NO321005B1 - Fremgangsmate for behandling av en underjordisk formasjon, f.eks. en formasjon som gjennomtrenges av et borehull - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører midler for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon og særlig fremgangsmåte og middel for styring av transport av faste partikler ved produksjon av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon.

Transport av faste partikler ved produksjon av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon er et kontinuerlig problem. De transporterte faste stoffer kan erodere eller forårsake betydelig slitasje på utstyr som benyttes i utvinningsprosessen ved produksjon av hydrokarboner. De faste stoffer kan også tette eller plugge igjen borehullet og derved begrense eller fullstendig stoppe fluidproduksjonen. Videre, må de transporterte partikler separeres fra de utvunnede hydrokarboner hvilket tilfører ytterligere kostnader til prosessen.

De partikler som er tilgjengelige for transport kan være til stede på grunn av en ukonsolidert beskaffenhet i den underjordiske formasjon og/eller som et resultat av brønnbehandling med plassering av partikler i et borehull eller en formasjon, slik som ved pakking av grus eller proppet sprekkdannelse.

Ved behandling av underjordiske formasjoner er det vanlig å plassere partikkelmaterialer som et filtermedium og/eller et proppemateriale i det nære området ved borehullet og i sprekker som strekker seg utad fra borehullet. I sprekkdannelsesoperasjoner føres proppematerialet inn i sprekker som dannes når hydraulisk trykk påføres disse underjordiske fjellformasjonene på et punkt hvor sprekker er utviklet. Proppematerialet oppløst i et viskøst sprekkdannelsesfluid føres utad fra borehullet i sprekkene ettersom de dannes og sprer seg ved kontinuerlig pumping. Ved frigjøring av pumpetrykket forblir proppematerialet i sprekkene og holder de separerte bergflatene i en åpen posisjon som danner en kanal for tilbakestrømning av formasjonsfluider til borehullet.

Tilbakestrømning av proppematerialet er transporten av proppematerialet tilbake inn i borehullet med produksjonen av formasjonsfluider som etterfølger sprekkdannelsen. Dette uønskede resultatet forårsaker unødig slitasje av produksjonsutstyret, behov for separasjon av faste partikler fra de produserte hydrokarboner og reduserer også til tider effektiviteten av sprekkdannelsesoperasjonen da proppematerialet ikke forblir i sprekkene hvilket kan begrense åpningen eller ledeevnen til den dannede strømningskanal. Tilbakestrømning av proppematerialet økes ofte av det som beskrives som "aggressiv" tilbakestrømning av brønnen etter en stimulerende behandling. Aggressiv tilbakestrømning medfører hovedsakelig tilbakesfrømning av behandlingsfluidet med en hastighet fra omtrentlig 0,001 til omtrentlig 0,1 fat pr. minutt (BPM) pr. sprekk av behandlingsfluidet som ble innført i den underjordiske formasjon.

Slike tilbakestrømningshastigheter akselererer eller fremtvinger lukning av formasjonen på proppematerialet som er innført i formasjonen. Den høye strømningshastigheten kan resultere i at store mengder av proppematerialet strømmer tilbake inn i borehullet før lukning oppstår eller at det oppstår utilstrekkelig brodannelse i formasjonen. Den raske tilbakestrømningen er svært ønskelig for operatøren ettersom den returnerer et borehull til produksjon av hydrokarboner betydelig tidligere enn hva tilfellet er med andre teknikker.

Det middel som hovedsakelig benyttes for å møte problemet med tilbakestrømning av proppematerialet er å tilsette harpiksdekkede proppematerialer eller harpikskonsolidering av proppematerialet hvilket ikke er mulig å benytte i aggressive tilbakestrømningssituasjoner. Videre er kostnaden ved harpiksdekkede proppematerialer høy, og dette benyttes derfor kun i de siste 5 til 25 % av proppematerialplasseringen. Harpiksdekket proppemateriale er ikke alltid effektivt da det er vanskeligheter med å plassere dette jevnt i sprekkene og, i tillegg, kan harpiksbelegget ha en skadelig effekt på sprekkens klebningsevne. Harpiksdekket proppemateriale kan også reagere kjemisk med vanlige sprekkfluidtverrbmdingssystemer slik som guar eller hydroksypropylguar med organiske metaller eller borattverrbindinger. Denne samvirkningen resulterer i endrede tverrbindinger og/eller bruddtider for fluidene hvilket derved påvirker plasseringen. Et ytterligere middel som oppviser akseptabel effektivitet har vært å gradvis avlaste sprekkdannelsestrykket når sprekkdannelsesoperasjonen er ferdig slik at sprekkens lukketrykk som virker mot proppematerialet bygges opp sakte og tillater at proppematerialets partikler stabiliseres før tilbakestrømning av sprekkfluidet og begynnelsen av hydrokarbonproduksjonen. Slik langsom retur er imidlertid uønskelig, da det reduserer produksjonen fra borehullet til behandlingsfluidet er fjernet.

I ukonsoliderte formasjoner er det vanlig å plassere et filtreringslag av grus i området nær borehullet som representerer en fysisk barriere for transporten av fine partikler av ukonsoliderte formasjoner med produksjonen av hydrokarboner. Vanligvis innbefatter såkalte "gruspakkeoperasjoner" pumping og plassering av en mengde grus og/eller sand med en maskestørrelse mellom 10 og 60 "mesh" i U.S. Standard Sieve Series inn i den ukonsoliderte formasjon i umiddelbar nærhet av borehullet. Det er noen ganger også ønskelig å binde gruspartiklene sammen for å danne en porøs matrise gjennom hvilken formasjonsfluidet kan passere, mens hovedmengden av de ukonsoliderte sand- og/eller fine partikler transport til området i nærheten av borehullet av formasjonsfluidene, filtreres ut og holdes tilbake. Gruspartiklene kan bestå av resinbelagt grus som enten er forhåndsherdet eller som kan herdes ved en overstrømning av et kjemisk bindemiddel når grusen er på plass. Det er også kjent å tilsette ulike herdbare bindemidler eller herdbare klebemidler direkte til en overstrømning av ukonsolidert grus for å binde partiklene sammen.

US-patenter nr. 5330005, 5439055 og 5501275 beskriver en fremgangsmåte for å overkomme vanskelighetene med resinbelagte proppematerialer eller gruspakker ved innblanding av et fibrøst materiale i det fluid som partiklene innføres med i den underjordiske formasjon. Fibrene har vanligvis en lengde over omtrentlig 2 mm og en diameter fra omtrent 6 til omtrent 200 mikron. Fiberdannede fibre med mindre diameter kan også benyttes. Fibrene antas å fungere som brobygger over hindringer og åpninger i det pakkede proppematerialet og danner en matte eller rammeverk som holder partiklene på plass hvilket begrenser partikulær tilbakestrømning. Fibrene resulterer vanligvis i et 25% eller større tap i permeabiliteten til proppemateiralpakken som dannes sammenlignet med en pakke uten fibre.

Mens denne teknikken kan begrense noe tilbakestrømning, vil den ikke sikre partiklene til hverandre på en slik måte som oppnås ved bruk av resinbelagte partikler.

US-patent nr. 5501274 beskriver en fremgangsmåte for å redusere tilbakestrømning av proppematerialet ved innføring av termoplastisk materiale i partikkel, bånd eller flakform med proppematerialet. Ved avsetning av proppematerialet og termoplastisk materiale i formasjonen mykgjøres det termoplastiske materialet og forårsaker at de til materialet nærliggende partikler fester seg til det termoplastiske materialet og danner agglomerater. Agglomeratene danner deretter bro med andre agglomerater og andre partikler for å hindre tilbakestrømning fra formasjonen.

Det ville være ønskelig å frembringe en fremgangsmåte som vil binde større antall partikler til hverandre hvorved agglomerater kan dannes som videre vil bidra til å forhindre bevegelse eller tilbakestrømning av partikler fra et borehull eller en formasjon uten å betydelig redusere permeabiliteten til partikkelpakken under aggressiv tilbakestrømning av behandlingsfluider.

Ifølge oppfinnelsen er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon som angitt i innledningen til de medfølgende kravene 1 til 9. Fremgangsmåten er således kjennetegnet ved innføring av et behandlingsfluid i en underjordisk formasjon; innblanding av et partikkelmateriale med i det minste en del av det nevnte fluid, hvilket innføres i og avsettes inne i den nevnte underjordiske formasjonen; innblanding av en væske eller oppløsning av en klebrig forbindelse fremstilt ved reaksjon av i det minste et element valgt fra gruppen bestående av polysyrer, polyorganofosfater, polyfosfonater, polysulfater, polykarboksylater og polysilikater og et multivalent ion, med i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet hvorved i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet i det minste er delvis dekket av den nevnte forbindelse slik at den kritiske gjenoppløsningshastigheten til den nevnte i det minste delvis dekkede partikkelmaterialet økes med i det minste omtrent 25 % under forsøk ved et 0,5 vekt-% nivå med aktivt materiale i forhold til partikkelmaterialet alene med vann;

avsetning av partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelsen i den underjordiske formasjon; og tilbakesfrømning av fluid fra formasjonen hvorved partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelse holder tilbake bevegelse av i det minste en del av partikkelmaterialet i den nevnte formasjonen.

Foretrukne trekk ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår av de medfølgende uselvstendige kravene 2 til 9.

Det beskrives en fremgangsmåte og et fluid for behandling av underjordiske formasjoner og en resulterende porøs partikkelpakke som forhindrer strømmen av partikler tilbake gjennom borehullet med produksjonen av hydrokarboner uten betydelig påvirkning av permeabiliteten til partikkelpakken.

Det beskrives en fremgangsmåte for behandling av underjordiske formasjoner gjennomboret av et borehull, omfattende at det er tilveiebrakt en fluidoppløsning innbefattende en blanding av partikkelmateriale og et annet materiale innbefattende en væske eller oppløsning av en klebelig forbindelse som dekker i det minste en del av partiklene ved blanding med disse, pumping av fluidoppløsningen innbefattende de dekkede partikler gjennom borehullet og avsetning av blandingen i formasjonen. Ved avsetning av den dekkede materialblandingen i formasjonen forårsaker tildekningen at partikler nærliggende til materialet kleber seg til det dekkede materialet og danner derved agglomerater som danner bro mot andre partikler i formasjonen for å hindre partikulær tilbakestrømning.

Det er oppdaget at tillegget av enkelte overflateaktive stoff til fluidoppløsningen muliggjør at den klebelige forbindelse kan dekke partikkelmateriale. Ulike overflateaktive stoff muliggjør tildekking ved høyere fluid-pH, fluidsaltinnhold eller temperaturer. De overflateaktive stoff er av følgende typer: ikke-ioner, anioner, kationer og zwitterioner.

Det dekkede materialet hindrer effektivt den partikulære tilbakestrømningen i en porøs pakke med en størrelse fra omtrent 2 til omtrent 400 mesh i intim blanding med de partikler som er dekket med den klebelige bestanddel.

Det dekkede materialet konsoliderer effektivt partiklene i form av agglomerater i formasjonen som et resultat av en sprekkdannelse eller gruspakkebehandling utført i en underjordisk formasjon under aggressiv tilbakestrømning av behandlingsfluidet.

Fig. 1 viser en skjematisk illustrasjon av testanordningen som benyttes for å bestemme den kritiske gjenopp lø sningshastigheten for et dekket substratmateriale.

I overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse blandes en væske eller oppløsning av en klebelig forbindelse i en intim blanding med et partikulært materiale slik som vanlige proppematerialer eller gruspakkematerialer og innføres i en underjordisk formasjon.

Benyttet i denne beskrivelse skal uttrykket "intim blanding" forstas som en hovedsakelig uniform fordeling av komponenter i blandingen. Uttrykket "simultan blanding" forstås som en blanding av komponenter som føres sammen i det første trinnet av behandlingsprosessen i den underjordiske formasjon eller i forberedelsene for utføringen av behandlingsprosessen.

Det dekkede partikulære eller proppematerialet kan inneholde hovedsakelig ethvert substratmateriale som ikke uønskelig reagerer kjemisk med andre komponenter benyttet i behandlingen av den underjordiske formasjon. Materialet kan innbefatte sand, keramer, glass, sintret bauxitt, resindekket sand, resinperler, metallperler o.l. Det dekkede materialet kan også innbefatte et ytterligere materiale som er blandet med et partikkelmateriale og innført i en underjordisk formasjon for å redusere den partikulære tilbakestrømning. I dette tilfellet kan det ytterligere substratmaterialet innbefatte glass, keramikk, karbonkompositter, naturlige eller syntetiske polymerer eller metaller og lignende i form av fibre, flak, bånd, perler, spon, små plater og lignende. I dette tilfellet vil det ytterligere substratmaterialet hovedsakelig bli blandet med det partikulære materialet i en mengde av omtrentlig 0,1 til omtrent 5 vekt-% av partikkelmaterialet.

Den klebelige forbindelsen innbefatter en væske eller en oppløsning av en forbindelse i stand til å danne i det minste et delvis belegg på substratmaterialet ved hvilket det er blandet før eller etter plassering i den underjordiske formasjon. I enkelte tilfeller kan den klebelige bestanddel være et fast stoff ved omgivende overflateforhold og ved innblanding med det partikulære materialet og som etter oppvarming ved innføring i borehullet for innføring inn i den underjordiske formasjon, blir en smeltet væske som i det minste delvis dekker en del av partikkelmaterialet. Forbindelser som er egnede for bruk som en klebelig forbindelse innbefatter hovedsakelig enhver forbindelse som, når den er i flytende form eller i en oppløsning vil danne et ikke-herdende belegg, av seg selv på partikkelmaterialet, og vil øke den kontinuerlige kritiske gjenoppløsningshastigheten til partikkelmaterialet ved kontakt med en vannstrøm som heretter beskrevet i eksempel I ved i det minste omtrent 25% i forhold til partikkelmaterialet alene når dette er tilstede i en 0,5 vekt-% aktiv materialkonsentrasjon og øker den initielle kritiske gjenoppløsningshastigheten med i det minste omtrentlig 40% i forhold til partikkelmaterialet alene. Fortrinnsvis økes den kontinuerlige kritiske gjenoppløsningshastigheten med i det minste 50% i forhold til partikkelmaterialet alene og ytterligere foretrukket i det minste omtrent 100% i forhold til partikkelmaterialet alene og den initielle kritiske gjenoppløsningshastigheten økes med i det minste 50% og ytterligere foretrukket i det minste 75% i forhold til partikkelmaterialet alene. En særlig foretrukket gruppe av klebelige forbindelser innbefatter polyamider som er flytende eller i oppløsning ved temperaturen til den underjordiske formasjon som behandles slik at polyamidene er, av seg selv, ikke-herdende når de er tilstede på partiklene innført i den underjordiske formasjon. Et særlig foretrukket produkt er et kondensasjonsreaksjonsprodukt innbefattende kommersielt tilgjengelige polysyrer og et polyamin. Slike kommersielle produkter inkluderer forbindelser slik som blandinger av C36 dibasiske syrer inneholdende enkelte trimerer og høyere oligomerer og også små mengder av monomersyrer som er reagert med polyaminer. Andre polysyrer inkluderer trimersyrer, syntetiske syrer produsert fra fettsyrer, maleinsyreanhydrid og akrylsyre o.l. Slike syreforbindelser er tilgjengelige fra selskaper slik som Witco, Union Camp, Chemtall og Emery Industries. Reaksjonsproduktene er tilgjengelige fra, f.eks. Champion Chemicals, Inc. og Witco.

Hovedsakelig produseres polyamidene i foreliggende oppfinnelse porsjonsvis ved prosessering av polysyrer hovedsakelig med to eller flere syrefunksjoner pr. molekyl med et polyamin. Det er velkjent i fremstillingsindustrien at polysyrer og polyfunksjonelle aminer innføres i en reaktor hvor, med omrøring, den mildt eksoterme dannelsen av salter oppstår. Etter blanding tilføres varme for å frembringe endoterm dehydrering og dannelse av smeltet polymer ved polykondensasjon. Vannet i reaksjonen kondenserer og fjernes fra polyamidet. Den molekylære vekt og endelige egenskaper til polymeren styres ved valg og sammensetning av råstoff, oppvarmingshastighet og skjønnsom bruk av monofunksjonelle syrer og aminer for å avslutte kjededannelse. Hovedsakelig er et overskudd av polyamin tilstede for å forhindre ukontrollert kjededannelse. Ureagerte aminer kan fjernes ved destillasjon, om ønskelig. Ofte blandes et løsemiddel, slik som en alkohol med det siste kondensasjonsreaksjonsproduktet for å frembringe en flytende oppløsning som enkelt kan håndteres. Kondensasjonsreaksjonen oppnås hovedsakelig ved en temperatur av omtrent 225°F til omtrent 450°F under et nitrogensveip for å fjerne det kondenserte vann fra reaksjonen. Polyaminene kan, f.eks., innbefatte etylendiamin, dietylentriamin, trietylentetraamin, aminoetylpiperazin o.l.

Polyamidene kan konverteres til kvaterne sammensetninger ved reaksjon med metylenklorid, dimetylsulfat, benzylklorid, dietylsulfat o.l. Vanligvis vil kvaterniseringsreaksjonen bli påvirket ved en temperatur på omtrent 100 til omtrent 200°F over en periode på omtrent 4 til 6 timer.

Kvaterniseringsreaksjonen kan benyttes for å forbedre den kjemiske kompatibiliteten til den klebrige forbindelsen med de andre kjemikaliene benyttet i behandlingsfluidene. Kvaternisering av den klebrige forbindelsen kan redusere effektene på brytningsmaterialet i fluidet og redusere eller minimere buffereffektene av forbindelsene når disse er tilstede i ulike fluider.

Ytterligere forbindelser som kan benyttes som klebelige forbindelser inkluderer væsker og løsninger av, f.eks. polyestre, polykarbonater og polykarbamater, naturlige resiner slik som skjellakk o.l.

Det har overraskende vist seg at en klebelig forbindelse også kan frembringes ved reaksjon av en polysyre slik som ovenfor beskrevet med et multivalent ion slik som kalsium, aluminium, jern eller lignende. Likeledes kan ulike polyorganofosfater, polyfosfonater, polysulfater, polykarboksylater eller polysilikater reageres med et multivalent ion å gi en klebelig forbindelse. Dersom en oppbremsing av reaksjonshastigheten er ønsket, kan estere av de ovenfor nevnte forbindelser benyttes hvilke deretter vil reagere med det multivalente ion når estrene undergår hydrolyse i behandlingsfluidet ved den underjordiske formasjonstemperatur. Alternativt kan chelat dannes med kjente chelatdannere slik som sitrussyre, hydroksypropionater og lignende for å begrense reaksjonshastigheten. Videre har det vist seg mulig å generere den klebelige forbindelse in situ i den underjordiske formasjonen ved innføring av polysyren for å bringe multivalente ioner til stede i behandlingsfluidet i den underjordiske formasjon. De multivalente ioner kan enten være naturlig forekommende i formasjonen eller innført med behandlingsfluidet.

Den klebelige forbindelse er blandet med partikkelmaterialet i en mengde av omtrent 0,1 til omtrent 3,0 vekt-% aktivt materiale av det dekkede partikkelmaterialet. Det skal bemerkes at større mengder kan benyttes, imidlertid øker hovedsakelig ikke større mengder ytelsen vesentlig, og dette kan uønsket redusere permeabiliteten til partikkelpakken. Den klebelige forbindelse er fortrinnsvis blandet med partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjon i en mengde av omtrentlig 0,25 til omtrent 2 vekt-% av det dekkede partikkelmaterialet.

Når den klebelige forbindelse benyttes med et annet materiale som skal blandes med partikkelmaterialet og som skal være i det minste delvis dekket med den klebelige forbindelse, slik som glassfiber eller lignende, er forbindelsen tilstede i en mengde av omtrentlig 10 til omtrentlig 250% aktivt materiale etter vekten av glassfibre eller andre tilsatte materialer og hovedsakelig fira omtrentlig 0,1 til omtrent 3 vekt-% aktivt materiale av mengden partikkelmateriale ved hvilket det dekkede materialet er intimt blandet. Den klebelige forbindelse er fortrinnsvis tilstede i en mengde av omtrentlig 50 til omtrentlig 150% av det materialet som skal være i det minste delvis dekket med den klebelige forbindelse og deretter tilsatt partikkelmateriale. I det minste en del av den klebelige forbindelse innført med det ytterligere materialet vil komme i kontakt med og dekke i det minste en del av partikkelmaterialet hvilket er blandet inn.

Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse samvirker mekanisk med partiklene i partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjon for å begrense eller forhindre den partikulære tilbakestrømningen til borehullet.

Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse er hovedsakelig blandet med partikkelmaterialet i enhver av de konvensjonelle sprekkdannelses- eller gruspakkefluidene bestående av et vannholdig fluid, et vannholdig skum, et hydrokarbonfluid eller en emulsjon, et viskositetssøkende middel og enhver av de ulike kjente brytermaterialer, buffre, overflateaktive stoff, leirestabilisatorer eller lignende. Hovedsakelig kan den klebelige forbindelse være blandet med fluider med en pH i området fra omtrentlig 3 til omtrent 12 for innføring i en underjordisk formasjon. Forbindelsene er brukbare til redusering av partikkelbevegelse i formasjonen ved temperaturer fra omtrent omgivelsestemperatur til over 275°F. Det skal bemerkes at ikke hver klebelig forbindelse vil være brukbar over hele pH- eller temperaturområdet, men hver forbindelse er brukbar over i det minste en del av området og enkeltpersoner kan enkelt bestemme det brukbare operasjonsområdet for ulike produkter ved bruk av velkjente tester og uten unødvendig eksperimentering.

Det er oppdaget at innblanding av eller tillegg av enkelte overflateaktive stoff til fluidoppløsningen kan forbedre eller muliggjøre dekningen av partikkelmateriale med den klebelige forbindelse. Tillegget av utvalgte overflateaktive stoff er funnet å være fordelaktig ved både elevert saltinnhold i fluidet og elevert pH i fluidet og likeså ved elevert fluidtemperatur. De overflateaktive stoff synes å forbedre fuktdannelsen av partikkelmaterialet med den klebelige forbindelse. Egnede overflateaktive stoff inkluderer: ikke-ioner slik som lange kjeder av karboksylsyreestere slik som propylenglykol, sorbitol og polyoksyetylerte sorbitolestere, polyoksyetylerte alkylfenoler, alkyfenol, etoksylater, alkylglukosider, alkanolaminkondensater og alkanolamider; anioner slik som karboksylsyresalter, sulfonsyresalter, svovelestersalter og fosfon- og polyfosforsyreestere; kationer slik som lange kjeder av aminer og deres salter, kvaterniserte ammoniumsalter, polyoksyetylerte lange kjeder av aminer og kvaterniserte polyoksyetylerte lange kjeder av aminer; og zwitterioner, slik som n-alkylbetainer.

Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse er vanligvis blandet med partikkelmaterialet som en samtidig blanding ved innføring i sprekkdannelses- eller gruspakkefluidet sammen med partikkelmaterialet. Sprekkdannelsesfluider innføres i den underjordiske formasjon med en hastighet og trykk tilstrekkelig til å frembringe i det minste en sprekk i formasjonen i hvilken partikkelmaterialet så innføres for å proppe den dannede sprekk for å muliggjøre hydrokarbonproduksjon. Gruspakkebehandlinger utføres vanligvis ved lavere hastigheter og trykk hvorved fluidet kan innføres i en formasjon for å danne en kontrollert partikkelstørrelsepakke omgivende en skjerm plassert i borehullet uten å forårsake sprekkdannelse i formasjonen. Alternativt kan gruspakken utformes uten en skjerm og pakken kan fylle borehullet. Deretter kan pakken bores ut eller freses for å åpne en passasje i borehullet. Partikkelpakken som omgir borehullet fungerer derved for å hindre at fine partikler eller formasjonspartikler forflyttes inn i borehullet med produksjon av hydrokarboner fra den underjordiske formasjon. Den klebelige forbindelsen kan innføres i fluidet før, etter eller samtidig med innføringen av partikkelmaterialet i fluidet. Når den klebelige forbindelsen genereres in situ i. formasjonen, kan reaktantene innføres individuelt som beskrevet ovenfor for den klebelige forbindelse og den multivalente ionekilden kan være naturlig forekommende eller innføres i formasjonen. Væsken eller oppløsningen kan blandes med hele mengden av partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjonen eller den kan innføres med kun en del av partikkelmaterialet, slik som i det siste trinn av behandlingen for å plassere den intime blandingen i formasjonen i nærheten av borehullet. F.eks. kan den klebrige forbindelsen tilsettes til kun de siste 20 til 30% av det partikkelladede fluid innført i formasjonen. I dette tilfellet vil den intime blandingen danne en etter-innføring til behandlingen som ved samvirkning i formasjonen med partikkelmaterialet vil forårsake at partiklene danner broer til agglomeratene som er dannet og forhindrer bevegelse av partiklene inn i borehullet sammen med ethvert produsert fluid. Den klebrige forbindelsen kan innføres i en blander eller i et strømningsrør hvor den kommer i kontakt med det materialet som i det minste delvis dekkes av forbindelsen. Forbindelsen kan innføres med doseringspumper eller lignende før innføringen av behandlingsfluid inn i den underjordiske formasjon.

I en alternativ utførelsesform kan partikkelmaterialet forhåndsblandes med den klebrige forbindelsen før innblanding med et behandlingsfluid for bruk i en underjordisk formasjon.

For ytterligere å illustrere den foreliggende oppfinnelse uten å være begrensende, angis de etterfølgende eksempler.

EKSEMPEL I

Evalueringen av en væske eller oppløsning av en forbindelse for bruk som en klebrig forbindelse oppnås ved følgende forsøk. En kritisk gjenopp lø sningshastighet bestemmes først for materialet som den klebrige forbindelse skal tildekke. Med henvisning til fig. 1, er en forsøksanordning illustrert for utførelse av forsøket. Anordningen innbefatter et 1/2" T-glass 10 som er tilkoblet en innløpskilde 12 med vann og en utløpende avløpslinje 14 er blokkert for fluidstrømning. En vannblanding av partikler suges opp inn i T-en 10 gjennom innløpet 12 og samles i delen 16 ved filtrering mot en skjerm 18. Når delen 16 av T'en 10 er full, fjernes vakuumkilden og en plugg 20 benyttes for å forsegle enden av delen 16. Strømningskanalen fra innløpet 12 til utløpet 14 svabres ren og en volumetrisk styrt pumpe, slik som en "MOYNO"-pumpe, kobles til innløpet 12 og en styrt strømning av vann initieres. Fluidets hastighet økes sakte gjennom innløpet 12 til de første partiklene av partikkelmaterialet plukkes opp av den passerende vannstrømmen. Dette bestemmer den nedre grense for begynnelsen av gjenoppløsningshastigheten. Strømningshastigheten økes deretter videre til partikkelfjerningen blir kontinuerlig. Dette bestemmer den nedre grense for kontinuerlig gjenoppløsningshastighet. Forsøket avsluttes deretter og anordningen fylles opp med partikler med et belegg korresponderende til omtrentlig 0,5 vekt-% aktivt materiale av partikkelen tilført til denne. Lignende tendenser kan vanligvis observeres i resultatene når den konsentrasjon som testes er fra omtrentlig 0,1 til omtrent 3%, imidlertid foretrekkes 0,5%-nivået som er innenfor det foretrukne området for standardisering av prosedyren. Forsøket gjentas for å bestemme begynnelsen av partikkelfjerning og hastigheten hvor fjerningen blir kontinuerlig.

Den prosentvise økningen av hastigheten (eller reduksjonen) bestemmes deretter basert på den initielle eller kontinuerlige nedre grenseverdi. Resultatet av flere forsøk ved benyttelse av det foretrukne polyamid i foreliggende oppfinnelse, og konvensjonelle epoksy- og fenolresiner kjent for bruk i konsolideringsbehandlinger i underjordiske formasjoner med 12/20 og 20/40 mesh sand er fremsatt nedenunder i tabell I.

Verdiene illustrerer klart den betydelige økningen i kritisk gjenoppløsningshastighet for et partikkeldekke med den klebrige forbindelse i sammenligning med andre kjente formasjonskonsoliderende midler som krever herding for å være effektiv.

EKSEMPEL II

Testprosedyren i eksempel I benyttes for å bestemme effektiviteten til en klebelig forbindelse fremstilt ved reaksjonen av polysyre med et multivalent ion. Polysyren innbefattet en kommersielt tilgjengelig blanding av C36 dibasiske syrer og det multivalente ion var aluminium. Reaksjonen var påvirket av at bestanddelene ble blandet ved omgivelsestemperatur og trykk. Deretter ble en mengde av reaksjonsproduktet blandet med 20/40 mesh sand i en mengde av 54 vekt-% partikkelmateriale og innført i forsøksanordningen etter bestemmelse av en nedre grenseverdi. Resultatene er fremsatt i tabell II nedenunder.

Disse data indikerer at en polysyre kan reageres med et multivalent ion for å danne et reaksjonsprodukt egnet for bruk som en klebelig forbindelse.

Foreliggende oppfinnelse er beskrevet med henblikk på de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen som til nå er vurdert, mens andre utførelsesformer er foreslått og ytterligere andre utførelsesformer vil fremkomme for en fagmann på området ved mottagelse av den foregående beskrivelse. Intensjonen er at alle slike utførelsesformer skal innbefattes i omfanget av foreliggende oppfinnelse som angitt i de etterfølgende krav.

Claims (9)

1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, karakterisert ved : innføring av et behandlingsfluid i en underjordisk formasjon; innblanding av et partikkelmateriale med i det minste en del av det nevnte fluid, hvilket innføres i og avsettes inne i den nevnte underjordiske formasjonen; innblanding av en væske eller oppløsning av en klebrig forbindelse fremstilt ved reaksjon av i det minste et element valgt fra gruppen bestående av polysyrer, polyorganofosfater, polyfosfonater, polysulfater, polykarboksylater og polysilikater og et multivalent ion, med i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet hvorved i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet i det minste er delvis dekket av den nevnte forbindelse slik at den kritiske gjenoppløsningshastigheten til den nevnte i det minste delvis dekkede partikkelmaterialet økes med i det minste omtrent 25% under forsøk ved et 0,5 vekt-% nivå med aktivt materiale i forhold til partikkelmaterialet alene med vann; avsetning av partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelsen i den underjordiske formasjon; og tilbakestrømning av fluid fra formasjonen hvorved partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelse holder tilbake bevegelse av i det minste en del av partikkelmaterialet i den nevnte formasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelse er blandet med det nevnte partikkelmaterialet i en mengde fra omtrent 0,1 til omtrent 3 vekt-% av det nevnte partikkelmaterialet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det nevnte behandlingsfluid har et overflateaktivt stoff innbefattende i det minste et element valgt fra gruppen av ikke-ioner, kationer, anioner og zwitterioner.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det nevnte dekkende partikkelmaterialet har en kritisk gjenoppløsningshastighet som er over 50% høyere enn for det nevnte partikkelmaterialet alene.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den klebrige forbindelsen innbefatter reaksjonsproduktet av en væske eller oppløsning av en polysyre og et multivalent ion.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at det nevnte multivalente ion er aluminium, kalsium eller jern.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det nevnte partikkelmaterialet innbefatter i det minste et element valgt av gruppen bestående av sand, kerampartikler, resindekket sand, herdede resinperler, sintret bauxitt, metallpartikler og glasspartikler.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at fluidoppløsningen har en blanding av et partikkelmateriale og et ytterligere materiale valgt fra gruppen av partikler innbefattende metall, naturlig eller syntetiske polymerer, keramer og glass, samt at fluidoppløsningen inneholder en klebelig forbindelse frembrakt ved reaksjonen i det minste et element valgt fra gruppen bestående av polysyrer, polyorganofosfater, polyfosfonater, polysulfater, polykarboksylater og polysilikater med et multivalent ion, hvor den nevnte klebelige forbindelsen i det minste delvis dekker i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet forekommende i den nevnte fluidoppløsning.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at det nevnte overflateaktive materialet innbefatter i det minste et element valgt fra gruppen bestående av alkylglukosider, langkjedede karboksylsyreestere, sorbitol, polyoksyetylerte sorbitolestere, polyoksyetylerte alkylfenoler, alkylfenoler, etoksylater, alkanolaminkondensater, alkanolamider, karboksylsyresalter, sulfonsyresalter, svovelestersalter, fosfonsyreestere, polyforforiske syreestere, langkjedede aminer, langkjedede aminsalter, kvaterniserte ammoniumsalter, polyoksyetylerte langkjedede aminer, kvaterniserte polyoksyetylerte langkjedede aminer og alkylbetainer.