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Hintergrund
der Erfindung Technisches Gebiet der Erfindung
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Diese
Erfindung bezieht sich auf ein neues reversibles Verdickungsmittel,
d. h. ein Fluid, dessen Viskosität
sorgfältig – von einer
sehr niedrigen Viskosität
bis zu einer ausreichenden Viskosität – moduliert werden kann, um
als Barriere für
eine weitere Strömung
zu wirken; insbesondere richten sich bevorzugte Ausführungsformen
auf Fluide und Verfahren zum Stimulieren von Kohlenwasserstoff tragenden
Formationen – d.
h. zum Erhöhen
der Erzeugung von Öl/Gas
aus der Formation. Insbesondere richtet sich die vorliegende Erfindung auf
eine Familie von Fluiden (und Verfahren, die diese Fluide beinhalten),
die durch ein Bohrloch und in die Kohlenwasserstoff tragende Formation
gepumpt werden sollen.
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Einführung in
die Technologie
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Für ein leichtes
Verständnis
werden die neuen Fluidsysteme der vorliegenden Erfindung mit Bezug
auf ihre bevorzugten kommerziellen Anwendungen beschrieben. Kohlenwasserstoffe
(Öl, Erdgas
usw.) werden von einer unterirdischen geologischen Formation (d.
h. einer "Lagerstätte") durch Bohren eines
Bohrlochs, das die Kohlenwasserstoff tragende Formation durchdringt,
erhalten. Dies stellt einen teilweisen Strömungsweg bereit, damit das Öl die Oberfläche erreicht.
Damit Öl "erzeugt" wird, d. h. von
der Formation zum Bohrloch (und schließlich zur Oberfläche) läuft, muss
ein ausreichend unbehinderter Strömungsweg von der Formation zum
Bohrloch bestehen. Dieser Strömungsweg
verläuft
durch das Formationsgestein – z.
B. Sandstein, Carbonate – das
Poren mit ausreichender Größe und Anzahl
aufweist, um einen Kanal zu ermöglichen,
damit sich das Öl
durch die Formation bewegt.
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Einer
der üblichsten
Gründe
für einen
Abfall der Ölproduktion
ist eine "Beschädigung" an der Formation,
die die Gesteinsporen verstopft und daher die Strömung von Öl behindert.
Quellen für
die Formationsbeschädigung
umfassen: verbrauchtes Bohrfluid, Feingutwanderung, Paraffin, Mineralniederschlag
(Kesselstein). Diese Beschädigung
entsteht im Allgemeinen durch ein anderes Fluid, das überlegt
in das Bohrloch eingeleitet wird, beispielsweise Bohrfluid. Selbst
nach dem Bohren bleibt gewisses Bohrfluid im Bereich der Formation
nahe dem Bohrloch, das dehydratisieren und eine Beschichtung auf
dem Bohrloch bilden kann. Der natürliche Effekt dieser Beschichtung
besteht darin, die Permeabilität
für Öl, das sich
von der Formation in Richtung des Bohrlochs bewegt, zu verringern.
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Ein
weiterer Grund für
eine geringere als erwartete Produktion besteht darin, dass die
Formation natürlich "dicht" ist (Formationen
mit geringer Permeabilität),
d. h., die Poren sind ausreichend klein, dass das Öl nur sehr
langsam in Richtung des Bohrlochs wandert. Der gemeinsame Nenner
in beiden Fällen
(Beschädigung
und natürlich
dichte Lagerstätten)
ist die geringe Permeabilität.
Verfahren, die von Kohlenwasserstoffherstellern durchgeführt werden,
um die Nettopermeabilität
der Lagerstätte
zu erhöhen,
werden als "Stimulationsverfahren" bezeichnet. Im Wesentlichen
kann ein Stimulationsverfahren durchgeführt werden durch: (1) Einleiten
von Chemikalien in das Bohrloch, damit sie mit der Beschädigung (z.
B. Bohrlochbeschichtung) reagieren und diese auflösen; (2)
Einleiten von Chemikalien durch das Bohrloch und in die Formation,
damit sie mit kleinen Teilen der Formation reagieren und diese auflösen, um
alternative Strömungswege
für den
Kohlenwasserstoff zu erzeugen (folglich anstatt der Entfernung der
Beschädigung
Umlenken des wandernden Öls
um die Beschädigung);
oder (3) Einleiten von Chemikalien durch das Bohrloch und in die
Formation mit Drücken,
die ausreichen, um die Formation tatsächlich zu zerbrechen, wodurch
ein großer
Strömungskanal
erzeugt wird, durch den sich der Kohlenwasserstoff leichter von
der Formation und in das Bohrloch bewegen kann. Die vorliegende
Erfindung richtet sich hauptsächlich
auf die letzteren zwei dieser Prozesse.
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Folglich
bezieht sich die vorliegende Erfindung auf Verfahren zum Verbessern
der Produktivität
von Kohlenwasserstoffquellen (z. B. Ölquellen) durch Entfernen (durch
Auflösung)
einer Formationsbeschädigung nahe
dem Bohrloch oder durch Erzeugen von alternativen Strömungswegen
durch Auflösen
von kleinen Teilen der Formation – durch Verfahren, die als "Matrixansäuerung" und "Säurebruch" bekannt sind. Im Allgemeinen sind Säuren oder
Fluide auf Säurebasis
in dieser Hinsicht auf Grund ihrer Fähigkeit nützlich, sowohl Formationsmineralien
(z. B. Kalziumcarbonat) als auch Verunreinigungen (z. B. Bohrfluid,
das das Bohrloch überzieht oder
das die Formation durchdrungen hat), die in das Bohrloch/die Formation
während
Bohr- oder Abhilfevorgängen
eingeleitet wurden, aufzulösen.
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Derzeit
sind Matrixansäuerungsbehandlungen
hauptsächlich
mit drei sehr ernsten Begrenzungen behaftet: (1) radiale Durchdringung;
(2) axiale Verteilung; und (3) Korrosion der Pump- und Bohrlochrohrleitung. Die
vorliegende Erfindung richtet sich hauptsächlich auf die ersten zwei
und im größten Umfang
auf die zweite.
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Das
erste Problem, die radiale Durchdringung, wird durch die Tatsache
verursacht, dass, sobald die Säure
in die Formation (oder das Bohrloch) eingeleitet wird, sie sehr
schnell mit der Bohrlochbeschichtung oder Formationsmatrix (z. B.
Sandstein oder Carbonat) reagiert. Im Fall von Behandlungen innerhalb
der Formation (anstatt Bohrlochbehandlungen) wird die Formation
nahe dem Bohrloch, die mit der Säure
zuerst in Kontakt kommt, angemessen behandelt, während Teile der Formation,
die zum Bohrloch entfernter liegen (bei radialer Bewegung vom Bohrloch
auswärts)
von der Säure
unberührt
bleiben – da
die ganze Säure
reagiert, bevor sie dorthin gelangen kann. Sandsteinformationen
werden beispielsweise häufig
mit einem Gemisch von Flusssäure
und Salzsäure
mit sehr niedrigen Einleitungsraten behandelt (um den Bruch der
Formation zu vermeiden). Dieses Säuregemisch wird häufig ausgewählt, da
es Tone (in Bohrschlamm zu finden) sowie die Hauptbestandteile von
natürlich
vorkommenden Sandsteinen (z. B. Siliciumdioxid, Feldspat und Kalkmaterial) auflöst. Die
Auflösung
ist tatsächlich
so schnell, dass die eingeleitete Säure im Wesentlichen verbraucht
wird, bis sie einige Inch jenseits des Bohrlochs erreicht. Folglich
kann berechnet werden, dass über
100 Gallonen Säure
pro Fuß erforderlich
sind, um einen Bereich zu füllen,
der fünf
Fuß vom
Bohrloch liegt (unter der Annahme einer Porosität von 20% und einem Bohrlochdurchmesser
von 6 Inch). Eine weitaus größere Menge
an Säure
als diese wäre
noch erforderlich, um eine radiale Durchdringung von sogar einem
einzigen Fuß zu
erreichen, wenn ein herkömmliches
Fluid (HCl) verwendet werden würde.
Ebenso ist in Carbonatsystemen die bevorzugte Säure Salzsäure, die wiederum so schnell
mit dem Kalkstein- und Dolomitgestein reagiert, dass die Säuredurchdringung
auf einige Inch bis einige Fuß begrenzt
ist. Auf Grund einer solchen begrenzten Durchdringung wird tatsächlich angenommen,
dass Matrixbebandlungen auf das Umgehen von Strömungseinschränkungen
nahe dem Bohrloch begrenzt sind – d. h. sie keine signifikante
Stimulation jenseits dessen vorsehen, was durch eine Beschädigungsentfernung
(nahe dem Bohrloch) erreicht wird. Dennoch kann eine Beschädigung an
irgendeinem Punkt entlang des Kohlenwasserstoff-Strömungsweges
die Strömung
(daher Produktion) behindern. Id. Auf Grund der erforderlichen ungeheuren
Fluidvolumina sind daher diese Behandlungen durch ihre Kosten stark
begrenzt.
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Ein
zweites Hauptproblem, das die Wirksamkeit der Matrixansäuerungstechnologie
stark begrenzt, ist die axiale Verteilung. Dieses Problem bezieht
sich auf die korrekte Anordnung des Säure enthaltenden Fluids – d. h.
das Sicherstellen, dass es vielmehr zur gewünschten Zone (d. h. der Zone,
die eine Stimulation benötigt) als
zu einer anderen Zone geliefert wird. (Daher steht dieses Problem
nicht an sich mit der Wirksamkeit des Säure enthaltenden Fluids in
Beziehung.)
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Insbesondere
wenn in eine Öl
enthaltende Formation (die ziemlich häufig, wenn auch nicht immer
aus Kalziumcarbonat besteht) Säure
(z. B. Salzsäure
oder HCl) eingeleitet wird, beginnt die Säure, das Carbonat aufzulösen; wenn
die Säure
weiterhin in die Formation eingepumpt wird, wird unvermeidlich ein
dominanter Kanal durch die Matrix erzeugt. Und wenn weiterhin Säure in die
Formation gepumpt wird, strömt
die Säure natürlich entlang
dieses neu erzeugten Kanals – d.
h. des Weges mit geringstem Widerstand – und lässt daher den Rest der Formation
unbehandelt. Dies ist natürlich
unerwünscht.
Es wird durch die innewohnende Heterogenität in Bezug auf die Permeabilität (in vielen
Formationen üblich)
verschlimmert – dies
geschieht im größten Umfang
in natürlichen
Brüchen
in der Formation und auf Grund von Sohlen mit hoher Permeabilität. Wiederum
ziehen diese Heterogenitätsbereiche
im Wesentlichen große
Mengen der eingeleiteten Säure
an, wobei daher die Säure
davon abgehalten wird, andere Teile der Formation entlang des Bohrlochs
zu erreichen – wo sie
tatsächlich
am meisten erwünscht
ist. In vielen Fällen
wird daher ein beträchtlicher
Bruchteil der Öl
führenden
produktiven Intervalle innerhalb der zu behandelnden Zone nicht
von der Säure
ausreichend kontaktiert, um tief genug (seitlich im Fall eines vertikalen
Bohrlochs) in die Formationsmatrix einzudringen, um ihre Permeabilität und daher
ihre Kapazität
zum Liefern von Öl
zum Bohrloch effektiv zu erhöhen.
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Wiederum
ist das Problem der korrekten Anordnung ein besonders bedrückendes,
da das eingeleitete Fluid bevorzugt vielmehr zu Zonen mit höherer Permeabilität (den Weg
des geringsten Widerstandes) als zu den Zonen mit geringerer Permeabilität wandert – dennoch
sind es diese letzteren Zonen, die die Säurebehandlung erfordern (d.
h. da sie Zonen mit geringerer Permeabilität sind, wird die Strömung von Öl durch
sie vermindert). In Reaktion auf dieses Problem haben sich zahlreiche,
verschiedene Verfahren entwickelt, um eine besser gesteuerte Anordnung
des Fluids zu erreichen – d.
h. die Säure
von Zonen mit natürlich
hoher Permeabilität
und bereits behandelten Zonen weg und in Richtung der interessierenden
Bereiche abzulenken. Diese sollen nachstehend beschrieben werden.
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Der Stand
der Technik
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Obwohl
sich die vorliegende Erfindung hauptsächlich auf die Matrixansäuerung richtet,
ist sie vollständig
auf ein eng verwandtes Stimulationsverfahren, Säurebruch, anwendbar, das sehr ähnlich ist,
das jedoch Pumpen der Säure
bei oder über
Drücken
beinhaltet, die ausreichen, um die Formation zu zerbrechen (minimale
in-situ-Gesteinsspannung). Der Bequemlichkeit halber soll hier das
Hauptaugenmerk auf die Matrixansäuerung
gerichtet werden.
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Die
Verfahren zum Steuern der Säureanordnung
(d. h. zum Sicherstellen einer effektiven Zonenabdeckung) können grob
in entweder mechanische oder chemische Verfahren unterteilt werden.
Mechanische Verfahren umfassen Kugelfüller (in das Bohrloch fallen
gelassene Kugeln, die die Perforationen im Bohrlochgehäuse verstopfen,
wobei somit die Perforation gegen den Fluideintritt abgedichtet
wird); Dichtungsstücke
und Bridge-Plugs, insbesondere mit Straddlepackers (mechanische
Vorrichtungen, die einen Teil des Bohrlochs verstopfen und dadurch
den Fluideintritt in die Perforationen um diesen Teil des Bohrlochs
hemmen); eine gewendelte Rohrleitung (flexible Rohrleitung, die
durch eine mechanische Haspel abgewickelt wird, durch die die Säure mit
genaueren Orten innerhalb des Bohrlochs geliefert werden kann);
und Bullheading (Versuch, eine Ablenkung durch Pumpen der Säure mit
dem höchstmöglichen
Druck – direkt
unterhalb des Drucks, der die Formation tatsächlich zerbrechen würde, zu
erreichen).
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Chemische
Verfahren können
ferner in solche unterteilt werden, die das Bohrloch benachbart
zu Teilen der Formation, für
die eine Säureablenkung
erwünscht
ist, chemisch modifizieren, und in solche, die das Säure enthaltende
Fluid selbst modifizieren. Der erste Typ beinhaltet Materialien,
die einen Kuchen mit verringerter Permeabilität auf der Bohrlochfläche bilden,
der bei Kontakt mit der Säure
diese zu Bereichen mit höherer
Permeabilität
ablenkt. Der zweite Typ umfasst Schäumungsmittel, Emulgatoren und
Geliermittel.
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Die
mechanischen Verfahren des Standes der Technik besitzen (individuell
und gemeinsam) zahlreiche Mängel
(siehe z. B. G.R. Coulter und A.R. Jennings, Jr., A Contemporary
Approach to Matrix Acidizing, 14(2) SPE Prod. & Facilities 150, 152 (1999)). Abgesehen
von der Tatsache, dass sie nur in einem zementierten/perforierten
Gehäuse
gut arbeiten, erfordern Kugelfüller
häufig
eine Rate/Perforation – mindestens
0,25 Barrel pro Minute pro Perforation – um die Füller an der Perforation zu
befestigen. Daher können
Kugelfüller leicht
von den Perforationen gelöst
werden und Pumpen und Drosseln verstopfen (obwohl einige Kugelfüller des
Standes der Technik wasserlöslich
sind).
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Dichtungsstücke, insbesondere
Straddlepacker, erfordern ein Bohrgestell (sehr teuer) oder eine
gewendelte Rohrleitung (mäßig teuer),
um sie im Bohrloch zu bewegen und anzuordnen. Und wie Kugelfüller macht
irgendein innewohnendes Merkmal in der Formation, das Fluide aus
der Zielzone leiten kann (z. B. ein Bruch), diese mechanischen Verfahren
unwirksam.
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Eine
gewendelte Rohrleitung (Stahl- oder Verbundstoffrohrleitung mit
dünnem
Durchmesser, die um eine mechanisierte Haspel gewickelt ist und
in ein Bohrloch eingeleitet wird) ist eine weitere kommerzielle
Lösung
für das
Säureanordnungsproblem.
In Übereinstimmung
ist eine gewendelte Rohrleitung bestenfalls eine unvollständige Lösung, da
sie entweder ein anderes Ablenkungsverfahren (z. B. chemisch oder
mechanisch) erfordert oder der Arbeiter versuchen kann, die Säure durch
gleichzeitiges Pumpen von zwei Fluiden und Ausgleichen der Drücke das
Loch hinab anzuordnen.
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Noch
weitere Arbeiter versuchen, durch ein Verfahren, das als "Bullheading" bekannt ist, die
Säure von den
Zonen mit hoher Permeabilität
weg und zu den Zonen mit niedriger Permeabilität hin abzulenken. Bei diesem
Verfahren wird Säure
mit sehr hohen Drücken – so hoch
wie möglich,
ohne tatsächlich
die Formation zu zerbrechen, gepumpt.
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Wiederum
haben sich abgesehen von den gerade erörterten mechanischen Verfahren
zahlreiche chemische Verfahren entwickelt und, wie wir gesagt haben,
können
sie zweckmäßig in zwei
Kategorien unterteilt werden, in Abhängigkeit davon, ob sie auf
die Modifikation der Bohrlochfläche
oder auf die Modifikation der Säure
selbst gerichtet sind. Zuerst werden wir chemische Ablenksysteme
erörtern,
die auf die Modifikation der Säure
gerichtet sind.
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Die
primären
Fluide, die bei Säurebehandlungen
verwendet werden, sind Mineralsäuren
wie z. B. Salzsäure,
die als Fluid der Wahl in einem Patent offenbart wurde, das vor über 100
Jahren erteilt wurde (US-Pat. Nr. 556 669, Increasing the Flow of
Oil Wells, Frasch, H., erteilt). Derzeit ist Salzsäure immer
noch die bevorzugte Säurebehandlung
in Carbonatformationen. Für
Sandsteinformationen ist das bevorzugte Fluid ein Salzsäure/Flusssäure-Gemisch.
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Wiederum
besteht der Hauptnachteil dieser Säuren darin, dass sie zu schnell
reagieren und daher schlecht in die Formation eindringen (als unverbrauchte
Säure).
Zweitens sind sie für
Bohrlochrohrkomponenten sehr korrosiv. Organische Säuren sind
eine teilweise Antwort auf die Begrenzungen von Mineralsäuren. Der
Hauptvorteil der organischen Säuren
sind eine niedrigere Korrosivität
und eine niedrigere Reaktionsrate (die eine größere radiale Eindringung von
unverbrauchter Säure
ermöglicht).
Die in herkömmlichen
Behandlungen verwendeten organischen Säuren sind Ameisensäure und
Essigsäure.
Beide von diesen Säuren
weisen zahlreiche Mängel
auf. Erstens sind sie weitaus teurer als Mineralsäuren. Obwohl
sie eine niedrigere Reaktionsrate aufweisen, weisen sie zweitens
auch eine viel niedrigere Reaktivität auf – tatsächlich reagieren sie nicht
bis zur Erschöpfung
der Ausgangsmaterialien, sondern bleiben vielmehr mit dem Formationsgestein
im Gleichgewicht. Daher ergibt ein Mol HCl ein Mol an verfügbarer Säure (d.
h. H+), aber ein Mol Essigsäure ergibt wesentlich
weniger als ein Mol verfügbare
Säure.
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Emulgierte
Säuresysteme
und geschäumte
Systeme sind andere kommerziell erhältliche Antworten auf das Ablenkungsproblem,
sie sind jedoch mit einer Betriebskomplexität behaftet, die ihre Verwendung
stark begrenzt – z.
B. Durchflussraten von zwei Fluiden, und der Bodenlochdruck muss
während
der Behandlung akribisch überwacht
werden.
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Dies
belässt
Geliermittel – die
Klasse von Ablenkmitteln, zu der die vorliegende Erfindung am engsten gehört. Obwohl
sie kommerziell erhältlich
sind, sind Geliermittel häufig
bei der Matrixansäuerung
unerwünscht, da
die erhöhte
Viskosität
das Fluid schwieriger zu pumpen macht (d. h. derselbe Strömungswiderstand,
der den Druckaufbau in der Formation verleiht und zur gewünschten
Ablenkung führt,
macht diese Fluide tatsächlich
schwierig zu pumpen). Einige kommerziell erhältliche Systeme sind vernetzte
Systeme – d.
h. sie sind lineare Polymere, wenn sie gepumpt werden, aber ein
zusammen mit dem Polymer gepumptes chemisches Mittel bewirkt, dass
die Polymere aggregieren oder vernetzen, sobald sie sich im Bohrloch
befinden, was zur Gelierung führt.
Leider hinterlassen diese Systeme einen Rückstand in der Formation, der
die Formation beschädigen
kann, was zu einer verminderten Kohlenwasserstofferzeugung führt. Eine
starke Bohrlochverstopfung, insbesondere in Bohrlöchern mit
niedrigem Druck, die durch diese Systeme verursacht wird, wurde
gut dokumentiert. Außerdem
hängt der
Erfolg dieser Systeme natürlich
von einer sehr empfindlichen chemischen Reaktion – der Vernetzung – ab, die
sehr schwierig zu optimieren ist, so dass sie während des Pumpens verzögert, aber
maximiert wird, sobald sie sich im Bohrloch befinden. Diese Reaktion
wird durch die Formationschemie, Verunreinigungen in der Pumpausrüstung und
so weiter leicht gestört.
Und, sobald sich diese Systeme an der Stelle befinden, sind sie
wieder schwierig zu entfernen – dies
erfordert, dass sie irgendwie entnetzt werden.
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Daher
haben sich überlegene
Gelierungssysteme entwickelt, die nicht auf der Vernetzungschemie
basieren, sondern die auf viskoelastischen Tensiden basieren, die
leicht zu pumpen sind (sehr niedriger Reibungsdruck) und die dennoch
ein Gel bilden oder verdicken, sobald sie sich im Bohrloch befinden
(auf Grund ihres geringen Scherwiderstandes vom Pumpen). Ein System
dieser Art ist im US-Pat. Nr. 4 695 389 (siehe auch US-Pat. Nr.
4 324 669, und britisches Patent Nr. 2 012 830, beide dort zitiert)
offenbart – das
einen gemeinsamen Anmelder wie die vorliegende Anmeldung hat. Insbesondere
offenbart das '389-Patent ein viskoelastisches
Geliermittel auf Tensidbasis, das zur Verwendung beim Säurebruch
vorgesehen ist. Die besonders bevorzugte Ausführungsform ist ein Fluid, das
aus N,N-Bis(2-hydroxyethyl)fettaminessigsäuresalz (dem Geliermittel),
einem Alkalimetallacetatsalz, Essigsäure (der Säure – die tatsächlich die Beschädigung von
der Formation entfernt) und Wasser besteht.
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Ein
weiteres viskoelastisches Geliersystem auf Tensidbasis, das auch
Schlumberger gehört,
ist als OilSEEKERTM bekannt und ist in F.F.
Chang et al., Case Study of a Novel Acid-Diversion Technique in
Carbonate Reservoirs, SPE 56529, S. 217 (1999), offenbart. Dieses
System unterscheidet sich von der vorliegenden Erfindung darin,
dass es kein selbst ablenkendes System ist – d. h. die OilSEEKER-Behandlung
wird in zwei Schritten durchgeführt:
(1) Einleiten des Ablenkmittels, gefolgt von (2) Einleiten der Säure. Die
Behandlungen auf der Basis der Fluide der vorliegenden Erfindung
basieren auf einem einzigen Schritt – daher ist es chemisch sehr
verschieden – da
das Ablenkmittel innerhalb des Säure
enthaltenden Fluids enthalten ist.
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Die
zweite Gruppe von chemischen Ablenkverfahren richtet sich auf das
Ablenken der Säureströmung durch
Modifizieren der Bohrlochfläche
(des Eintrittspunkts für
die Säure
in die Lagerstätte).
Am häufigsten
beruhen diese Verfahren auf der Verwendung von teilchenförmigem Material,
entweder öllöslichen
oder wasserlöslichen
Teilchen – die
in die Zonen mit hoher Permeabilität gelenkt werden, um sie zu
verstopfen und daher die Säureströmung zu
den Zonen mit niedriger Permeabilität abzulenken. Offensichtlich
sind diese Verfahren sehr empfindlich gegen irgendeinen Bruch in
der Lagerstätte,
der diese Teilchen aus der Zielzone leitet, beispielsweise einen
natürlichen
Bruch. Überdies
besteht der Zweck des teilchenförmigen
Materials darin, einen Filterkuchen mit sehr niedriger Permeabilität auf der
Bohrlochfläche
abzulagern. Dieser Kuchen kann häufig schwierig
zu reinigen sein – z.
B. eignen sich öllösliche Ablenkmittel
nicht gut für
Wassereinleitungsbohrlöcher oder
in hohen Wasserschnittbohrlöchern. Überdies
müssen
die Ablenkteilchen sorgfältig
auf die Formation abgestimmt werden, um eine interne Filterkuchenablagerung
zu verhindern – ansonsten
verursachen sie eine dauerhafte Verstopfung – aber erzeugen dennoch eine
genügend
niedrige Permeabilität,
um einen angemessenen Druckaufbau zu verursachen, der zur Ablenkung
führt.
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Es
existiert immer noch ein Bedarf für ein Ablenksystem mit einer
noch feiner modulierbaren Viskosität – d. h. ein Fluid, das einen
sehr hohen Scherwiderstand und eine niedrige Viskosität während des
Pumpens aufweist, das schnell geliert, sobald es das Ziel erreicht,
das ein Gel mit ausreichender Stärke
bildet, um zu ermöglichen,
dass die Ablenkung stattfindet, und das sofort und fast vollständig in
den ungelierten Zustand "zerbrochen" oder zurückgeführt wird,
sobald die Behandlung aufgehört
hat und das Bohrloch zur Produktion zurückgeführt wird.
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Zusammenfassung
der Erfindung
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In
diesem Abschnitt werden wir die Erfindung selbst und die kommerzielle
Haupteinstellung für
die hier offenbarte und beanspruchte neue Chemie erörtern.
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Häufig erzeugt
eine Kohlenwasserstoff tragende Lagerstätte weitaus weniger Öl (oder
Gas) als erwartet – entweder
auf Grund von innewohnenden Merkmalen der Lagerstätte oder
auf Grund einer chemischen Beschädigung
an der Lagerstätte,
die während
des Bohrens des Bohrlochs verursacht wird; in einigen von diesen
Fällen
ist es erwünscht,
die Öl
tragende Zone zu "stimulieren", um die Produktion
(oder die Strömung
von Öl
von der Lagerstätte
zur Oberfläche)
zu steigern. Im Allgemeinen gibt es zwei Verfahren, die dies tun:
Zerbrechen und Matrixansäuerung.
Die vorliegende Erfindung richtet sich hauptsächlich, wenn auch nicht ausschließlich auf
das letztere Verfahren.
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Wir
haben ein neues Geliersystem entdeckt, das ein streng reversibles
Verhalten aufweist – d.
h., das Fluid kann zu Gel gemacht werden, dann nach Bedarf überlegt
aufgebrochen (entgelt) werden. Allgemein sind diese Systeme auf
dem Fachgebiet nicht neu, sondern das, was teilweise neu ist, ist
das spezielle System – d.
h. die Gelierungszusammensetzung in Kombination mit den chemischen
Auslösern
(ob von der Umgebungsmatrix bereitgestellt oder überlegt zugegeben). In bestimmten
besonders bevorzugten Ausführungsformen
(in Bezug auf die Matrixansäuerung)
werden die chemischen Auslöser
von der geologischen Matrix geliefert (d. h. sie werden nicht als
separater Schritt überlegt
zugegeben), was weiter zur Neuheit der vorliegenden Erfindung beiträgt. Abgesehen
davon sind die kommerziellen Anwendungen der vorliegenden Erfindung im
Wesentlichen unbegrenzt. Allgemein richtet sich die vorliegende
Erfindung auf ein reversibles Verdickungsmittel, das in Bezug auf
bestimmte gelöste
Stoffe sehr stabil ist (in bevorzugten Ausführungsformen wird eine starke
Säure verwendet),
das leicht pumpbar ist (d. h. scherbeständig ist), dessen Viskosität selektiv
und beträchtlich
selbst in dem Umfang erhöht
werden kann, dass es eine Barriere bilden kann, wodurch der gelöste Stoff
von seinem früheren
Strömungsweg abgelenkt
wird, und dessen Viskosität
durch einen einfachen chemischen Auslöser leicht vermindert werden
kann.
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Der
Bequemlichkeit halber werden wir bevorzugte oder besonders bevorzugte
Ausführungsformen des
Fluids der vorliegenden Erfindung als "SDA" (selbstablenkende
Säure)
bezeichnen. Eine besonders bevorzugte Ausführungsform des Fluids der vorliegenden
Erfindung besteht aus: (1) einem Geliermittel (oder primären Tensid);
(2) einem Co-Tensid; (3) einer Säure
(z. B. verdünnte
HCl, HF, Essigsäure,
Ameisensäure);
und (4) Wasser. Besonders bevorzugte Geliermittel sind nachstehend
gezeigt:
(Geliermittel)
(Co-Tensid) wobei m = 10-22, n = 1-5, p = 1-3 und x = 8-10.
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Gemäß einer
bevorzugten Ausführungsform
der Erfindung wird das Geliermittel in einer Konzentration zwischen
3 und etwa 5 Gew.-% zugegeben. Das Co-Tensid wird in einer Konzentration
zwischen etwa 0,3 und etwa 0,5 Gew.-% zugegeben. Die Säure wird
in einer Konzentration zwischen etwa 3 und etwa 28 Gew.-% zugegeben.
In einer am meisten bevorzugten Ausführungsform liegt das Geliermittel
im Fluid in einer Konzentration von etwa 3-4% vor, das Co-Tensid
liegt in einer Konzentration von etwa 0,3-0,4% vor und die Säure liegt in
einer Konzentration von etwa 25% vor.
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Kurzbeschreibung
der Figuren
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1 zeigt
zwei besonders bevorzugte primäre
Tenside, die SDA umfassen.
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2 stellt einen plausiblen Mechanismus
zur Berücksichtigung
des ungewöhnlichen
Verhaltens von SDA dar; 2a zeigt
das SDA-System nach dem Pumpen, bevor sich die Säure erschöpft (im ungelierten Zustand).
Wie durch dieses Reaktionsschema erwiesen, verursachen die positiv
geladenen Stickstoffgruppen an den Molekülen des primären Tensids,
dass die Moleküle
einander abstoßen; 2b zeigt
dasselbe SDA-System nach dem Pumpen und nachdem sich die Säure erschöpft (im
gelierten Zustand). Im Vergleich zu 2a ist
die Stickstoff-Stickstoff-Abstoßung
durch das (nun) negativ geladene Co-Tensid gemildert, das bei höherem pH
deprotoniert wird (da die Säurestickstoffgruppen
an den Molekülen
des primären
Tensids bewirken, dass die Moleküle
einander abstoßen; 2b zeigt
dasselbe SDA-System nach dem Pumpen und nachdem sich die Säure erschöpft (im
gelierten Zustand). Im Vergleich zu 2a ist
die Stickstoff-Stickstoff-Abstoßung
durch das (nun) negativ geladene Co-Tensid gemildert, das bei höherem pH
deprotoniert wird (wenn sich die Säure erschöpft). Außerdem werden die Carboxylatgruppen
an den Molekülen
des primären Tensids
auch deprotoniert, aber dort wird die elektrostatische Abstoßung durch
Ca2+ minimiert, das bei Auflösung des
in der Matrix vorliegenden Calcit freigesetzt wird.
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3 stellt
Ergebnisse von Studien dar, die dazu ausgelegt sind, das Gelierungsverhalten
von SDA zu demonstrieren, hier ist die Viskosität von SDA als Funktion des
pH-Werts (kein Ca2+ zugegeben) gezeigt.
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4 stellt
die Ergebnisse von Studien (ähnlich
zu den in 3 dargestellten) dar, die dazu
ausgelegt sind, das Gelierungsverhalten von SDA zu demonstrieren,
hier ist die Viskosität
von SDA als Funktion des pH-Werts für ein SDA-System, zu dem Ca2+ zugegeben wurde, gezeigt.
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5 stellt
die Ergebnisse (Druckabfall als Funktion der Zeit) einer Durchflussstudie
mit einzelnem Kern unter Verwendung eines Indiana-Kalksteinkerns bei
57°C (135°F) und 28%-iger
HCl dar. Die Daten zeigen einen ausgeprägten (fast vertikalen) Druckabfall,
wenn die Säure
den Kern durchbricht. Diese Daten werden als herkömmliches
oder Grundliniensystem zum Vergleich mit SDA geboten.
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6 stellt
Ergebnisse einer Studie analog zu der in 5 dargestellten
dar, jedoch unter Verwendung eines kommerziell erhältlichen
Säuregelierungssystems
(ohne die Säure)
anstelle von HCl. Die Ergebnisse zeigen eine viel weniger ausgeprägte Durchbruchkurve,
die einen weniger direkten Fluidweg durch den Kern aufzeigt. (Diese
Studie wurde bei 57°C
(135°F)
durchgeführt).
Die Kernfläche
erscheint schmutzig – was ein
Beweis für
einen Polymerrückstand
und Polymerniederschlag ist.
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7 stellt
die Ergebnisse einer Studie ähnlich
zu der in 6 dar, jedoch bei 104°C (220°F).
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8 stellt
Ergebnisse einer Studie ähnlich
zu der in 7 dar, aber die Säure (15%
HCl) wird zu einem SDA-Fluid zugegeben, das aus einem Tensid (3%)
und einem Co-Tensid (0,3%) in einem 10:1-Verhältnis besteht, und die Temperatur
ist 66°C
(150°F).
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9 stellt
die Ergebnisse einer Studie ähnlich
zu der in 8 dar, außer dass ein Korrosionsinhibitor zur
SDA zugegeben wurde, die Temperatur ist 93°C (200°F).
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10 ist
ein Diagramm der bei den Studien verwendeten Vorrichtung unter Verwendung
von mehreren Kernen. Das Diagramm zeigt in der Mitte des Diagramms
deutlich die drei Kerne, durch die das Fluid gelenkt wird.
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11 stellt Ergebnisse einer Durchflussstudie
mit mehreren Kernen dar, bei der 15% HCl (keine SDA) in die Anordnung
mit mehreren Kernen eingeleitet wird, wie in 10 gezeigt;
in dieser speziellen Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 66,5, 34,5 und 32,0 Milli-Darcy und wiedergewonnene
Permeabilitäten
von >5000, 34,3 und
37,6 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 11a gezeigt. 11b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 11 b aufgezeigt,
hinterlässt
eine in das Drei-Kern-System eingeleitete 15%-ige HCl-Lösung einen einzigen
dominanten leitenden Durchflusskanal durch den Kern mit hoher Permeabilität und lässt die
anderen zwei Kerne im Wesentlichen unberührt.
-
12 stellt Ergebnisse einer Durchflussstudie
mit mehreren Kernen dar, bei der ein 3%-iges SDA-Fluid in die Anordnung
mit mehreren Kernen eingeleitet wird, wie in 10 gezeigt;
in dieser speziellen Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 35,0, 48,7 und 32,1 Milli-Darcy und wiedergewonnene
Permeabilitäten
von 47,2, >5000 und
74,8 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 12a gezeigt. 12b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 12b aufgezeigt,
hinterlässt
SDA im Gegensatz zur 15%-igen
HCl-Lösung
vielmehr eine komplexere Durchflusskanalsignatur – d. h.
die Wurmlochbildung ist in allen drei Kernen aufgezeigt, als nur einen
einzigen dominanten Durchflusskanal in dem Kern mit hoher Permeabilität.
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13 stellt Ergebnisse einer Durchflussstudie
mit mehreren Kernen dar, in der ein 4%-iges SDA-Fluid in die Anordnung
mit mehreren Kernen eingeleitet wird, wie in 10 gezeigt;
in dieser speziellen Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 39,0, 91,1 und 26,8 Milli-Darcy und wiedergewonnene
Permeabilitäten
von 47,2, >5000 und
74,8 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 13a gezeigt. 13b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 13b aufgezeigt,
hinterlässt
SDA im Gegensatz zur 15%-igen HCl-Lösung vielmehr eine komplexere Durchflusskanalsignatur – d. h.
die Wurmlochbildung ist in allen drei Kernen aufgezeigt, als nur
einen einzigen dominanten Durchflusskanal in dem Kern mit hoher
Permeabilität.
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14 stellt
die Ergebnisse einer Reihe von Durchflussstudien mit mehreren Kernen
dar, bei denen mehrere verschiedene Matrixansäuerungssysteme unter der identischen
Einstellung (66°C
(150°F),
Indiana-Kalkstein) verglichen wurden; der Graph zeigt die Druckdifferenz
als Funktion des Porenvolumens für
vier verschiedene Ansäuerungssysteme
(15% HCl, ein vernetztes Polymersystem des Standes der Technik,
ein System mit 3% SDA und ein System mit 4% SDA). Die in den SDA-Systemen
beobachteten höheren
Spitzen im Vergleich zu den anderen zwei Systemen zeigen ein überlegenes
Gelierverhalten des ersteren auf.
-
Ausführliche
Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen Die neue Chemie
-
Wiederum
bezieht sich die Hauptanwendung der vorliegenden Erfindung auf Ölfelddienstanwendungen
und insbesondere auf die Matrixansäuerungsanwendung. Diese Anwendung
wird hier verwendet, um die Hauptmerkmale der vorliegenden Erfindung
darzustellen: (1) sehr niedrige Viskosität (z. B. während des Pumpens); (2) hohe
Viskosität,
ausreichend, um die Strömung
abzulenken, falls erforderlich; (3) einfache chemische Auslöser, um
die Viskosität
zu modulieren; und (4) stabil in Bezug auf korrosive gelöste Stoffe
(weder die Aktivität
eines gelösten
Stoffes noch die Fluidsystemaktivität wird gedämpft).
-
Ein
bevorzugtes System besteht aus: (1) einem Tensid; (2) einem Co-Tensid; (3) dem gelösten Stoff (z.
B. eine Säure);
und (4) den chemischen Auslösern.
Besonders bevorzugte Tenside sind in
1 und
2 gezeigt. Kritische funktionale Gruppen
des primären
Tensids der vorliegenden Erfindung sind nachstehend gezeigt:
-
Vorzugsweise
sind R1 und R2 sehr
kurze Alkylgruppen; R3 ist vorzugsweise
ein ziemlich langer hydrophober Schwanz, z. B. eine gesättigte oder
ungesättigte
Alkylkette mit 15-30 Kohlenstoffatomen – obwohl sie ungesättigt, verzweigt
oder geradkettig sein kann, kann sie überdies hydrophile Funktionalitäten enthalten
(wie in den bevorzugten Ausführungsformen,
z. B. die Amidgruppe), was wichtig ist, ist die gesamte Hydrophobie.
-
Diese
hydrophoben Schwänze
fördern
die Aggregation oder Selbstaufteilung, die wiederum zur Gelbildung
führt.
Diese Gruppen müssen
ausreichend hydrophob sein, um zu bewirken, dass dies stattfindet,
aber nicht so hydrophob, dass die Moleküle während des Pumpens und der anfänglichen
Wanderung in die Formation nicht zerlegt werden können. Die
Carboxylatgruppe und die quaternären
Aminfunktionalitäten
sind weitgehend für
die einzigartige Chemie der vorliegenden Erfindung verantwortlich – die positiv
geladenen Stickstoffatome an benachbarten Molekülen stoßen einander ab, was eine Aggregation,
daher Gelbildung, verhindert, dennoch wird dieser Effekt gemildert,
wenn der pH-Wert zunimmt und die Sulfonatgruppe am Co-Tensid deprotoniert
wird. Außerdem
wird das Säure-Basen-Verhalten
der Carboxylatgruppe vorzugsweise feinabgestimmt, so dass, wenn
der pH-Wert zunimmt, eine Deprotonierung stattfindet und dennoch
die elektrostatische Abstoßung
durch neu freigesetztes Ca2+ oder irgendein
multivalentes Kation, entweder freigesetzt oder zugeführt, minimiert
wird. Zwischen dem quaternären
Amin und der Carboxylatgruppe befindet sich vorzugsweise eine relativ
kleine Alkylkette (z. B. p = 2-5).
-
In
anderen Ausführungsformen
muss die wesentliche chemische Struktur des primären Tensids nicht so spezifisch
ausgedrückt
werden. Folglich kann das primäre
Tensid durch die allgemeine Formel dargestellt werden:
wobei R
1 irgendeine
hydrophobe Kette mit mehr als etwa 10 Kohlenstoffatomen sein kann – obwohl
das, was wichtig ist, darin besteht, dass seine Hydrophobizität (wie durch
K
ow usw. gemessen) ungefähr dieselbe ist wie die besonders
bevorzugte Ausführungsform,
die vorstehend gezeigt ist (SDA); dass es aus einigen hydrophilen
Funktionalitäten
besteht, ist weniger wichtig als die gesamte Kettenlänge und
die gesamte Hydrophobie. Die als R
2 und
R
4 bezeichneten Ketten sind gleich oder
verschieden und sind kleine (etwa 1-3 Kohlenstoffatome) Kohlenwasserstoffgruppen,
die verzweigt oder geradkettig, gesättigt oder ungesättigt sind;
oder sie können
Hydroxygruppen sein. Die als R
3 bezeichnete
Gruppe ist in der besonders bevorzugten Ausführungsform wieder -CH
2COO
-. In anderen
Ausführungsformen
kann die Methylgruppe bis zu mehrere Kohlenstoffatome in der Länge sein;
und die Carboxylatgruppe kann beispielsweise Phosphat, Phosphonat,
Sulfonat und Sulfat sein – was
für diesen
speziellen Teil des Moleküls
entscheidend ist, ist nicht die genaue chemische Struktur, sondern
sein Säure-Basen-Verhalten,
daher liegen Systeme mit einem ähnlichen
Säure-Basen-Verhalten wie die
besonders bevorzugten Ausführungsformen
sicherlich innerhalb des Schutzbereichs der vorliegenden Erfindung.
Wie wir gesagt haben, besteht die Hauptaufgabe dieses Fluids darin,
dass es bei der Säurezugabe kein
Gel bildet (d. h. während
des Pumpens dünn
ist), sondern dass es ein besonders robustes Gel bildet (ausreichend,
um die weitere Strömung
abzulenken), wenn sich die Säure
erschöpft.
-
Ein
bevorzugtes Co-Tensid (mit dem vorstehend gezeigten Tensid kompatibel)
ist Dodecylbenzolsulfonsäure
(oder ein Salz der Säure,
z. B. ein Natriumsalz oder "SDBS"). Die Schlüsselmerkmale
des Co-Tensids sind ein relativ langer hydrophober Schwanz und ein
hydrophiler Kopf mit einer funktionalen Gruppe, die als Brönsted-Säure wirkt
und ein Säure-Basen-Verhalten
(pKa) aufweist, so dass sie die Gelierung oder Aggregation des primären Tensids
gemäß dem in 2a und 2b gezeigten
Mechanismus fördert/hemmt.
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Schließlich ist
die Säure – d. h.
das Mittel, das tatsächlich
die Matrix gelöst
hat und die gewünschten leitenden
Durchflusskanäle
erzeugt – in
besonders bevorzugten Ausführungsformen
Salzsäure,
muss dies aber sicher nicht sein. Tatsächlich kann sie im Wesentlichen
eine beliebige Mineralsäure
sein, die ansonsten mit dem primären
Tensid und Co-Tensid der vorliegenden Erfindung kompatibel ist – andere
bevorzugte Systeme sind Flusssäure,
ein Flusssäure/Salzsäure-Gemisch,
Schwefelsäure,
Fluorborsäure,
Phosphorsäure, Salpetersäure, Ameisensäure, Essigsäure, Zitronensäure und
Maleinsäure.
Außerdem
kann die vorliegende Erfindung auch einen Chelatbildner beinhalten
(häufig
bei Beschädigungsentfernungsbehandlungen
in Ölfelddiensten
verwendet).
-
Wir
werden nun einen vorgeschlagenen Mechanismus dieses bevorzugten
Systems beschreiben – für eine leichte
Erläuterung
werden wir ihn in einem speziellen kommerziellen Zusammenhang, der
Matrixansäuerung,
beschreiben.
-
Das
System (Tensid und Co-Tensid) wird mit dem gewünschten gelösten Stoff, beispielsweise
Salzsäure,
vermischt (was SDA bildet). Das System liegt anfänglich auf einer sehr niedrigen
Viskosität;
in dieser Weise ist es leicht mit niedrigen Reibungsdrücken pumpbar – abgesehen
davon sind die Systeme der vorliegenden Erfindung gegen Scheren
sehr unempfindlich, was bedeutet, dass das Scheren (z. B. auf Grund
von Pumpen) das chemische System nicht zerlegt. Sobald die SDA in
der Formation angeordnet ist, verursacht die Säure, dass das System flüssig bleibt – d. h.
kein Gelieren (siehe 2a). Wenn sich die Säure erschöpft, werden
die chemischen Auslöser,
die die gewünschte Änderung
der Viskosität
verursachen, erzeugt. 2b zeigt dasselbe SDA-System
nach dem Pumpen und nachdem sich die Säure erschöpft (im gelierten Zustand).
Im Vergleich zu 2a wird die Stickstoff-Stickstoff-Abstoßung durch
das (nun) negativ geladene Co-Tensid gemildert, das bei einem höheren pH-Wert
(wenn sich die Säure
erschöpft)
deprotoniert wird. Außerdem
werden die Carboxylatgruppen an den Molekülen des primären Tensids
auch deprotoniert, aber dort wird die elektrostatische Abstoßung durch
Ca2+ minimiert, das bei der Auflösung des
in der Matrix vorliegenden Calcit freigesetzt wird. Daher, und wie
in 2b gezeigt, wird die elektrostatische Abstoßung zwischen
(positiv geladenen) Stickstoffatomen an den Molekülen des
primären
Tensids durch das nun negativ geladene Co-Tensid gemildert – da die elektrostatische Abstoßung beseitigt
wird, haften die Tensidmoleküle
auf Grund einer natürlichen
Verteilungsreaktion aneinander (d. h. auf Grund ihrer hydrophoben
Schwänze
lagern sich die Moleküle
natürlich von
der wässerigen
Lösung
weg zusammen). Dies führt
zur Bildung eines Gels. Wenn sich dieses Gel bildet, verstopft es
die Durchflusskanäle
(entweder welche, die durch die Säure erzeugt werden, oder welche,
die der Formation eigen sind); wenn zusätzliches SDA-Fluid in die Formation
gepumpt wird, trifft es auf das Gel und wird vom Gel weg zu Bereichen
mit höherer
Permeabilität
hin abgelenkt (d. h. das Fluid sieht nun den mit Gel gefüllten Bereich
als Bereich mit niedriger Permeabilität). Daher wird die Fluidströmung auf
Grund der Erzeugung eines Gels aus dem SDA-Fluid umgelenkt oder
abgelenkt. Der Prozess wird wiederholt. Wenn das SDA-Fluid abgelenkt
wird, erzeugt die Säure
folglich einen weiteren leitenden Durchflusskanal; wenn sich die Säure erschöpft, bildet
sich ein Gel, lenkt die Strömung
ab und so weiter. Ein zusätzliches
sehr neues Merkmal der vorliegenden Erfindung besteht darin, dass
das Gel leicht zerbrochen wird, entweder durch Verdünnung mit
Wasser, oder wenn Kohlenwasserstoff von der Formation in den Durchflusskanal
strömt,
wo sich das Gel befindet.
-
Das
ist das Wesentliche der vorliegenden Erfindung: ein Trägerfluid,
dessen Viskosität
sorgfältig
moduliert werden kann – von
einer leicht fließfähigen Flüssigkeit
mit einem geringen Scherwiderstand in ein sehr viskoses Gel, das
in der Lage ist, eine weitere Strömung abzulenken – durch
sehr einfache chemische Auslöser,
in bevorzugten Ausführungsformen
durch Auslöser,
die der Umgebung eigen sind, in der das Fluid angeordnet wird. Wiederum
wurde die Erfindung mit Bezug auf eine spezielle kommerzielle Einstellung
hauptsächlich
für eine
leichte Erläuterung
dargestellt (und auch um eine bevorzugte Ausführungsform zu beschreiben).
-
Beispiel 1. Viskositätsstudien:
Gelierungsverhalten und Viskositätssteuerung
von SDA
-
Zuerst
führten
wir Studien durch, um zu demonstrieren, dass das SDA-System tatsächlich ein
Gel bilden würde. 3 und 4 stellen
Ergebnisse von Studien dar, die dazu ausgelegt sind, das Gelierverhalten von
SDA zu demonstrieren. In beiden Fällen ist das Testsystem ein
Fluid, das aus 3% des in 1 (oben) gezeigten primären Tensids
und 0,3% SDBS besteht. In 4 zeigt
die durch die dreieckförmigen
Symbole gebildete Kurve das Verhalten eines Systems des Standes
der Technik auf. In 3 stellen die Kästchen das Testsystem
ohne zugegebenes Calcium dar. Wie durch 3 aufgezeigt,
nimmt die Viskosität
von SDA (kein zugegebenes Ca2+) fast um
zwei Größenordnungen
zu, wenn der pH-Wert von 2 auf 4 erhöht wird. Eine Steigerung der
Viskosität,
wenn der pH-Wert erhöht
wird, ist signifikant, da, wenn sich die Säure in der Formation erschöpft, der
Umgebungs-pH-Wert natürlich
ansteigt, was zur Gelbildung führt
und daher zur Ablenkung führt.
-
Beispiel 2. Kerndurchflussstudien:
die Gelierung von SDA wird verzögert,
bis die Säure
verbraucht ist
-
Nachdem
demonstriert wurde, dass SDA unter bestimmten Bedingungen geliert,
stellen wir nun die Ergebnisse einer Reihe von Studien dar, die
weiter das Gelierungsverhalten von SDA demonstrieren, die jedoch
hauptsächlich
zeigen sollen, dass die SDA-Gelierung effektiv gesteuert werden
kann – z.
B. bis die Säure verbraucht
ist. Dieses Merkmal ist entscheidend, da die Säure vom Bohrloch weg wandern
muss (von einem fließenden
Medium getragen), um weiterhin die gewünschten leitenden Durchflusskanäle zu erzeugen.
Die in diesem Beispiel dargestellten Studien sind Kerndurchflussstudien,
d. h. man lässt
das SDA-System durch einen kleinen Kalksteinkern fließen, was
das Pumpen von SDA in eine Carbonatmatrix in einer typischen unterirdischen Öl/Gas-Formation
simulieren soll.
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5 stellt
die Ergebnisse (Druckabnahme als Funktion der Zeit) einer Durchflussstudie
mit einzelnem Kern unter Verwendung eines Indiana-Kalksteinkerns
bei 57°C
(135°F)
und einer 28%-igen HCl dar. Die Daten zeigen eine ausgeprägte (fast
vertikale) Druckabnahme, wenn die Säure den Kern durchbricht. Diese Daten
werden als herkömmliches
oder Grundliniensystem für
den Vergleich mit SDA geboten. 6 stellt
Ergebnisse einer Studie analog zu der in 5 dargestellten
dar, jedoch unter Verwendung eines Ablenksystems mit vernetztem
Gel des Standes der Technik anstelle von nur HCl. Die Ergebnisse
zeigen eine viel weniger ausgeprägte
Durchbruchkurve, die einen weniger direkten Fluidweg durch den Kern
aufzeigt. 7 stellt Ergebnisse einer Studie ähnlich zu
der in 6 dar, jedoch unter Verwendung eines Systems der
vorliegenden Erfindung (kein Co-Tensid wie in den bevorzugten Ausführungsformen).
Im Gegensatz zu den in 5 und 6 dargestellten
Studien wurde diese Studie auch bei 104°C (220°F) durchgeführt. Wie in 6 ist
ein weniger ausgeprägter
Durchbruch ein Beweis für
einen weniger direkten, gekrümmteren
Fluidweg, der durch den Kern erzeugt wird. 8 stellt
Ergebnisse einer Studie ähnlich
zu der in 7 dar, diesmal jedoch unter
Verwendung einer besonders bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden
Erfindung (des primären
Tensids, wie in 1 (oben) gezeigt, und SDBS,
das aus einem Tensid (3%) und einem Co-Tensid (0,3%) in einem 10:1-Verhältnis besteht
(die Temperatur ist 66°C
(150°F)).
Diese Daten zeigen eine noch allmählichere Druckabnahme in Bezug
auf die Zeit im Vergleich zu vorher untersuchten Systemen in diesem
Beispiel – wiederum
ein Beweis eines weniger direkten Durchflussweges durch den Kern,
was wiederum die Erzeugung eines komplexeren Netzwerks von Durchflusskanälen anstatt
eines einzigen Durchflussweges aufzeigt (wie in 5). 9 stellt
Ergebnisse einer Studie ähnlich
zu derjenigen in 8 dar, außer dass ein Korrosionsinhibitor
zur SDA zugegeben wurde, die Temperatur ist 93°C (200°F). Diese Daten im Vergleich
zu jenen in 8 zeigen, dass SDA mit kommerziellen
Korrosionsinhibitoren perfekt kompatibel ist.
-
Beispiel 3. Durchflussstudien
mit mehreren Kernen: das Gelierungsverhalten von SDA führt zu einer
signifikanten Ablenkung
-
Die
Studien in dem Beispiel demonstrierten die genaue Viskositätssteuerung
von SDA – d.
h. dass sie als weniger viskose Flüssigkeit fließt, um die
Säure in
die Matrix zu liefern, dann beginnt zu gelieren, wenn die Säure verbraucht
wird, und Ca2+ bei der Auflösung der
Matrix erzeugt wird. Wir haben diesen Satz von Studien vorgesehen,
um zu zeigen, dass dieses Verhalten tatsächlich ausgenutzt werden kann,
um eine gewünschte Zonenabdeckung
zu erzielen. (Außerdem
beweisen diese Studien, dass die Säure in dem Gel bildenden Medium
stabil ist.)
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Die
in diesem Beispiel dargestellten Studien wurden unter Verwendung
der in 10 gezeigten Vorrichtung durchgeführt. Die
drei Kernzellen sind bei 10, 20 und 30 gezeigt.
In diesen Studien besitzt jeder Kern eine andere anfängliche
Permeabilität.
Daher würde
erwartet werden, dass beispielsweise eine 15%-ige HCl (keine SDA)
bei der Einleitung in die Zellen einen dominanten Durchflusskanal
in dem Kern mit höchster
Permeabilität
erzeugen würde
und die anderen zwei im Wesentlichen unberührt lassen würde (schlechte
Zonenabdeckung).
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Die
anderen Merkmale der Vorrichtung sind: eine Lagerstätte 40,
eine Injektionspumpe 50, ein Kolben 60 (wobei
die Säure
+ SDA unter dem Kolben und das Wasser über dem Kolben gezeigt ist),
ein Stickstofftank 70, ein Gasdurchflussmesser 80,
ein Gasregler 90, gesinterte Metallfilter (Schaumgeneratoren) 100, 110,
ein Drei-Weg-Ventil 120, ein Druckdifferenzwandler 130,
eine Produktionspumpe 140, eine Lagerstätte 150, eine visuelle
Zelle 160 und Gegendruckregler 170, 180.
-
Bei
der Beendung jedes separaten Durchlaufs (Einleitung eines untersuchten
Fluids durch die Vorrichtung) werden die Kerne (die 10 cm in der
Länge sind)
von der Vorrichtung entfernt und in 10 identische Stücke von
1 cm geschnitten.
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Wie
in unseren früheren
Sätzen
von Studien (Beispiele 1 und 2) werden die bevorzugten Systeme der vorliegenden
Erfindung mit einem Grundlinien system des Standes der Technik, in
diesem Fall einem Fluid von 15% HCl verglichen. 11 stellt
die Ergebnisse einer Durchflussstudie mit mehreren Kernen dar, bei
der 15% HCl (keine SDA) in die Anordnung mit mehreren Kernen eingeleitet
wird, wie in 10 gezeigt; in dieser speziellen
Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 66,5, 34,5 und 32,0 Milli-Darcy und
wiedergewonnene Permeabilitäten
von >5000, 34,3 und
37,6 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 11a gezeigt. 11b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 11b aufgezeigt,
hinterlässt
eine 15%-ige HCl-Lösung,
die in das System mit drei Kernen eingeleitet wird, einen einzigen
dominanten leitenden Durchflusskanal durch den Kern mit hoher Permeabilität und lässt die
anderen zwei Kerne im Wesentlichen unberührt.
-
12 stellt die Ergebnisse einer Durchflussstudie
mit mehreren Kernen dar, bei der 3% SDA-Fluid in die Anordnung mit
mehreren Kernen eingeleitet wird, wie in 10 gezeigt;
in dieser speziellen Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 35,0, 48,7 und 32,1 Milli-Darcy und wiedergewonnene
Permeabilitäten
von 47,2, >5000 und
74,8 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 12a gezeigt. 12b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 12b aufgezeigt,
hinterlässt
SDA im Gegensatz zur 15%-igen
HCl-Lösung
(das Grundliniensystem) vielmehr eine komplexere Durchflusskanalsignatur – d. h.
die Wurmlochbildung ist in allen drei Kernen aufgezeigt, als nur
einen einzigen dominanten Durchflusskanal in dem Kern mit hoher
Permeabilität.
-
13 stellt Ergebnisse einer Durchflussstudie
mit mehreren Kernen dar, in der ein 4%-iges SDA-Fluid in die Anordnung
mit mehreren Kernen eingeleitet wird, wie in 10 gezeigt;
in dieser speziellen Studie hatten die drei Kerne anfängliche
Permeabilitäten
von (von links nach rechts) 39,0, 91,1 und 26,8 Milli-Darcy und wiedergewonnene
Permeabilitäten
von 47,2, >5000 und
74,8 md. Der Druckabfall als Funktion des Porenvolumens ist in 13a gezeigt. 13b zeigt
CT-Abtastungen von Querschnitten von einem Zentimeter von jedem
der drei Kerne der Reihe nach. Die CT-Abtastungen zeigen eine Wurmlochbildung
durch die Kerne. Wie durch 13b aufgezeigt,
hinterlässt
SDA im Gegensatz zur 15%-igen
HCl-Lösung
vielmehr eine komplexere Durchflusskanalsignatur – d. h.
die Wurmlochbildung ist in allen drei Kernen aufgezeigt, als nur
einen einzigen dominanten Durchflusskanal in dem Kern mit hoher
Permeabilität.
-
14 stellt
die Ergebnisse einer Reihe von Durchflussstudien mit mehreren Kernen
dar, bei denen mehrere verschiedene Matrixansäuerungssysteme unter der identischen
Einstellung (66°C
(150°F),
Indiana Kalkstein) verglichen wurden; der Graph zeigt die Druckdifferenz
als Funktion des Porenvolumens für
vier verschiedene Ansäuerungssysteme
(15% HCl, ein vernetztes Polymersystem des Standes der Technik,
ein System mit 3% SDA und ein System mit 4% SDA). Die in den SDA-Systemen
beobachteten höheren
Spitzen im Vergleich zu den anderen zwei Systemen zeigen ein überlegenes
Gelierverhalten des ersteren auf.
-
Beispiel 4. Korrosionsstudien:
SDA ist minimal korrosiv
-
Offensichtlich
ist ein beliebiges Matrixansäuerungssystem
aus einer Betriebsperspektive unwirksam, wenn es die Pumpen, das
Behandlungseisen, Gehäuse
und so weiter übermäßig korrodiert.
Daher führten
wir eine Reihe von Studien durch, um die Korrosivität von SDA
zu untersuchen. Die gut akzeptierte Korrosionsrate, die als minimal
annehmbar betrachtet wird, ist 0,0021 kg/m2/24
h (0,05 lbm/ft2/24 h) in einer speziellen
Art von Versuchsprotokoll (das in unseren Studien angewendet wurde).
-
Gemäß diesem
Protokoll wurde die Korrosion von N-80-Stahl während Serientests von 24 Stunden unter
Atmosphärendruck
bei 66°C
(150°F)
untersucht. Das SDA-System bestand aus 15% HCl, 3% Tensid, 0,3%
Co-Tensid. In jedem
Durchlauf wurde die Konzentration des kommerziellen Korrosionsinhibitors
verändert.
Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 gezeigt: Tabelle
1: SDA-Korrosionstests
-
Wie
durch diese Daten aufgezeigt, ist SDA nicht ausschließlich korrosiv
(selbst bei null Korrosionsinhibitor). Bei der Zugabe von mäßigen Mengen
an Korrosionsinhibitor liegt SDA gut unterhalb der Standardgrundlinie
für die
Korrosivität.
(9, die in Beispiel 2 erörtert ist, stellt Ergebnisse
der SDA-Leistung
in einer Durchflussstudie mit einzelnem Kern in Gegenwart eines
kommerziellen Inhibitors dar.)