesgass vanligvis mer enn 0,05 volum% av en sur gass. Gasser som anvendes i en svoveldioksyd-flømmingsprosess kan også anvendes som den sure gass ved utførelsen av foreliggende oppfinnelse .

Ifølge foreliggende oppfinnelse injiseres en vandig, væske-løsning av (1) en vann-løselig eller vann-dispergerbar polymer, (2) et materiale som er reaktivt slik at det minst delvis tverrbinder polymeren for å danne en gelatinøs utf eining, (3) en kilde for hydroksylioner, som for eksempel et vannløselig, alkalisk materiale, i en mengde og konsentrasjon.som er tilstrekkelig til å forsinke tverrbindingen og (4) et overflateaktivt middel eller skummemiddel i en brønn som trenger gjennom en oljebærende formasjon, spesielt en formasjon som inneholder viskøs olje, som for eksempel en råolje med en spesifikk vekt på under ca. 0,928 og viskositet som er større enn ca. 200 cP ved 15,6°C. Etter injeksjonen av væskeløsningen injiseres en "klump" av skumanbringelsesgass som inneholder en mengde av sur gass som er tilstrekkelig til å starte reaksjonen mellom tverrbinderen og polymeren, vanligvis mer enn 0,01 volum%, i formasjonen. Disse gjenvinningsfluidene drives typisk gjennom reservoaret ved hjelp av et deretter injisert, vandig flømmemedium som flytter dem mot minst én produksjonsbrønn som er fullført i det samme reservoaret.

Når fluidene går gjennom reservoaret, reagerer løsningen

av overflateaktivt middel og polymer inne i reservoaret med de injiserte gassene, spesielt den sure gassen, for å danne en fortykket eller gelatinøs skumplugg i de områder av formasjonen der det er minst motstand mot passasje av fluidene. Disse ste-der med høy permeabilitet vil inneholde lite råolje som kan un-dertrykke skumdannelse, enten fordi lite olje er til stede på grunn av tidligere behandling eller, når karbondioksyd er fløm-megassen, fordi flømmegassen oppløses lett i oljen på stedet og oljen med minsket viskositet går fra sonene med høy permeabilitet. I de mindre permeable sonene i formasjonen undertrykker oljen på stedet derimot skumdannelsen. Som et resultat av dette dannes det fortrinnsvis en gelatinøs plugg som inneholder fortykket skum i og blokkerer passasje av fluider gjennom de høy-

permeable, relativt oljefrie delene av reservoaret, inkludert lag, sprekker og spalter. Pluggen av fortykket skum avleder derfor flømmegasser som injiseres deretter, spesielt eventuelt karbondioksyd som inneholdes deri, som er meget løselig i råolje, inn i de mindre permeable, olje-holdige sonene i reservoaret hvor det absorberes av råoljen. Når karbondioksydet absorberes, avtar viskositeten i løsningen av karbondioksyd og råolje markert.

Denne gelatinøse, skummede pluggen er like effektiv for blokkering av strømmen av flømmegasser og av vandige fluider, som for eksempel de derpå injiserte drivfluidene, gjennom de olje-uttømte, høypermeable sonene i formasjonen, siden den har både skum- og gel-egenskaper. Disse karakteristiske resultatene som oppnås av stivnede skumfilmer av tverrbundet polymer i skum-cellene eller -boblene motstår sammenfall av skummet, noe som typisk ville hende i et ugelert skum på grunn av fortynning av de overflateaktive midlene ved kontakt med vann. Et deretter injisert drivfluid, typisk vandig, kan derfor lett bevege fløm-megassene mot en produksjonsbrønn hvor petroleum og andre fluider gjenvinnes ved hjelp av konvensjonelle midler.

Det er kjent at en rekke vann-løselige polymerer danner viskøse, vandige polymerløsninger når de oppløses i relativt fortynnete konsentrasjoner. Eksempler på vann-løselige, polymere materialer som kan anvendes i foreliggende oppfinnelse, er akrylsyre-akrylamidkopolymerer, polyakrylamider, delvis hydrolyserte polyakrylamider, polyalkylenoksyder, ammonium- eller alkalimetallsalter av karboksyalkylcelluloser, karboksyalkyl-hydroksyalkylcelluloser, hydroksyetylcelluloser og heteropolysakkarider oppnådd ved fermentering av stivelse-avledet sukker idet alle materialene har relativt høy molekylvekt.

Mange av de vann-løselige polymerene som er anvendbare ved utførelse av foreliggende oppfinnelse erkarakterisert veden viskositet på minst 0,003 newton sekunder pr. m 2 for en løsning med 0,1 vektdel derav i en vandig løsning med 3 vektdeler nat-riumklorid ved 25°C bestemt med et Brookfield-viskosimeter ut-styrt med en UL-adapter og operert med en hastighet på 6 omdrei-ninger pr. minutt (opm). Det skal imidlertid erkjennes at andre av de vannløselige polymerene, som for eksempel visse polyakrylamider og polyalkylenoksyder, er effektive når det gjelder å redusere vannets mobilitet i porøse media, selv om de har liten eller bare en svak virkning på viskositeten av vann eller saltløsning.

Det polyakrylamid og delvis hydrolyserte polyakrylamid som kan anvendes i foreliggende oppfinnelse omfatter de kommersielt tilgjengelige, vannløselige polymerer med høye molekylvekter i området over ca. 0,2 x IO<6>, fortrinnsvis fra 0,5 x IO<6>til 40 x IO6, og mer foretrukket fra 3 x IO<6>til 20 x IO<6>. I de hydrolyserte polyakrylamidene er opp til ca. 70 % av de karboks-amidgrupper som opprinnelig var til stede i polyakrylamidet hydrolysert til karboksylgrupper. Fortrinnsvis er fra ca. 12 til ca. 45 % av karboksamidgruppene hydrolysert til karboksylgrupper. Hydrolyse av akrylamidpolymeren gjennomføres ved å omsette polymeren med tilstrekkelig vandig alkali, for eksempel natriumhydroksyd, for å hydrolysere det ønskede antall amidgrupper i polymermolekylet. De resulterende produktene består av en lang hydrokarbonkjede, hvor noen karbonatomer bærer enten amid- eller karboksylgrupper. Kopolymerisering av akrylsyre og akrylamid ifølge velkjente fremgangsmåter gir akrylsyre-akrylamid-kopoly-merer. Uttrykket "hydrolysert polyakkylamid", slik det anvendes her, inkluderer de modifiserte polymerer hvor karboksylgruppene foreligger i syreformen og også slike polymerer hvor karboksylgruppene foreligger i saltformen, forutsatt at saltene er vann-løselige. Alkalimetall- og ammoniumsalter er foretrukket. En rekke polyakrylamider, delvis hydrolyserte akrylamidpolymerer og akrylsyre-akrylamidkopolymerer som er egnet til bruk i foreliggende oppfinnelse er kommersielt tilgjengelige; for eksempel, "Hi-Vis" 350-polymer, markedsført av Tiorco Company, Denver, Colorado, USA, "Pusher"700-polymer markedsført av The Dow Chemical Company, Midland, Michigan, USA, "Nalflo"550-polymer markedsført av Nalco Chemical Company, Oak Brook, Illinois, USA og "Cyanatrol" 950-polymer markedsført av American Cyanamid, Wallingford, Connecticut, USA.

Spesielt anvendbar ved utførelse av foreliggende oppfinnelse er de delvis kationiske polyakrylamidene, de delvis anioniske polyakrylamidene og blandinger derav. Et delvis kationisk polyakrylamid er et ikke-ionisk polyakrylamid som inneholder en

kationisk komonomer, som for eksempel et alkylenpolyamin, et kvaternært ammoniumklorid eller aminhydroklorid, for eksempel

trimetyloktylamnioniumklorid, trimetylstearylammoniumklorid, oleyltrimetylammoniumklorid, oleylamindietylaminhydroklorid og dimetylaminopropylamin. Et delvis anionisk polyakrylamid kan være et ikke-ionisk polyakrylamid som er delvis hydrolysert for å omdanne noen av akrylamidgruppene til akrylsyregrupper, hvis alkalimetallsalter er anioniske. Innføring av sulfat- eller sulfonatgrupper i polyakrylamidmolekylene gir også molekylet en anionisk karakter. Polymer 1160 er en 20 vekt% kationisk, 80 vekt% ikke-ionisk kopolymer markedsført av Betz Laboratories, Inc., Trevose, Pennsylvania, USA. Polymer 1120 og "Hi Vis"-polymer er 35 % anioniske, 65 % ikke-ioniske polyakrylamider som er delvis hydrolysert til en grad 35 %. Disse polymerer markeds-føres også av Betz Laboratories, Inc. De typiske polyalkenoksyder som anvendes ifølge oppfinnelsen har molekylvekter i området på fra ca. 10 r til 10 q, for-6 7 6 trinnsvis fra 10 til 10 og mest foretrukket fra 3 x 10 til 10.x 10 • Med "polyalkenoksyd" menes her en hvilken som helst av de polymere, vann-løselige harpiksene som fremstilles ved homopolymerisasjon av et enkelt alkenoksyd, for eksempel etylenoksyd, propylenoksyd eller butylenoksyd. Det foretrekkes å anvende homopolymeren av polyetylenoksyd. Dette produktet markeds-føres av Union Carbide Corporation under varemerket "Polyox". Blandede polyalkenoksyder, fremstilt ved heteropolymerisasjon

av mer enn ett alkenoksyd i enten en slump- eller blokk-poly-merisasjon, kan også anvendes.

Også egnet for anvendelse i foreliggende oppfinnelse er alkalimetall- eller ammoniumsaltene av en karboksyalkylcellulose, som for eksempel karboksymetylcellulose. Karboksymetylcellulose kan representeres ved formelen:

hvor n er et helt tall større enn én, og karboksymetyl-anhydroglukose-enhetene er bundet sammen med oksygenbroer mellom karbonatom (1) i én enhet og karbonatom (4) i en annen enhet. Et salt av karboksymetylcellulose er karboksymetylcellulose hvor H i enden av karboksymetylgruppen i én eller flere av karboksymetyl- og anhydroglukose-enhetene er erstattet med et kation.

I en hvilken som helst molekyl eller gruppe av molekyler i karb-oksy-metylcellulose behøver hver anhydroglukose-enhet ikke nød-vendigvis inneholde en karboksymetylgruppe, selv om en eller flere anhydroglukose-enheter kan inneholde opp til 3 karboksy-metylgrupper, idet de ytterligere karboksyrnetylgruppene erstat-ter H i OH-gruppene på karbonatomer (2) og (3). Slik det brukes her, defineres uttrykket "karboksymetylcellulose" som en hvilken som helst karboksymetylcellulose med en substitusjonsgrad mindre enn én, hvor antallet anhydroglukose-enheter overstiger antallet karboksyrnetylgrupper. Kommersielle kvaliteter av karboksymetylcellulose.har en substitusjonsgrad som vanligvis er mellom 0,5 og 0,9.

Hydroksyetylcellulose kan fremstilles fra opprevet tremasse som har vært neddykket i 30 vektprosentig natriumhydroksyd i ca. 20 timer. Den resulterende alkalicellulose omsettes med enten etylenoksyd eller etylenklorhydrin inntil det er kombinert et tilstrekkelig antall etylengrupper pr. glukoseenhet. Den vann-løselige formen av hydroksyetylcellulose som er anvendbar i foreliggende oppfinnelse har en substitusjon (hydroksyetylgrupper pr. glukoseenhet) som er større enn ca. 0,5 og fortrinnsvis fra 1,0 til 2,0. Dette står i motsetning til den alkali- løselige formen av hydroksyetylcellulose som har en substitusjon som er mindre enn ca. 0,3. Generelt behøves ca. 4 til 5 timer ved ca. 40°C for fullstendig reaksjon mellom alkalicellu-losen og etylenforbindelsen for å produsere en vann-løselig hydroksyetylcellulose. Produktet er kommersielt tilgjengelig enten som et fast, fibrøst materiale eller i form av vandige løsning-er med opp til ca. 10 vekt% hydroksyetylcellulose og viskositet i området fra ca. 10 til 1200 cP. En hydroksyetylcellulose med meget høy molekylvekt som er egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse markedsføres av Hercules, Inc. under varemerket "Natrosol" 290. En annen egnet hydroksyetylcellulose markeds-føres av Union Carbide Corporation under varemerket "Cellosize".

En spesielt anvendbar, vann-løselig celluloseeter er karb-oksymetylhydroksyetylcellulose, CMHEC, i hvilken en del av karb-oksymetylgruppene i karboksymetylcellulosen er erstattet med hydroksyetylgrupper ved hjelp av vel kjente fremgangsmåter. Det foretrekkes at substitusjonsgraden av karboksymetyl er minst 0,4. Substitusjonsgraden av hydroksyetyl er mindre viktig og kan variere meget, for eksempel fra ca. 0,1 til 0,4 eller høye-re. En egnet CMHEC markedsføres av Hercules, Inc. under varemerket "SPX" 5338.

De heteropolysakkarider som kan anvendes ved utførelse av foreliggende oppfinnelse er ioniske polysakkarider som er fremstilt ved fermentering av karbohydrater av bakterier av slekten Xanthomonas. Eksempler på slike heteropolysakkarider er de som er produsert av Xanthomonas campestris, Xanthomonas begonia, Xanthomonas phaseoli, Xanthomonas hederae, Xanthomonas incanae, Xanthomonas carotae og Xanthomonas translucens. Av disse foretrekkes ionisk polysakkarid B-1459. Polysakkaridet B-1459 fremstilles ved dyrking av bakterien Xanthomonas campestris NRRL B-14 59, United States Department of Agriculture, på et godt luf-tet medium inneholdende kommersiell glukose, organiske nitrogen-kilder, dikaliumhydrogenfosfat og forskjellige sporelementer. Fermenteringen fullføres i løpet av 4 dager eller mindre ved en pH på ca. 7 og en temperatur på 28°C. Polysakkarid B-14 59 er tilgjengelig under varemerket "Kelzan" MF markedsført av Kelco Company, San Diego, California, USA. Fremstillingen av dette heteropolysakkaridet er godt beskrevet i K. L. Smiley, "Microbial Polysaccharides-A Review", Food Technology 20, 9: 112-116 (1966) og R. A. Moraine, S. P. Rogovin og K. L. Smiley, "Kinetics of Polysaccharide B-1459 Synthesis", J. Fermentation Technology 44, 311-312 (1966).

Den valgte, vann-løselige polymeren blandes med vann eller saltløsning for å gi en relativt fortynnet, vandig løsning av polymeren som oppviser en tilstrekkelig redusert mobilitet når den injiseres i de porøse media for å avlede påfølgende injiserte fluider til de mindre permeable kanalene. Polymeren oppløs-es fortrinnsvis i ferskvann, siden mobilitetsreduksjonseffekten til de fleste av disse polymerene inhiberes ved nærvær av vesentlige mengder oppløste salter. Det er imidlertid noen ganger ønskelig å anvende oljefeltsaltløsning eller annet vann som inneholder relativt høyt oppløst saltinnhold, spesielt der hvor det reservoaret som løsningen skal injiseres i, er vannfølsomt eller hvor ferskvann ikke er tilgjengelig. I de fleste tilfeller kan vannets mobilitet reduseres til ønsket nivå ved tilsetning av ca. 0,03 til ca. 0,6 vektdeler av polymeren, og tilfredsstillende resultater kan ofte oppnås ved tilsetning av 0,07 til 0,15 vektdeler polymer.

Materialer som reagerer med polymeren ved eh pH på ca. 9 eller lavere for å produsere en polymer-holdig plugg, er de som minst delvis tverrbinder polymeren for å danne en gelatinøs utfeining. Egnede tverrbindingsmidler som anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til å fremme tverrbinding av polymeren er et alkalimetall- eller ammoniumaluminat eller -gallat. Eksempler på slike materialer omfatter natriumaluminat, kaliumaluminat, ammoniumaluminat og ammoniumgallat, idet natriumaluminat foretrekkes. Den mengde tverrbindingsmiddel som skal anvendes, kan grovt variere fra ca. 0,001 til 2 vektdeler av den vandige løs-ningen eller dispersjonen. Fortrinnsvis anvendes ca. 0,002 til 0,02 vektdeler tverrbindingsmiddel av den vandige løsningen eller dispersjonen.

Ved omsorgsfullt valg av spesielle polymerer og tverrbindingsmidler kan tverrbindingsreaksjonen forsinkes noe. I de fleste tilfeller har imidlertid tverrbindingsreaksjonen en tendens til å starte så snart bestanddelene er blandet. Når slike løs-ninger skal anvendes som en del av en brønnbehandlingsprosess, ville det være meget ønskelig om tverrbindingsreaksjonen kunne forsinkes slik at løsningen ikke vesentlig ville øke i viskositet før løsningen var fremstilt på overflaten, pumpet ned i brønnen og pumpet ut i reservoaret så langt som det er ønskelig at pluggen skal strekke seg. Dersom starten på tverrbindingen ikke forsinkes, kan fluid som pumpes inn i reservoaret begynne å gelere i brønnstammen eller før det har gått en tilstrekkelig strekning inn i reservoaret slik at bare et lite volum av permeabilitetsreduserende blanding anvendes og det er relativt lett for påfølgende, injiserte fluider å passere forbi de deler av reservoaret som inneholder den permeabilitetsreduserende blandingen. På denne måten kan ønsket permeabilitetskontroll i reservoaret gå tapt.

En vandig løsning av en vann-løselig eller vann-dispergerbar polymer og et tverrbindingsmiddel har en pH på ca. 8,7 til 9,25. Det er funnet at dersom pH i en slik løsning heves til ca. 9 eller ovenfor, mer spesielt, 10 eller ovenfor, som ved tilsetning av et vann-løselig, alkalisk materiale, opptrer det ingen tverrbindingsreaksjon selv 30 eller flere dager etter sam-menblandingen. En tilstrekkelig konsentrasjon av det alkaliske materiale i polymerløsningen vil derfor forsinke tverrbindings-reaks jonen, mens løsningen pumpes inn i brønnen og en ønsket strekning inn i formasjonen. Det vann-løselige, alkaliske materialet kan omfatte en hvilken som helst forbindelse som frigjør hydroksylioner i vandig løsning, dvs. en hydroksylione-forløper, og velges vanligvis fra gruppen bestående av alkalimetall- og ammoniumhydroksyder, alkalimetallsilikater, alkalimetall- og ammoniumkarbonater og alkalimetallfosfater. Natriumhydroksyd er det foretrukne hydroksyd og natriumkarbonat er det foretrukne karbo-nat. Vann-løselige alkalimetallsilikater kan anvendes som det alkaliske materialet, selv om det i mange utførelsesformer av oppfinnelsen foreligger ingen eller i det vesentlige ingen silikater i det alkaliske materialet eller i injeksjonsfluidet. Dersom det anvendes et silikat, er natriumsilikat det mest vanlig brukte alkalimetallsilikat. Et hvilket som helst natriumsilikat med et vektforhold mellom silisiumoksyd og natriumoksyd på fra ca. 1,5:1 til 4:1 kan anvendes. Fortrinnsvis skal forholdet være fra ca. 3:1 til 3,5:1. Eksempler på alkalimetallfosfater som kan. anvendes, omfatter énbasisk natriumfosfat, tobasisk natrium fosfat og trinatriumfosfat. Det alkaliske materialet anvendes i en konsentrasjon på ca. 0,02 til 0,5, fortrinnsvis ca. 0,05

til 0,2 vektdel av den vandige løsningen eller dispersjonen, idet mengden av alkalisk materiale som tilsettes, er tilstrekkelig til å gi en pH over 9,0, vanligvis over 9,2 og fortrinnsvis over 10,0, slik at tverrbindingsreaksjoner mellom polymeren og tverrbindingsmidlet forsinkes og fortrinnsvis elimineres inntil løsningen eller dispersjonen kommer i kontakt med den sure gassen i reservoaret. Det alkaliske materiale kan tilsettes til vann, fulgt av aluminatet eller annet tverrbindingsmiddel og til slutt polymeren.

Overflateaktive midler som er egnet for bruk ved utførelse av foreliggende oppfinnelse er vann-løselige, og skal ha tilstrekkelig skumme-evne og stabilitet til å danne et stabilt skum i de høypermeable sonene i et reservoar, og derved hindre karbondioksyd fra å kanalisere gjennom høypermeable sprekker, spalter eller lag. Mer spesielt betegner uttrykket "overflateaktivt middel" slik det brukes i foreliggende beskrivelse og de medfølgen-de krav, et overflateaktivt eller skummemiddel med en tendens til å generere skum eller å fremme generering av skum, i et underjordisk reservoar eller en underjordisk formasjon i nærvær av en væske og en gass. Det er kjent at slike midler forandrer kon-taktflaten mellom væske- og gassfaser eller mellom to ublandbare faser.

Ikke-begrensende eksempler på foretrukne, overflateaktive midler som er anvendbare i foreliggende oppfinnelse er de som, når de innblandes i en vandig væske som for eksempel vann eller sjøvann i en mengde som ikke overstiger 5 vekt%, tilfredsstiller den test som beskrives i det følgende. Det overflateaktive middel oppløses i et vandig testmedium og 500 ml av løsningen plas-seres i en gradert sylinder for å danne en kolonne med en høyde på 50 cm. Naturgass føres inn i bunnen av kolonnen gjennom en frittet glass-skive ved i det vesentlige atmosfærisk trykk slik at gassen bobler gjennom væskekolonnen og går ut på toppen av sylinderen. Gasshastigheten holdes på ca. 77,5 ml gass pr. min. pr. cm 2 av kolonnens tverrsnittsareal^og gass-strømmen fortsettes i en periode på 15 minutter. Det vil da foreligge en skumkolonne på toppen av kolonnen av flytende hydrokarbon eller vann. Det overflateaktive midlet, generelt et skummemiddel eller et overflateaktivt middel, skal fortrinnsvis være i stand til å produsere en skumkolonne på ikke mindre enn 180 cm høyde under de betingelser som er beskrevet foran.

Når det gjelder noen overflateaktive midler, vil de foran nevnte testkravene tilfredsstilles ved innblanding av mengder av overflateaktivt eller skummemiddel som er meget lavere enn 2 vekt% i det vandige testmediet. Der hvor det finnes at 1 vekt% av et gitt, overflateaktivt middel er i stand til å tilfredsstil-le kravene i den foran definerte testen, foretrekkes det således av økonomiske grunner at denne mengden anvendes. Men typisk ligger konsentrasjonen av overflateaktivt middel i den vandige løs-ningen mellom ca.0,1 og 2,0 vekt% aktivt, overflateaktivt middel. Bruken av større mengder overflateaktivt eller skummemiddel skal unngås av økonomiske grunner.

Bruken av forskjellige, kommersielle, høytskummende overflateaktive eller skummemidler kan komme på tale. Et eksempel på et vann-løselig overflateaktivt eller skummemiddel som foretrekkes for å fremme dannelsen av skum i olje-bærende reservoarer er alkylpolyetylenoksydsulfat, kjent kommersielt under varemerket "Alipal CD 128" og markedsført av General Aniline and Film Corporation, og lineært natriumalkylarylsulfonat kjent kommersielt som "Stepanflo 40" og markedsført av Stepan Chemicals Corporation. I den foretrukne utførelsesformen velges det vann-løselige, overflateaktive middel fra gruppen bestående av dioktylnatriumsulfosuksinat, modifiserte eteralkoholsulfat-natriumsalter, natrium-laurylsulfat, dioktylnatriumsulfosuksinat, alkylpolyetylenoksydsulfater og lineært natriumalkylaryl-sulf onat. Andre eksempler på egnede, skum-produserende midler omfatter dimetyl-didodecenylammoniumklorid, metyl-trioktenyl-ammoniumjodid, trimetyl-decenylammoniumklorid, dibutyl-diheksa-decenylammoniumklorid og vann-løselige salter av estere av C^-C,-sulfodikarboksylsyrer med den generelle formel

hvor M er en substituent som danner et vann-løselig salt som for eksempel alkalimetaller, ammonium og substituert ammonium,

R er C-j-C-^-alkylsubstituent og n er et tall fra 1-4, for eksempel mononatrium-dioktylsulfosuksinat, ammonium-dilaurylsul-fosuksinat, mononatrium-dibutylsebacat, mononatrium-diamylsulfo-adipat og andre. Andre egnede skumproduserende midler omfatter vannløselige perfluor-alkansyrer og salter med 3-24 karbonatomer pr. molekyl, for eksempel perfluoroktansyre, perfluor-propansyre og perfluornonansyre. Andre overflateaktive midler som kan anvendes ved utførelsen av foreliggende oppfinnelse er modifiserte fett-alkylolamider, polyoksyetylen-alkylaryletere, natrium-laurylsulfat og oktylfenoksyetanoler såvel som de føl-gende kommersielle produktene:

Den vandige løsningen av polymer og overflateaktivt middel inneholdende den alkaliske bestanddelen pumpes typisk inn i brønnen i en mengde på ca. 0,1 til 38,8 m 3 pr. loddrett meter lag som skal behandles og følges umiddelbart av minst én "klump" av skumanbringelsesgass som inneholder en råolje-uløselig bestanddel og en sur gassbestanddel som er minst delvis løselig i vandige løsninger. Skumanbringelsesgassen som inneholder det som er uløselig i råoljen og de sure gassbestanddeler er i stand til å reagere med løsningen av polymer og overflateaktivt middel både for å generere skum og å senke pH i løsningen tilstrekkelig til å utløse tverrbinding av polymeren.

Den vandige polymerløsningen som anvendes i behandlingen ifølge oppfinnelsen er en fortynnet løsning av en vann-løselig eller vann-dispergerbar polymer i et vandig medium, som for eksempel ferskvann, sjøvann eller saltløsning, hvis gelatinerings-start kan reguleres av de mengder av alkalisk materiale som inneholdes deri og mengden av sur gass som den bringes i kontakt med. Et vandig medium som er påtenkt for bruk i oppfinnelsen er vann som foreligger og som trekkes ut fra reservoaret.

Så snart "klumper" av vandig løsning av polymer og overflateaktivt middel og skumanbringelsesgasser er plassert i reservoaret, vil gassene ha en tendens til å trenge seg inn gjennom løsningen av polymer og overflateaktivt middel og skape et skum. De sure gassbestanddelene i gassene vil redusere pH i den vandige skumfilmen, hvilket resulterer i et gelert skum med enestående motstandsevne mot naturlig slitasje ved drenering og brekkasje av både gasser og væsker. Gelens stivhet kan reguleres ved å forandre de relative mengdene av polymer, tverrbindingsmiddel og sur gass. Avhengig av konsentrasjonene av bestanddelene i behandlingsfluidene og betingelsene i reservoaret, kan den ønskede reduksjon i permeabilitet opptre nesten umiddelbart etter at injeksjonen av behandlingsfluidene er avsluttet eller opp til flere dager etter. Derfor kan penetreringsdybden for gelen også reguleres. Vellykket reduksjon i permeabilitet kan oppdages ved en tilsvarende stigning av injeksjonstrykket i reservoaret eller ved forandring i fluidets innløpsprofil i brønn-boringen .

Tilsynekomst av flømmegassene ved produksjonsbrønnen viser at behandlingsgassene er forsvunnet inn i høypermeable soner. Skumanbringelse begynner derfor typisk når det oppdages et gjennombrudd av flømmegasser ved produksjonsbrønnen under en gass-flømmeprosess. Da er skumanbringelsesregimet opprettet, hvilket typisk begynner med injeksjon av løsningen av polymer og overflateaktivt middel fulgt av injeksjon av skumanbringelsesgassene.

Skumanbringelsesgassene er vanligvis en blanding av gasser som inneholder en sur gassbestanddel. En hvilken som helst blanding av hydrokarbon- og ikke-hydrokarbongasser kan anvendes forutsatt at skumanbringelsesgassblandingen inneholder en sur gassbestanddel som vanligvis er større enn ca. 0,03, men fortrinnsvis større enn ca. 0,05 vekt%. Men i den foretrukne utførelsesformen, for å sikre at nok gasser blir igjen uoppløst til å generere skummet, innbefattes også en bestanddel av ikke-kondenserbare gasser som er uløselige i råoljen, i skumanbringelsesgassene for å sikre dannelse av et stabilt, gelatinøst skum. De ikke-kondenserbare, råolje-uløselige gassene som anvendes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, omfatter vanligvis en ikke-hydrokarbongass som er i det vesentlige både ikke-kondenserbar og uløselig i rå olje ved typiske reservoarbetingelser på mellom ca. 32 og 82°C og mel-6 7 2

lom ca. 4,83 x 10 og 1,72 x 10 newton pr. m trykk. Eksempler på råolje-uløselige gasser er hydrogen, luft, argon, nitrogen og visse organiske gasser, som for eksempel halogenerte hydrokarboner. De gjenværende bestanddelene i skumanbringelsesgassblandingen er vanligvis flerkontakts eller første-kontakts, blandbare gasser som for eksempel karbondioksyd, hydrokarbongasser, svoveldioksyd eller blandinger derav.

For formålene i foreliggende beskrivelse og de etterfølgen-de kravene, er en sur gass en hvilken som helst gass som er løse-lig i vann og når den er oppløst i vann senker pH i den vandige løsningen. Eksempler på sure gasser som er egnet for bruk som den sure gassbestanddelen i skumanbringelsesgassene er karbondi oksyd, hydrogensulfid og svoveloksyder, og den foretrukne sure gassen er karbondioksyd.

Når "klumpen" av skumanbringelsesgass kommer i kontakt med den vandige løsningen av overflateaktivt middel og polymer inne i reservoaret, oppløses en del av den sure gassbestanddelen i løsningen, og senker løsningens pH under den ved hvilken det opptrer start av tverrbinding, på tross av virkningen av det alka-: liske materiale for å holde løsningen ved en høy i. pH. I mellom-tiden genererer de uoppløste gassene skum og/eller skumlignende, strømningsforsinkende barrierer eller filmer i den delvis gela-tinøse løsning som inneholdes i porene og andre høypermeable strukturer i reservoaret, som for eksempel sprekker og spalter. For formålene i foreliggende beskrivelse og de etterfølgende krav, refereres slike strømningsforsinkende barrierer eller filmer inne i porene i reservoaret til som "skum". Vanligvis skummer bare en del av den vandige løsningen slik at en del av løs-ningen av overflateaktivt middel og polymer forblir som en uskum-met gel etter kontakt med den sure gassen.

Selv om skumanbringelsesgassen i den foretrukne utførelses-formen administreres som en enkelt "klump" omfattende både sure og råolje-uløselige gassbestanddeler, oppdeles skumanbringelsesgassen i en alternativ utførelsesform i to "klumper" for injeksjon^! Den første "klumpen" inneholder en tilstrekkelig mengde av en uløselig gass til å skumme løsningen av overflateaktivt middel og polymer, men inneholder i det vesentlige ingen sure gasser slik at løsningen av overflateaktivt middel og polymer vil forbli i det vesentlige utverrbundet inntil den uløselige gassen har generert et stabilt skum i minst en del av løsningen ved reaksjon med det overflateaktive midlet der. Den andre "klumpen" inneholder en tilstrekkelig mengde av en sur gassbestanddel til å starte tverrbinding både i de skummede og uskum-mede delene av gelen. Den uløselige gassen er fortrinnsvis en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar, ikke-hydrokarbongass som for eksempel hydrogen, luft, argon, nitrogen eller blandinger derav, men en hvilken som helst blanding av gasser som inneholder en vesentlig del av råolje-uløselige gasser, enten hydrokarbon- eller ikke-hydrokarbongasser, kan anvendes. Vanligvis omfatter den første "klumpen" av skumanbringelsesgasser hydrogen for generering av skummet og den andre "klumpen" av skumanbringelsesgasser omfatter karbondioksyd for å starte tverrbinding av polymeren.

I enda en utførelsesform injiseres under skumanbringelsen gjentatte sykluser av løsningen av polymer og overflateaktivt middel og av skumanbringelsesgassene, enten delt i separate "klumper" som inneholder de uløselige og sure gassbestanddelene, eller ikke. Denne fremgangsmåten anbefales spesielt dersom et-terfølgende soner med høy permeabilitet påtreffes under gjenvin-ningsprosessen. I den foretrukne utførelsesformen av syklisk injeksjon oppdeles ikke skumanbringelsesgassene i separate "klumper" omfattende uløselige og sure gassbestanddeler, men de sure og uløselige gassbestanddelene inneholdes i enkle "klumper" som injiseres vekselvis med "klumper" av løsning av polymer og overflateaktivt middel. Etter anbringelse av det fortykkede skummet kan injeksjon av flømmegassene gjenopptas.

For å bestemme effektiviteten ved fremgangsmåten for anbringelse av det fortykkede skummet eller det punkt ved hvilket de høypermeable sonene er effektivt tettet, kan det utføres sam-menligningstester som for eksempel tester for å bestemme injiser-barheten for gass og permeabiliteten for formasjonen, eller for hvilke som helst utvalgte soner i formasjonen. Fortrinnsvis sam-menlignes testresultater som er oppnådd før anbringelsen av det fortykkede skummet er foretatt, med resultater som er oppnådd ved hensiktsmessige intervaller under skumanbringelsen for å bestemme utviklingen og resultatene av skumanbringelsesprosessen.

Når en oppløsende gass, som for eksempel karbondioksyd, for-tynnes med en uløselig gass under skumanbringelsen, vil resultat-et bli minsket heller enn øket oljegjenvinning dersom mengden uløselig gass blir for stor. Hvilken mengde uløselig gass som vil være effektiv i det spesielle reservoaret som skal behandles, vil delvis avhenge av trykk og temperatur i reservoaret og hvilken del av det totale porevolumet i reservoaret som er opptatt av høypermeable soner og egenskaper. Ved utførelsen av foreliggende oppfinnelse er det funnet at når en løsning av polymer og overflateaktivt middel injiseres sammen med blandingen av uløse-lige og oppløsende, sure gasser, fortrinnsvis en blanding av nitrogen og karbondioksyd, er en fortynning av den oppløsende karbondioksydgassen med opp til 20 volum% uløselig i nitrogen effektiv for økning av oljegjenvinning sammenlignet med det som oppnås ved injeksjon av den oppløsende gassen alene.

Mengden av skumanbringelsesgasser som injiseres i den underjordiske formasjonen vil også variere for forskjellige formasjoner, og vil avhenge av totalt reservoar-porevolum, råolje-porevolum, formasjonstrykk og -temperatur og andre spesielle formasjonsegenskaper. I foreliggende beskrivelse og de medføl-gende kravene betyr uttrykket "effektivt porevolum" den delen av reservoaret som ventes å komme i kontakt med de totale flømme-gassene som injiseres.

For å oppnå de beste resultater ved utførelsen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i et regime med oppløsende gassflømming, injiseres typisk en total på mellom ca. 0,01 og 0,2, og fortrinnsvis mellom ca. 0,01 og 0,05, effektivt porevolum av en skumanbringelsesgassblanding inneholdende karbondioksyd og en ikke-kondenserbar, råolje-uløselig ikke-hydrokarbongass gjennom en in-jeksjonsbrønn i formasjonen. Karbondioksydet i gassblandingen injiseres som en gass eller et tett fluid under betingelser slik at karbondioksydet er gassformig i reservoaret, idet gassblandingen har en densitet ved eller under den kritiske densiteten for karbondioksyd på 0,42 g/cm .

Mengden overflateaktivt eller skummemiddel som anvendes, be-stemmes ifølge behovene for det reservoaret som behandles, men det er generelt funnet at for å oppnå vellykket skumanbringelse skal løsningen som omfatter polymer og overflateaktivt middel representere mellom ca. 0,1 og 10 volum% av de totale injiserte fluidene, fraregnet drivfluidet. Eller uttrykt som det effektive porevolumet i reservoaret som skal behandles, mellom ca. 0,01 og 0,05 effektivt porevolum av en 0,1 til 2,0 vektprosentig, aktiv løsning av overflateaktivt middel eller skummemiddel oppløst i en vandig løsning inneholdende polymer i en konsentrasjon mellom ca. 0,03 og 0,6 vektdel vil være effektiv fulgt av injeksjon av mellom ca. 0,01 og 0,2 effektivt porevolum av skumanbringelsesgassene. Mer foretrukket injiseres mellom ca. 0,01 og 0,05 effektivt porevolum av en 0,5 til 1,0 vektprosentig aktiv løsning av overflateaktivt eller skummemiddel oppløst i en vandig løsning av polymer med en konsentrasjon mellom ca. 0,07

og 0,15 vektdel, fulgt av injeksjon av mellom ca. 0,01 og 0,05

effektivt porevolum av skumanbringelsesgassene. Så gjenopptas injeksjon av den gjenværende mengde på mellom ca. 0,1 til 1,0 effektivt porevolum av gassflømmevæsken. Alternativt gjenopptas injeksjon av en gassflømmeblanding inntil et effektivt porevolum av flømmegassen er innført i reservoaret.

I en alternativ utførelsesform injiseres under skumanbringelsen skumanbringelsesgassene og en løsning av polymer og overflateaktivt middel gjentatte ganger i små "klumper" for å lette kontakten mellom den uløselige gassen, skummemidlet og reservoar-fluidene. Mer spesielt startes skumanbringelsen ved det punkt under en typisk karbondioksydflømming når gjennombrudd av karbon-dioksydgass opptrer ved en produksjonsbrønn. I gjentatte serier injiseres "klumper" av løsningen av polymer og overflateaktivt middel, en råolje-uløselig gass og karbondioksyd. "Klumpene" har typisk så liten størrelse som det er økonomisk brukbart, mens målet med maksimal kontakt mellom den uløselige gassen og skummemidlet oppnås. Størrelsen på hver gass-"klump" er opp til 10 ganger størrelsen av "klumpene" av polymer og overflateaktivt middel. Fortrinnsvis er "klumpene" av løsningen av polymer og overflateaktivt middel mellom ca. 0,001 og 0,01 effektivt porevolum i størrelse, mens gass-"klumpene" fortrinnsvis er mellom ca. 0,002 og 0,1 effektivt porevolum i størrelse.

Gjentatte sekvenser med injisering av "klumper" i rekkeføl-ge av løsning av polymer og overflateaktivt middel, uløselig ikke-kondenserbar gass og karbondioksyd fortsetter vanligvis inntil det er generert tilstrekkelig skum i reservoaret til å blokkere de høypermeable sonene. Det kreves typisk mellom ca. 4 og 10 vekselvise sekvenser. Tester for å bestemme gassinjiserbar-het og permeabilitet utføres vanligvis for å bestemme når de høy-permeable sonene er tilstrekkelig tettet. Mer foretrukket injiseres totalt mellom ca. 5 og 7 sykluser av gassflømmeblanding og løsning av overflateaktivt middel, fulgt av kontinuerlig injeksjon av gassblandingen inntil det er injisert en opphopet total på ca. ett effektivt porevolum av karbondioksyd. Denne fremgangsmåte med gjentatte injeksjonssekvenser er mest anvendbar når det kontinuerlig støtes på nye områder med høy permeabilitet under skumanbringelsesprosessen.

For å drive gruppen av kjemiske additiver gjennom reservoara... et anvendes det et drivmedium med et fordelaktig mobilitetsfor hold med hensyn på blandingen av fluider som skal beveges gjennom reservoaret. Drivmediet omfatter typisk fersk-, salt-, karbonisert vann eller en hvilken som helst blanding av disse,

og det inneholder fortrinnsvis et fortykningsmiddel for å for-bedre mobilitetsforholdet mellom drivfluidet og reservoarfluid-ene . Tilstrekkelig drivmedium anvendes for å drive de kjemiske additivene gjennom reservoaret fra injeksjonsbrønnen til en pro-duks jonsbrønn. Injeksjon av drivfluidet fortsettes vanligvis inntil de væsker som produseres fra produksjonsbrønnen har et høyt vann/olje-forhold, på hvilket tidspunkt injeksjon av drivfluidet vanligvis avsluttes. Etter avslutning av injeksjon av drivfluidet kan trykket i formasjonen avlastes for å tillate dannelse av ytterligere skum og eventuelle gasser som frigjøres fra løsninger eller for å drive mere olje mot produksjonsbrønnen.

Injeksjons- og produksjonsbrønnene kan arrangeres i et hvilket som helst hensiktsmessig mønster beregnet på å oppnå maksimal kontakt mellom de oljebærende sonene og den avanserende fløm-mefronten, som for eksempel det konvensjonelle "5-steds"-mønster-et med en sentral produksjonsbrønn omgitt av fire omtrent symmet-risk beliggende injeksjonsbrønner. Et annet konvensjonelt fløm-memønster som kan anvendes ved utførelsen av foreliggende oppfinnelse er "linje-driv"-mønsteret i hvilket injeksjonsbrønnene er arrangert i en linje slik at det injiserte flømmemediet avanser-er gjennom formasjonen for å forflytte olje mot én eller flere produksjonsbrønner som i avstand er arrangert i en linje i det vesentlige parallell med linjen av injeksjonsbrønner.

Selv om oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med utførel-sesformer derav, inkludert en foretrukken utførelsesform, er det klart at oppfinnelsen kan ha mange modifikasjoner, alternativer og variasjoner. Derfor skal alle slike modifikasjoner, alternativer og variasjoner som ligger innenfor ånd og område av de medfølgende krav omfattes av oppfinnelsen.

Claims

1. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i et underjordisk reservoar med en heterogen permeabilitet og som gjennomtrenges av minst én brønn,karakterisert vedat : (1) det gjennom en brønn og inn i et underjordisk reservoar inj iseres: (a) en vandig, flytende løsning omfattende: (1) en vann-løselig eller vann-dispergerbar polymer, (2) et tverrbindingsmiddel for polymeren som kan reagere med polymeren for å produsere en gel; (3) en kilde for hydroksylioner i en mengde som er tilstrekkelig til å forsinke reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet, og (4) et vannløselig, overflateaktivt middel, (b) en skumanbringelsesgass omfattende en sur gass; og (2) et gelatinøst skum tillates dannet i sonene med høyere permeabilitet.

2. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i et underjordisk reservoar med heterogen permeabilitet og som gjennomtrenges av minst én brønn,karakterisert vedat: (1) det gjennom en brønn og inn i et underjordisk reservoar inj iseres: (a) en vandig, flytende løsning omfattende: (1) en vann-løselig eller vann-dispergerbar polymer, (2) et tverrbindingsmiddel for polymeren som kan reagere med polymeren for å produsere en gel, (3) en kilde for hydroksylioner i en mengde som er tilstrekkelig til å forsinke reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet, og (4) et vannløselig, overflateaktivt middel, (b) en skumanbringelsesgass omfattende : (1) en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar ikke-hydrokarbongass; og (2) en sur gass; og (2) det tillates dannet et gelatinøst skum i sonene med høy permeabilitet i reservoaret, idet det gelatinøse skummet er i det vesentlige ugjennomtrengelig for både gasser og væsker.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert vedat det anvendes et tverrbindingsmiddel for polymeren som er i stand til å reagere med polymeren for å danne en gel ved en pH under ca. 9,2, men ikke over ca. 9,2, tilstrekkelig alkalisk materiale oppløses i den vandige løsningen for å heve pH i løsningen over ca. 10,0 i fravær av den sure gassen, tilstrekkelig råolje-uløselig gass injiseres til i det vesentlige å skumme den vandige løsningen og tilstrekkelig sur gass injiseres for å redusere pH i den vandige løsningen til en pH under ca. 9,2 for å starte reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet.

4. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 3,karakterisert vedat det anvendes en konsentrasjon av polymer på mellom ca. 0,03 og 0,6 vektdel, en konsentrasjon av det alkaliske materiale mellom ca. 0,02 og 0,5 vektdel, en konsentrasjon av tverrbindingsmidlet på mellom ca. 0,001 og 0,2 vektdel og en konsentrasjon av det overflateaktive midlet på mellom ca. 0,1 og 2,0 vektdeler av løsningen.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 til 4,karakterisert vedat det anvendes et tverrbindingsmiddel som velges fra gruppen bestående av et alkalimetall- eller ammoniumaluminat eller -gallat, en polymer som velges fra gruppen bestående av polyakrylamider, karboksyalkylcellulose, polyetylenoksyd, hydroksyetylcellulose, heteropolysakkarider og blandinger derav, en kilde for hydroksylioner som velges fra gruppen bestående av alkalimetall- og ammoniumhydroksyder, alkalimetallsilikater, alkalimetall- og ammoniumkarbonater og alkalimetallfosfater og et overflateaktivt middel som velges fra gruppen bestående av dioktylnatriumsulfosuksinat, alkylpolyetylenoksydsulfat, lineært natriumalkylarylsulfonat, natriumsalter av modifisert eteralko-holsulfat, natriumlaurylsulfat, dioktyl-natriumsulfosuksinat, alkylpolyetylenoksydsulfater, alfa-olefinsulfonater og petroleum-sulfonater.

6. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i et underjordisk reservoar inneholdende viskøs råolje, med heterogen permeabilitet, og som gjennomtrenges av minst én injeksjonsbrønn og én produksjonsbrønn,karakterisert vedat: (1) det gjennom en injeksjonsbrønn og inn i reservoaret i rek-kefølge injiseres: (a) en mengde av en flømmegass som er tilstrekkelig til å resultere i gjennombrudd av flømmegassen ved en produk-sjonsbrønn, (b) en vandig løsning omfattende: (1) et overflateaktivt middel, (2) en vann-løselig, tverrbindbar polymer, (3) et tverrbindingsmiddel for polymeren som kan reagere med polymeren for å danne en gel, og (4) en kilde for hydroksylioner i en mengde som er tilstrekkelig til å forsinke reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet; (c) en første skumanbringelsesgass omfattende en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar gassbestanddel i en mengde som er tilstrekkelig til å skumme den vandige løs-ningen , (d) en andre skumanbringelsesgass omfattende en sur gassbestanddel i en mengde som er tilstrekkelig til å starte reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet; og (2) det tillates dannet et gelatinøst skum i sonene med høyere permeabilitet ved reaksjon mellom de første og andre skumanbringelsesgassene og den vandige løsningen omfattende polymer og overflateaktivt middel, slik at permeabiliteten i sonene derved reduseres.

7. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i et underjordisk reservoar inneholdende viskøs råolje, med heterogen permeabilitet, og som gjennomtrenges av minst én injeksjonsbrønn og én produksjonsbrønn,karakterisert vedat: (1) det gjennom en injeksjonsbrønn og inn i reservoaret i rekkefølge injiseres: (a) en mengde av en gass-flømmeblanding omfattende tilstrekkelig karbondioksyd til å resultere i gjennombrudd av karbondioksydet ved en produksjonsbrønn, idet injeksjonen foregår ved betingelser slik at gass-fløm-meblandingen bibeholder en densitet mellom ca. 0,01 og 0,4 2 g/cm 3 i reservoaret; (b) en vandig løsning omfattende: (1) et overflateaktivt middel, (2) en vann-løselig, tverrbindbar polymer, (3) et tverrbindingsmiddel for polymeren som er i stand til å reagere med polymeren for å danne en gel, og (4) en kilde for hydroksylioner i en mengde som er tilstrekkelig til å forsinke reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet; (c) en skumanbringelsesgassblanding omfattende karbondioksyd og en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar ikke-hydrokarbongass, idet injeksjonen foregår ved betingelser slik at skumanbringelsesgassblandingen bibeholder en densitet på mellom ca. 0,01 og 0,42 g/cm 3 i reservoaret; og (2) det tillates dannet et gelatinøst skum i sonene med høyere permeabilitet ved reaksjon mellom skumanbringelsesgassblandingen og løsningen omfattende polymer og overflateaktivt middel, slik at permeabiliteten i sonene derved reduseres .

8.Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i et underjordisk reservoar inneholdende viskøs råolje, med heterogen permeabilitet, og som gjennomtrenges av minst én injeksjonsbrønn og én produksjonsbrønn,karakterisert vedat: (1) det gjennom en injeksjonsbrønn og inn i reservoaret i rekkefølge injiseres: (a) en mengde av en flømmegass som er tilstrekkelig til å resultere i et gjennombrudd av flømmegassen ved en produksjonsbrønn, (b) en vandig løsning omfattende: (1) et overflateaktivt middel, (2) en vann-løselig, tverrbindbar polymer, (3) et tverrbindingsmiddel for polymeren som kan reagere med polymeren for å danne en gel, og (4) en kilde for hydroksylioner i en mengde som er tilstrekkelig til å forsinke reaksjonen mellom polymeren og tverrbindingsmidlet; (c) en skumanbringelsesgassblanding omfattende en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar gassbestanddel og en sur gassbestanddel, og (2) det tillates dannet et gelatinøst skum i sonene med høyere permeabilitet ved reaksjon mellom skumanbringelsesgassblandingen og løsningen omfattende polymer og overflateaktivt middel, slik at permeabiliteten i sonene derved reduseres.

9. Fremgangsmåte ifølge kravene 2 til 8,karakterisert vedat det anvendes en skumanbringelsesgass som inneholder mellom ca. 0,5 og 20 volum% av en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar gass og mer. enn 0,03 volum% av en sur gass.

10. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 9,karakterisert vedat det anvendes en vandig løsning som inneholder mellom ca. 0,1 og 2,0 vekt% overflateaktivt middel og mengden av løsning som injiseres er mellom ca. 0,1 og 10 volum% av de totale fluider som injiseres i trinn 1.

11. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 10,karakterisert vedat det injiseres mellom ca. 0,01 og 0,2 effektivt porevolum av skumanbringelsesgassen og mellom ca. 0,01 og 0,05 effektivt porevolum av den vandige løsningen omfattende 0,1 til 2,0 vekt% aktiv løsning av overflateaktivt middel og 0,03 til 0,6 vekt% polymer.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1 til 11,karakterisert vedat det anvendes en polymer som velges fra gruppen bestående av polyakrylamider, karboksyetylcellulose, hydroksyetylcellulose, polyalkyloksyder og heteropolysakkarider, en kilde for hydroksylioner som velges fra gruppen bestående av ammonium- og alkalimetallhydroksyder, -fosfater, -karbonater og -silikater, og et tverrbindingsmiddel som velges fra gruppen bestående ay^ammonium- og alkalimetallaluminater og -gallater.

13. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 5 og 7 til 12,karakterisert vedat det anvendes en skumanbringelsesgass som injiseres under betingelser slik at skumanbringelsesgassen bibeholder en densitet mellom 0,01 og 0,42 g/cm i reservoaret.

14. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 13,karakterisert vedat det anvendes en skumanbringelsesgass som er en blanding av blandbare hydrokarbongasser omfattende en sur gassbestanddel.

15. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 14,karakterisert vedat det anvendes en sur gassbestanddel som velges fra gruppen bestående av karbondioksyd, hydrogensulfid, svoveldioksyd, svoveltrioksyd og blandinger derav, og en konsentrasjon av den sure gassbestanddelen som er større enn 0,05 vekt% av skumanbringelsesgassen.

16. Fremgangsmåte ifølge kravene 3 til 15,karakterisert vedat det anvendes en skumanbringelsesgass som omfatter en råolje-uløselig, ikke-kondenserbar ikke-hydro-karbongassbestanddel som velges fra gruppen bestående av nitrogen, luft, argon og hydrogen, og av en sur gassbestanddel valgt fra gruppen bestående av karbondioksyd, hydrogensulfid og svoveloksyder, idet den sure gassbestanddelen har en konsentrasjon på mer enn ca. 0,1 % av skumanbringelsesgassen.

17. Fremgangsmåte for øket gjenvinning av viskøs olje fra en underjordisk formasjon med en heterogen permeabilitet og som inneholder viskøs råolje, idet formasjonen gjennomtrenges av minst én injeksjonsbrønn og minst én gjenvinningsbrønn,karakterisert vedat: (1) fremgangsmåten ifølge krav 7 anvendes for å redusere permeabiliteten i soner med høyere permeabilitet i den hetero-gene formasjonen, (2) det gjennom injeksjonsbrønnen og inn i de mindre permeable sonene i formasjonen injiseres en gassflømmeblanding omfat tende karbondioksyd slik at viskositeten til den viskøse oljen derved reduseres, (3) det injiseres tilstrekkelig drivfluid gjennom injeksjons-brønnen slik at olje med redusert viskositet forflyttes fra reservoaret, og (4) olje med redusert viskositet som er forflyttet fra reservoaret gjennom en gjenvinningsbrønn gjenvinnes.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 15,karakterisert vedat injeksjonssekvensen av trinnene (1) og (2) gjentas så lenge som det støtes på soner med høyere permeabilitet i løpet av gassflømmingen.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 15,karakterisert vedfølgende tilleggstrinn: (3) det injiseres gjennom en injeksjonsbrønn og inn i de mindre permeable sonene i formasjonen en flømmegass omfattende karbondioksyd slik at flømmegassen har en densitet mellom 0.01 og 0,42 g/cm inne i reservoaret, (4) det injiseres tilstrekkelig drivfluid gjennom injeksjons-brønnen til å forflytte råolje fra reservoaret, og (5) råolje som er forflyttet fra reservoaret gjennom en gjen-vinningsbrønn gjenvinnes.