NO774143L - Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner - Google Patents
Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjonerInfo
- Publication number
- NO774143L NO774143L NO774143A NO774143A NO774143L NO 774143 L NO774143 L NO 774143L NO 774143 A NO774143 A NO 774143A NO 774143 A NO774143 A NO 774143A NO 774143 L NO774143 L NO 774143L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- emulsion
- wax
- reactant
- soil formation
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 61
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 57
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims description 30
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 24
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 11
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 9
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 8
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 6
- -1 fatty acid salt Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 4
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 4
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims description 2
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 235000019809 paraffin wax Nutrition 0.000 description 3
- 235000019271 petrolatum Nutrition 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N carbonic acid monoamide Natural products NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N cyanic acid Chemical compound OC#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000004200 microcrystalline wax Substances 0.000 description 2
- 235000019808 microcrystalline wax Nutrition 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N Cyanamide Chemical compound NC#N XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- BVCZEBOGSOYJJT-UHFFFAOYSA-N ammonium carbamate Chemical compound [NH4+].NC([O-])=O BVCZEBOGSOYJJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 230000036461 convulsion Effects 0.000 description 1
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-M cyanate Chemical compound [O-]C#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 108010015964 lucinactant Proteins 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N tiracizine Chemical compound C1CC2=CC=CC=C2N(C(=O)CN(C)C)C2=CC(NC(=O)OCC)=CC=C21 KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ILWRPSCZWQJDMK-UHFFFAOYSA-N triethylazanium;chloride Chemical class Cl.CCN(CC)CC ILWRPSCZWQJDMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å
redusere permeabiliteten av en permeabel underjordisk jordformasjon. Mere spesielt angår den plugging av porer beliggende innen de
første få cm av den del av jordformasjonen som støter til borehullet i en brønn og fremskaffer en måte å gjøre dette på i jordformasjoner som er relativt høypermeable og/eller oppbrutt.
I henhold til oppfinnelsen reduseres permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon ved å avsette voks i og nær en frilagt overflate av formasjonen. Et smeltet voks som har et smeltepunkt nær, men over temperaturen for jordformasjonen som skal behandles, blandes i det vesentlige homogent med et emulgeringsmiddel som består i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse. En olje-i-vann-emulsjon fremstilles ved å dispergere,smelt et voksblanding i en vandig væske slik at i det vesentlige alle av de dispergerte partikler har en gjennomsnittsdiameter på under ca. 4 M-m og vannfasen har en pH under ' ca . 4- Et pH-økende reaktivt- materiale oppløses i den vandige væskefase av emulsjonen. Typen og mengden av det reaktive materiale velges slik at dets reaksjon bringer emulsjonen til å bryte ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er blitt utsatt for den temperatureksponering som følger av å bringe væsken til å strømme inn i den underjordiske formasjon som skal behandles. Emulsjonen og reaktanten er forenet, i det minste så snart som de trenger inn i porene av jordf ormas jonen, og føres inn "i jordformasjonen som skal behandles med en hastighet slik at nedbrytningen av emulsjonen avsetter voks i og nær den eksponerte overflate av jordformasjonen.
Foreliggende oppfinnelse angår således en fremgangsmåte for
å redusere permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon som utsettes for væsken i borehullet av en brønn, og som omfatter:
å blande smeltet voks i det vesentlige homogent med et overflateaktivt kationisk emulgeringsmiddel bestående i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse; å dispergere den smeltede voksblanding i en vandig væske for å danne en <> I je - i -va nn-emn I s jon hvori i dot vesent I i rjo alle ile dispergerte partikler har en gjennomsnittsdiameter på under ca. 4 (im og den vandige uæskefases pH er under ca. 4;
å oppløse en pl-I -økende reaktant i vannfasen av emulsjonen,
i det minste i det vesentlige så snart som emulsjonen strømmer inn i jordformasjonen som skal behandles, idet typen og mengden av reaktanten er slik at dens reaksjon bevirker at emulsjonen bryter ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er utsatt for tids-temperatureksponeringen som finner sted ved innføring av en væske i jordformasjonen; og
å føre den reaktantholdige emulsjon inn i jordformasjonen med en hastighet slik at vokset avsettes i og nær den eksponerte overflate av jordformasjonen.
Vokset som anvendes ved foreliggende oppfinnelse, kan være
i det vesentlige et hvilket som helst voks eller vokslignende homogen blanding av voks og polymer som er i stand til å smelte under dannelse av en i det vesentlige homogen væskeoppløsning eller -dispersjon ved en temperatur nær, men fortrinnsvis over temperaturen for jordformasjonen som skal behandles. Voksarter inneholdende frie alkoholer og/eller syrer, og naturlig forekommende voksarter bestående hovedsakelig av hydrocarboner og alkoholestere,
og voks-polymerblandinger kan anvendes. Eksempler på slike voksarter innbefatter paraffinvoks som er tilgjengelig fra raffineringsoperasjoner og som inneholder rettkjedede eller forgrenede iso-paraffiniske hydrocarbonmolekyler, mikrokrystallinske voksarter, som også er tilgjengelige fra raffineringsoperasjoner, men som er utvunnet fra restoljer som blir tilbake efter fjernelsen av smøre-olje -destillatfraksjonene og ofte har høyere smeltepunkter enn paraffinvoksene, og forskjellige syntetiske vokser og voks-polymerblandinger fremstilt for forskjellige anvendelser. Paraffinvoksene og de mikrokrystallinske vokser tilgjengelig fra Shell Chemical Company USA under varemerkene "Shell Wax" SW-100, SW-200, SW-300, SM-400, SM-500, SW-700 og lignende er særlig egnet. Ved
anvendelse av laveremolekylær.e pa raf f invokser er konsentrasjoner opptil 10 vekt% av emulsjonen i alminnelighet passende, men konsentrasjoner på ca. 5% eller mindre foretrekkes for de høyere-molekylære voksarter, som 300, 400 , 500 og 700 seriene av Shell-voksene. Foreliggende emulsjoner er særlig nyttige for behandling av jo n Ifi rniia s j< tuor hum I I cnipo ra I u rer fra ca. '>.'.' I :i I H?°C mod voksarter som har smeltepunkter fra ca. 55 til 88°C. 1 henhold til en foretrukken utførelsesform av fremgangsmåten er smeltepunktet for vokset fra 55 til 88°C , og det smeltede voks blandes ved en temperatur på 71 til 88°C med emulgeringsmidle^ og den dannede blanding blandes med en vandig væske med en pH på under ca. 3 ved en temperatur fra ca. 71 til 88°C. Det smeltede voks dispergeres fortrinnsvis i den vandige væske under dannelse av en emulsjon hvori gjennomsnitt sdiamet rene av partiklene er 2 - 4 M-m •
Ved foreliggende fremgangsmåte kan emulgatoren være i det vesentlige et hvilket som helst overf1ateaktivt kationisk materiale som de overflateaktive salter av aminer og kvartære ammoniumforbindelser. Passende overflateaktive kationiske emulgatorer er kommersielt tilgjengelige, som: "Aerosurf AA" emulgatorene fra Ashland Chemical Company; "Redicote E" emulgatorene fra Armak Chemical Company; "Aliquat" fett-kvartære-ammoniumklorider; eller "Diam" fett-diaminene fra General Mills Chemical Company; "Nalquats" kvartære imidazolinbaser fra Melco Chemical Company; "Arquads" alkyltrimethy1-ammoniumkloridene såvel som talgamin-acetatene fra Armak Chemical Company; "Emo-cols", substituerte tri-et hyl-ammoniumklorider, fra Emulsol Corporation, etc.
Fettsyresaltene av overflateaktive aminer eller kvartære ammoniumforbindelser omfatter foretrukne emulgeringsmidler. Særlig egnede medlemmer av en slik gruppe er tilgjengelige fra Armak Chemical 'Company under varemerket "Armac" som "Armac-T" eller "Armac-HT". Blandinger av slike emulgatorer er særlig egnet. Mens f.eks. "Armac-HT" (et hydrogenert talg-amin-acetat) er tilbøyelig til å gi noe mere viskøse emulsjoner som er tilbøyelige til å ha en høyere skjærstabilitet, vil kombinasjoner av "Armac-HT" og "Armac-T" (et talgamin-acetat, også kalt det nøytrale acetat av octadecylamin) være tilbøyelig til å gi mindre viskøse emulsjoner med relativt høy skjærstabilitet. "Armac-T" er et foretrukket emulgeringsmiddel.
Den vandige væske som anvendes .ved foreliggende fremgangsmåte, kan fortrinnsvis være et hvilket som helst vann som er relativt fritt for salter eller andre elektrolytter. En slik vandig væske består fortrinnsvis i det vesentlige av vann og ikke mere enn omtrent tilstrekkelig syre til å gi en pH på under ca. 4 (fortrinnsvis ca. 2 til 3). Saltsyre er en særlig egnet syre for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse.
I foreliggende fremgangsmåte er det ved fremstilling av en olje-i-vann-emulsjon ved å dispergere en smeltet blanding av voks og emulgeringsmiddel i en vandig væske, ønskelig å anvende utstyr som er i stand til å gi tilstrekkelig kraft til å bevirke en be-traktelig adskillelse av vokspartiklene. Utstyr som kolloidmøller, homogenisatorer, omrørte blandere og soniske emulgatorer er særlig egnet. Omrøringen i forbindelse med emulgeringen gir fortrinnsvis en dispersjon av små partikler av relativt jevn størrelse, som en dispersjon av partikler nied gjennomsnittsdiametre fra ca. 1 til 4wm.
Den pH-økende reaktant anvendt ved foreliggende fremgangsmåte kan være i det vesentlige en .hvilken som helst vannoppløselig forbindelse eller blanding av forbindelser som reagerer på en tids-og temperaturkontrollert måte og gir et vannoppløselig materiale som øker en vandig oppløsnings pH. Den pH-økende reaktant kan være et vannoppløselig cyanat, som et alkalimetallcyanat, fortrinnsvis nat riumcyanat .
En pH-økende reaktant som er særlig egnet hvor temperaturen i jordformasjonen som skal behandles er over ca. 71°C, omfatter en blanding av et nitritsalt og et vannoppløselig amid av carbonsyre, som urea.
I alminnelighet kan den pH-økende reaktant omfatte et vann-oppløselig amid av carbaminsyre eller carbonsyre som ammoniura-carbamat eller urea, eller deres homologer, salter av cyansyre, som alkalimetallcyanater, cyanamid, etc.
Ved planlegning av en profilkontTollbehandling for anvendelse i en spesiell brønn er det ønskelig å skaffe så mange opplysninger som mulig om historien om olje- og vannproduksjonen (eller vann-injeksjonen, hvis brønnen er en injeksjonsbrønn) for brønnen som skal behandles. Slike opplysninger bør innbefatte dybden av en eventuell sone eller soner som har en uønsket vannproduserende eller vanninjeksjon, intern permabilitet av formasjonene i dette intervall, den gjennomsnittlige temperatur i intervallet, tid-■ ligere profilregulerende behandlinger, etc.
Ved sammensetning av en voksemulsjon for behandling av en spesiell underjordisk jordformasjon er det ønskelig å velge et voks med et smeltepunkt nær, men over temperaturen for formasjonen. Tabell I viser korrelasjonen mellom temperaturene for underjordiske jordformasjoner og typene av Shell voksarter som er egnet for anvendelse i slike formasjoner.
En særlig egnet vokssammensettende metode eksemplifiseres
ved å avpasse mengden av komponentene og rekkefølgen av trinn ved følgende metode som ble anvendt for laboratoriefremstilling av voksemulsjoner. For LOOO g voksemulsjon anbringes ICO g "Shell Wax" lOO eller 200, 799av et hydrogenert talgaminacetat (kjent under varemerket "Armac-HT") og 1 g av et talgaminacetat . (kjent under varemerket "Armac-T'5 i en beholder. Derpå smeltes vokset og emulgatorene sammen ved fra ca. 71 - 91°C. Skiktning vil inntre på grunn av densitetsforskjellene mellom vokset og emulgatorene.
Derfor blandes vokset og emulgatorene omhyggelig sammen ved omrør-ing. 820 g vann anbringes i en kolloidmølle eller oppvarmet blander. For stabilitetsformål bør 200 ral IN saltsyre pr. 1.000 g syrefri voksemulsjon tilsettes til vannet. Denne blanding bør så oppvarmes ved ca. 71 - Ql°c i 5 minutter.
Tilsett til syre/vannblandingen det -smeltede voks og emulgatorer under kraftig omrøring i en blander, eller hurtig sirkula- sjon gjennom en kolloidmølle. Disse bestanddeler får lov til å blandes i minst 20 minutter før avtapning av den dannede emulsjon. Derpå avkjøles den dannede emulsjon langsomt ved moderat omrøring
i 6 til 8 timer i en ren beholder. Moderat omrøring under emul-sjonsavkjølingen nedsetter tilbøyeligheten for inntredelse av voks-partikkelagglomerering under avkjølingsstadiet .
En viskositet søkning vil antagelig inntre eftersom emulsjonen avkjøles. Hvis viskositeten blir for stor (over 150 cP), oppvarmes emulsjonen forsiktig til mellom 38 og 55°C, og emulsjonen omrøres forsiktig ved denne temperatur inntil emulsjonen er ferdig til å innføres i en underjordisk formasjon som skal behandles.
Hvis "Shell Waxes" 300, /+00,. 500 eller 700 skal anvendes, anbefales bare 5 vekt% voks. Derfor bør der for 1.000 g syrefri emulsjon anvendes 870 g vann istedenfor 820 g. Emulgatorkonsentra-sjonen bør imidlertid forbli den samme. I alle sammensetninger anvendes 2O0 ml IN saltsyre pr. 100 g voksemulsjon.
Det følgende illustrerer en særlig egnet metode for å innføre en voksemulsjon i en underjordisk jordforma sjon i henhold til foreliggende oppfinnelse. Før voksemulsjonen pumpes inn i brønnen,
bør ledningen først innføres i borehullet til toppen av behandlingsområdet. Tilstrekkelig emulsjon til å fylle foringen nedenfor røret og til delvis å fylle røret (vanligvis ikke mere enn l600 1, avhengig av dybden av behandlingssonen) pumpes ut av avkjølings-apparaturen på overflaten under anvendelse av en variabel pumpe-ha st ighet .
Hvis volumet i foringen nedenfor rørstrengen er større enn 800 1, kan det taes i betraktning å anbringe en broplugg nedenfor behandlingsområdet. Voksemulsjonssystemet er beregnet på å frem-skaffe en grunn plugging som vil tillate en selektiv gjeninntreng-ning av spesielle soner.
Emulsjonen kan nu blandes med en pH-økende reaktant, som natriumcyanat, pumpes inn i brønnen og fortrenges inn i de omgiv-ende jordformasjoner (f.eks. ved trykning med saltlake som pumpes inn bak voksemulsjonen). Saltlake som er gelert med et konven-sjonelt vannf ortykkende middel, gir et godt f ort rengning smedium . Hele tiden bør fortrengningstrykket holdes under forskjellen mellom det minimale formasjonsoppbrytende trykk og summen av overflate- og hydrostatisk trykk på formasjonsflaten. Når fortreng ningstrykket begynner å stige meget hurtig, bør innpumpnings-hastigheten senkes for å forhindre formasjonsoppbrytning. Hvis ikke mere emulsjon kan fortrenges inn i jordformasjonene uten opp-brytning, bør brønnen avstenges og tillates å være i ro i minst 8 til 12 timer.
Brønnhodet rykket bør kontrolleres periodisk under avsteng-ningsperioden. En gradvis brønnhodetrykksavtagelse med tiden er ikke uvanlig, men en hurtig avtagelse indikerer ineffektiv plugging. Hvis brønnhodet rykket synker for hurtig, kan en annen sats emulsjon pumpes inn i brønnborehullet og fortrenges i formasjonen nok en gang. Hele prosessen gjentaes ganske, enkelt.
Hvis imidlertid brønnhodet rykket holder seg i en rimelig tid (8 til 12 timer) efter avstengning uten et større trykkfall, er effektiv plugging sannsynligvis inntrådt. På dette tidspunkt kan trykket luftes, borehullet sirkuleres rent og brønns lammet under-søkes for. å bestemme graden og effektiviteten av prof ilreguler ings-behandlingen. Hvis den var effektiv, blir alle sonene i det be-handlede intervall plugget med voks, og de ønskelige soner kan nu gjenåpnes f.eks. ved perforering av de pluggede deler av dem.
Et viktig trekk ved foreliggende kationiske voksemulsjoner er deres evne til å pumpes eller fortrenges gjennom en slisset foring og gruspakning og- inn i en permeabel formasjon slik at formasjonen er grunt plugget med voks som fører til en ikke-strømningstilstand.
Tabell II viser variasjonene i voksemulsjonsegenskaper med variasjoner i forholdet av "Armac-HT" til "Armac-T" emulgeringsmidler. Slike sammenligninger viser at for en 20 vekt%-ig voksemulsjon ble de mest regelmessige moderate viskositeter og de største skjærstabiliteter erholdt ved å anvende 7,8 til 7,95 vekt% "Armac-HT" og 0,2 til 0,05 vekt% "Armac-T" emulgatorer. På grunn-lag av disse prosenter kan den foretrukne laboratoriefremstill-ingsteknikk beskrevet ovenfor, anvendes for å fremstille kationiske voksemulsjoner med moderat viskositet og høy skjærstabilit et.
Tabell III viser forskjellene i voksemulsjonsegenskaper som. skyldes emulsjonsfremstillingsmetoder som var i det vesentlige identiske unntatt at (a) i ett tilfelle ble voks og emulgatorer smeltet sammen og omhyggelig blandet før tilsetning til en oppvarmet blanding av syre og vann, og (b) i det annet tilfelle ble voks og emulgatorer smeltet, men ble ikke omhyggelig blandet før deres dispergering i den vandige væske.
Tabell IV viser stabilitetsegenskaper av emulsjoner ifølge oppfinnelsen inneholdende forskjellige kvaliteter av Shell-voks. Det vil sees at med én unntagelse bevirket 17 timers oppbevarings-kontakt med 2% saltlake praktisk talt intet tegn på vokspartikkel-agglomerering. Emulsjonen inneholdende SW-100 voks, viste en gjennomsnittspartikkeldiameterøkning fra 2,5 til 7,4 \ xm (skjønt ingen destabilisering av emulsjonen inntrådte).
Da foreliggende voksemulsjoner avsetter et voks (som er selektivt oljeoppløselig og vann- eller syre-uoppløselig) innen de første få cm av den eksponerte flate av de permeable jordforma - sjoner, kan disse emulsjoner med fordel anvendes for å avlede det meste av en injisert vandig syre inn i de minst permeable deler av et intervall av jordformasjoner og/eller for mild behandling av en permeabel formasjon for selektivt, å nedsette dens permeabilitet for vann uten særlig å hindre dens permeabilitet for olje. Under anvendelse av dem som avledningsmidler alterneres én eller flere plugger av emulsjonene med én eller flere plugger av en vandig syre. For selektivt å nedsette permeabiliteten overfor vann, injiseres relativt små eller meget fortynnede plugger av emulsjonene inn i i det vesentlige alle deler av en permeabel formasjon i en grad som reduserer, men ikke fullstendig eliminerer permeabiliteten. Ved begge disse anvendelser blir, når produksjonen gjen-oppta es, vokspluggingsmaterialene i de oljeproduserende deler oppløst av oljen slik at, i de oljeproduserende deler, blir før-behandlingspermeabiliteten i det vesentlige fullstendig gjenopp-rettet .
Claims (1)
1. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en underjordisk jordformasjon som er eksponert for væsken i borehullet av en brønn,karakterisert ved: å blande smeltet voks i det vesentlige homogent med et overflateaktivt kationisk emulgeringsmiddel bestående i det vesentlige av minst ett salt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse; å dispergere den smeltede voksblanding i en vandig væske under dannelse av en olje-i-vann-emulsjon hvori i det vesent lige alle de dispergerte partikler har gjennomsnitt sdiaraet ere på under ca. 4 M-m > og pH av den vandige væskefase er under 4j å oppløse en pH-økende reaktant i den vandige fase av emulsjonen, i det minste i det vesentlige så snart som emulsjonen strømmer inn i jordformasjonen som skal behandles, idet typen og mengden av reaktanten er slik at dens reaksjon bringer emulsjonen til å bryte ned relativt snart efter at emulsjonen og reaktanten er blitt utsatt for tid-temperatureksponeringen involvert i innføring av en væske i jordformasjonen; og innføring av den reaktantholdige emulsjon i jordformasjonen med en slik hastighet at vokset avsettes deri og nær den eksponerte flate av jordformasjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat der anvendes et lavere-molekylæ:nt pa raf f invoks i en konsentrasjon på under 10%.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat temperaturen av jordforma - sjonen som skal behandles, er fra 52° - 82°C, og smeltepunktet for vokset er fra 55° - 88°C.
4- Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat emulgeringsmidlet består i det vesentlige av i det minste ett fettsyresalt av et overflateaktivt amin eller kvartær ammoniumforbindelse.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4>
karakterisert vedat emulgeringsmidlet består i det vesentlige av minst ett eddiksyresalt av et talgamin.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 3 eller 4,karakterisert vedat smeltepunktet for vokset er fra 55° - 88°C, og det smeltede voks ved en temperatur fra 71° - 88°C blandes med emulgeringsmidlet og den dannede blanding blandes med en vandig væske med en pH under 3 ved en temperatur fra 71° - 88°C.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat den smeltede voksblanding dispergeres i den vandige væske til en emulsjon i hvilken gjennomsnittsdiameteren for partiklene er 2 - 4 • 8- Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den pH-økende reaktant er en vannoppløselig forbindelse som reagerer på et tids- og tempera-turregulert vis under dannelse av et vannoppløselig materiale som øker den vandige oppløsnings pH.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat der som pH-økende reaktant anvendes et alkalimetallcyanat.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8>
karakterisert vedat der som pH-økende reaktant anvendes en blanding av et nitritsalt og urea.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat minst én porsjon av den reaktantholdige emulsjon føres inn i jordformasjonen foran i det minste en porsjon av vandig syre.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 11,karakterisert vedat den reaktantholdige emulsjon føres inn i jordformasjonen i en konsentrasjon og volum slik at permeabiliteten av de mest permeable deler nedsettes, men ikke fullstendig elimineres.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US748034A US4064943A (en) | 1976-12-06 | 1976-12-06 | Plugging permeable earth formation with wax |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO774143L true NO774143L (no) | 1978-06-07 |
Family
ID=25007698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO774143A NO774143L (no) | 1976-12-06 | 1977-12-05 | Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4064943A (no) |
| CA (1) | CA1063928A (no) |
| GB (1) | GB1553498A (no) |
| NO (1) | NO774143L (no) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NZ535558A (en) | 2000-04-24 | 2006-11-30 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
| US6991032B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-01-31 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using a pattern of heat sources |
| RU2204012C2 (ru) * | 2001-08-07 | 2003-05-10 | Кубанский государственный аграрный университет | Тампонажный раствор |
| CN1575375A (zh) * | 2001-10-24 | 2005-02-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 煤的原地升级 |
| NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
| GB2412127B (en) * | 2004-03-18 | 2007-01-03 | Vincent Marcantonio | Multizone stimulation process improvements |
| US7986869B2 (en) | 2005-04-22 | 2011-07-26 | Shell Oil Company | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
| WO2007050446A2 (en) * | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods of filtering a liquid stream produced from an in situ heat treatment process |
| CA2583484C (en) | 2006-03-30 | 2008-12-30 | Canadian Energy Services L.P. | Drilling fluid and method for reducing lost circulation |
| US8235119B2 (en) | 2006-03-30 | 2012-08-07 | Canadian Energy Services, Lp | Drilling fluid and method for reducing lost circulation |
| AU2007240367B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
| RU2452852C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Процесс поэтапного нагревания по спирали пластов, содержащих углеводороды |
| WO2008131179A1 (en) | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | In situ heat treatment from multiple layers of a tar sands formation |
| MX2010000203A (es) | 2007-07-06 | 2010-07-05 | Canadian Energy Services Lp | Aditivo de fluido de perforacion para reducir la circulación perdida en una operacion de perforacion. |
| WO2009052042A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Cryogenic treatment of gas |
| US8151907B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-10 | Shell Oil Company | Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations |
| WO2010045101A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Using self-regulating nuclear reactors in treating a subsurface formation |
| CA2758192A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
| US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
| US9127538B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
| CN102373914B (zh) * | 2010-08-25 | 2014-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝型油藏深部调剖方法 |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| CN103958824B (zh) | 2011-10-07 | 2016-10-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于加热地下地层的循环流体系统的热膨胀调节 |
| WO2013112133A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| CN104559972B (zh) * | 2013-10-27 | 2017-05-31 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法 |
| CN103937472A (zh) * | 2014-04-29 | 2014-07-23 | 大庆中油泰克石油技术服务有限公司 | 阳离子蜡复合调剖堵水剂及制备方法和调剖堵水工艺 |
| CN106468152B (zh) * | 2015-08-14 | 2018-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油水平井变强度堵水方法 |
| CN108166960B (zh) * | 2018-01-16 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏逐级调驱工艺 |
| US10914134B1 (en) | 2019-11-14 | 2021-02-09 | Saudi Arabian Oil Company | Treatment of casing-casing annulus leaks using thermally sensitive sealants |
| CN110952952B (zh) * | 2019-12-18 | 2020-09-22 | 成都新驱势石油技术开发有限公司 | 一种低渗透油藏深部调驱方法 |
-
1976
- 1976-12-06 US US748034A patent/US4064943A/en not_active Expired - Lifetime
-
1977
- 1977-10-28 CA CA289,736A patent/CA1063928A/en not_active Expired
- 1977-12-05 GB GB50486/77A patent/GB1553498A/en not_active Expired
- 1977-12-05 NO NO774143A patent/NO774143L/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US4064943A (en) | 1977-12-27 |
| CA1063928A (en) | 1979-10-09 |
| GB1553498A (en) | 1979-09-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO774143L (no) | Fremgangsmaate ved plugging av underjordiske formasjoner | |
| CA2163435C (en) | Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone | |
| CA1114285A (en) | Well treatment with emulsion dispersions | |
| RU2062864C1 (ru) | Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости | |
| US5633220A (en) | High internal phase ratio water-in-oil emulsion fracturing fluid | |
| US4359391A (en) | Well treatment with emulsion dispersions | |
| US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| US9243181B2 (en) | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer | |
| US5480583A (en) | Emulsion of viscous hydrocarbon in aqueous buffer solution and method for preparing same | |
| US7347266B2 (en) | Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids | |
| CA2394028C (en) | Process for treating an oil well | |
| US20040138071A1 (en) | Surfactant based viscoelastic fluids | |
| CA1205005A (en) | Spacer for well control fluid | |
| US20100029516A1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| EA004093B1 (ru) | Снижение вязкости жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
| NO316036B1 (no) | Emulsjon for behandling av bronner og formasjoner | |
| WO2007107015B1 (en) | Drilling fluid and method for reducing lost circulation | |
| US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
| WO2018160265A1 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
| US4775010A (en) | Methods and compositions for acid treating subterranean formations | |
| JPS61247757A (ja) | ビチユ−メンエマルジヨン | |
| US11820934B2 (en) | Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids | |
| EP0038817A1 (en) | SHEAR THICKENING FLUID FOR THE TREATMENT OF WELLS. | |
| CA1197772A (en) | Process for emulsion flooding of petroleum reservoirs | |
| NO175410B (no) | Fremgangsmåte for transport av en viskös olje ved fremstilling av en emulsjon av olje-i-vann |