NO174514B - Fremgangsmaate ved injeksjon av vann i underjordiske formasjoner - Google Patents
Fremgangsmaate ved injeksjon av vann i underjordiske formasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO174514B NO174514B NO863454A NO863454A NO174514B NO 174514 B NO174514 B NO 174514B NO 863454 A NO863454 A NO 863454A NO 863454 A NO863454 A NO 863454A NO 174514 B NO174514 B NO 174514B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- storage formation
- ammonium
- potassium
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 43
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 28
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 15
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 12
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 12
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 5
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910001867 inorganic solvent Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003049 inorganic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 14
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 12
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 8
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 7
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 7
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Underground Or Underwater Handling Of Building Materials (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en forbedret fremgangsmåte for innpresning av vann i fluidumlagrende fjell inneholdende leirernaterialer, spesielt i hydrokarbonformasjon-er dannet i sandsten, sand og mergelholdig sandsten, vannlagrende sten, geotermiske sirkulasjonsplasser, i soner i nærheten av brønner som utstrekker seg til større posi-sjoner, slik som angitt i krav l's ingress.
Det er et velkjent faktum at i formasjoner som inneholder hydrokarboner, vil etter den første eksploatering en vesentlig andel, såsom 60 - 75% av de opprinnelige (geologiske) reserver forbli ueksploatert. For ytterligere eksploatering av de gjenværende hydrokarboner, spesielt mineralol-jer, anvendes fluidum overføring fra vannlagrende områd-er, eller i de fleste tilfeller gjennom passende utform-ede brønner presses fluidumet tilbake. Til tross for at et antall sekundære og tertiære eksploateringsmetoder er utviklet, har opp til nå kun enkelt gjeninnføring av vann (innpresning av vann) vist seg å være den mest anvendte
og billigste løsning. Fra et økonomisk synspunkt er denne løsning fordelaktig, imidlertid med hensyn til tek-
nisk utførelse, kan det i visse tilfeller forventes van-skeligheter, idet innpresning av vann i vesentlig grad er avhengig av både lagringsformasjonens egenskaper og vann-kvaliteten som er tilgjengelig for gjeninnpresning. Alle-rede i den første fase av gjeninnpresning av vann (hvis dette er omhyggelig planlagt før utførelse) blir man kon-frontert med det problem som er lite omtalt i den tekniske litteratur, nemlig forenligheten mellom lagringsformasjonen og injisert vann, henholdsvis vanndige oppløsninger,
ved at den innpressede kjemiske bestanddel går tapt ved sorbsjon og degradering, regnet fra kontakttidspunktet mellom formasjonen og fluidumet, stabiliteten av formasjonen, tilstand og stabilitet avleirematerialer bibeholdes av injiserbarhet, forandringer og forstyrrelse av naturlig likevekt (eller kvasi-likevekt), samt følger derav.
Det er også velkjent at permeabiliteten for lagrende formasjoner, særlig i sandsten som inneholder leireminerål-er, sand, mergelholdig sand,alltid vil være avhengig av porestrukturen. Imidlertid vil tilstedeværelse av mineralleirer komplisere denne enkle situasjon, da leirenes kjemiske og fysiske tilstand hovedsakelig er avhengig av ioneomgivelsene, spesielt for tilfelle av svellende leirematerialer, som ikke bare endrer sin porestruktur,
men også deres kjemiske tilstand som følge av ioneutveks-lingsprosesser som finner sted i den vanndige fase. Mineralleirer med lagstrukturen 2 : 1 er istand til å svelle i C-aksens retning, og forandringene er avhengig av hvilke opptar (binder) de frie negative ladninger i leiremineralenes lagstruktur.
I det tilfellet hvor en betydelig ekspansjon i leiremineralene vil dette føre til deres dispersjon, og det er åpenbart at de hydrodynamiske egenskaper for formasjonen vil også påvirkes, og i dette tilfelle i negativ retning.
Ved å analysere problemene fra dette synspunkt, kan det fastslås, bortsett fra i visse gassinnpresningsprosesser, (eksempelvis etan eller gassanriket etan), så bør i nesten alle tilfeller sorbsjonsfenomenene kontrolleres, slik at ødeleggende hydrodynamiske effekter som følge av leiremineralsvelling og strukturell sammenfalling bli eli-minert. Det er velkjent at man ikke kan påvirke bare ione-veksling, sorbsjon, dispersjon eller elektrostatisk dispersjon, da disse prosesser finner sted samtidig, og følge-lig kan deres fordelaktige modifikasjon resultere i for-skjellige effekter. Som følge, hvis man taler om forandringer og modifikasjoner av leirematerialer, så synes det mere korrekt å snakke generelt om en leire-effekt, mens nedsettelse, kontroll (utelukkes) av dens aktivitet kan kalles inhibering.
Det er åpenbart at for tilfelle av alle fluiduminnførings-prosesser, særlig ved innpresning av vann eller vanndig oppløsning, vil den naturlige ionelikevekt forstyrres i sonen i brønnenes omgivelse. Leirematerialene deltar og-så i denne forstyrrelse av likevektstilstanden, og dette i større grad hvis vannet som presses inn, er mindre kom-patibelt med den originale ionebakgrunn av systemet, henholdsvis med leiremineralene. Av denne grunn er det ytterst viktig at man før hver eneste enkelt gjeninnpres-ningsprosess omhyggelig analyserer både leiremineralene og den naturlige likevektstilstand for formasjon-væske.
Hensikten med den foreliggende oppfinnelse er å eliminere disse ulemper, dvs. å forbedre injeksjon av vann til en fluidumlagrende formasjon inneholdende mineralleirer, dvs. formasjoner som inneholder hydrokarbon, og hvor fremgangsmåten kan særpreges ved en vesentlig bedre effektivitet.
Hensikten med oppfinnelsen er å etablere den best mulige kompatibilitet mellom lagringsformasjonen og det injiserte vann eller den vandige oppløsning. Oppfinnelsen er basert på den erkjennelse at så langt den angitte oppgave kan løses, bør forandringer i leiremineralene som er tilstede i lagringsformasjonen kontrolleres, dvs. den såkalte leire-effektinhibering utføres.
Denne oppgave er løst ved fremgangsmåten som er angitt i innledningen, og er særpreget ved at forbindelser kontinuerlig eller diskontinuerlig innføres i lagringsformasjonen, hvilke forbindelser har en hydratisert kation diameter fortrinnsvis i området 0.13-015 nm, et koordineringstall på 12, og som fortrinnsvis er kalium- og/eller ammonium- og/eller zirkoniumsalter, og avhengig av leireinnholdet i lagringsformasjonen, utføres stabiliseringen av denne ved å anvende de nevnte salter i oppløsning i en konsentrasjon på 0.1 - 500 g/l, fordelaktig 0.1 - 300 g/l og en mengde på 0.5 - 5000 m^, fortrinnsvis 50 - 3000 rn-* i forhold til den vertikale dimensjon av formasjonen, uttrykt i meter, slik som angitt i krav l's karakterise-rende del, ytterligere trekk fremgår av kravene 2-6. Teknisk sett er det antatt fordelaktig hvis den totale mengde av kalium- og/eller ammonium- og/eller zirkonium-saltene som injiseres for stabilisering av lagringsformasjonen, ikke innføres med en konstant konsentrasjon, men som en blanding av de nevnte ioner i forholdsområdet [K<+> : NH4<+> = 0.01 f 500; K<+> : Zr0<2+> = 0.01 - 300;
(K<+> + NH4 + ) : Zr0<2+> = 0.01 -r 300], ved kontinuerlig eller gradvis å forøke eller senke forholdene under anvendelse av kontinuerlige eller diskontinuerlige konsentra-sjons forøkning eller nedsettelsestrinn, med eller uten innførte skillefluidumplugger i form av sykler bestående av to eller flere små plugger.
I den hensikt å forøke produktiviteten blir kalium-, og/ eller ammonium-, og/eller zirkoniumforbindelsene som skal injiseres i lagringsformasjonen for stabilisering av denne, injiseres med vanndamp eller en blanding av vanndamp og damp av en eller flere organiske forbindelser, vanndamp og/eller gasser, kontinuerlig eller diskontinuerlig, i en eller flere plugger, i en konstant og/eller kontinuerlig eller gradvis forøkende og/eller avtagende konsentrasjon.
For ytterligere å forøke produktiviteten av foreliggende prosess, er det antatt å være fordelaktig hvis kalium-, og/eller ammonium- og/eller zirkoniumforbindelsene som stabiliserer lagringsformasjonen, innføres i en vanndig oppløsning og/eller i en dampfase, kontinuerlig eller diskontinuerlig, kombinert, under anvendelse av en eller flere vanndige og/eller gass/dampsykluser til lagringsformasjonen.
I henhold til et trekk ved foreliggende fremgangsmåte, er det antatt å være foretrukket,hvis kalium- og/eller ammonium- og/eller zirkoniumforbindelsene for stabilisering av lagringsformasjonen, innføres kontinuerlig eller diskontinuerlig, i en eller flere injeksjonsplugger, i en kontinuerlig eller gradvis avtagende eller økende konsentrasjon, med eller uten innføring av ytterligere separerende fluidumplugger, i egnet organisk oppløsningsmiddel
(er) eller i blanding av organisk oppløsningsmiddel (er) og/eller i blanding med organisk og uorganisk oppløsnings-middel (er) og/eller i egnede dispersjoner i lagringsformasjonen. Uten å spesifisere den fulle mekanisme av inhibering av leireeffekten i detalj, eller eksaminere alle mulige varianter derav, så er det annerkjent og vist at det er mulig fordelaktig å påvirke leireeffekten, reduk-sjon av leiredispersjoner henholdsvis eliminering derav ved å innføre den vanndige fase av forbindelsene til leirematerialene, hvilke forbindelser som følge av deres hydratiserte ionediameter, høye koordineringstall og hydratiseringsenergi er istand til permanent å innbygges i de strukturelle kanaler i svellende leirematerialer,
og således modifisere dens strukturelle særpreg. For dette formål anvendes kationer med en hydratisert diameter i området 0.13 - 0.15 nm, og med et koordineringstall på 12. Det er også velkjent at ionebytting og sorbsjonsegenskapene for leiremineraler i første rekke er definert av antall og plasser for ladninger, og an-tallet koordineringer av ioner som er tilgjengelige for utbytning. Eksempelvis viser (SiC>4) tetrahedronet all-tid 4 negative ladninger utad. Hvis under en utbytning disse ladninger nøytraliseres med passende kationer, vil penetrering av fremmede ioner bli umulig. I dette tilfellet vil naturligvis ikke noen forandring i konstruk-sjonen i retning av C-aksen finne sted, og følgelig vil ingen svelling oppstå. De fikserte ioner forårsaker i-stedet en sterk"sammentrekkende" effekt i lagstrukturen ( koordineringstallet for Na<+> og Ca<2+> utgjør 6, mens
K<+> og NH<+> ioner har et koordineringstall på 12, følgelig vil de sistnevnte bli fiksert), og således stabilisere leirestrukturen.
Ved utførelse av foreliggende fremgangsmåte for inhibering av leireeffekten, kan et hvilket som helst vannopp-løselig organisk eller uorganisk salt anvendes, som sik-rer kationer av riktig kvalitet og konsentrasjon for inhibering under dissosiasjon. Fortrinnsvis inhiberes leireeffekten på en slik måte at oppløsninger av det inhiberende salt, som er utvalgt på basis av preliminære labo-ratorieforsøk, fremstilles og injiseres deretter inn i laget i en mengde på 0.05 - 0.7, fortrinnsvis 0.05 - 5 porevolumer (Vp), umiddelbart etterfulgt av vanninnpres-ning. Konsentrasjonen av det inhiberende salt som skal tilføres, er avhengig av graden av ionefiksering som skal oppnåes under inhiberingen, fortrinnsvis anvendes en nor-maloppløsning (maksimalt 5.0 - minimalt 0.01, fortrinnsvis maksimalt 3.0 - minimalt 0.01).
Under innvirkning av behandlingen med inhibitoren, vil enhetscellen trekke seg sammen i C-aksens retning og struk-turbindingen vil bli mere stabil, det indre hydratvann av-ta og stabiliteten av hele formasjonsstrukturen tilta, permeabiliteten bli mere stabil og følgelig kan fordelaktige betingelser oppnåes for gjeninnføring av vann.
Ikke bare stabiliseringsrollen av leireeffekt-inhiberingen er av betydning, men fornyet mobilitet av oljen som har blitt innesluttet som følge av ugunstige svellings-betingelser av leirematerialer vil fremmes når tilstanden for leirematerialene blir invertert. Det samme utsagn er gyldig også for laminære formasjoner som er forbundet med sideveisstrømning.
Følgelig vil foreliggende fremgangsmåte representere en leireinhiberende effekt ved hjelp av hvilken forbedres i vesentlig grad injisering av fluidum til fluidumlagrende formasjoner, spesielt hydrokarbonavsetninger som inneholdes i mineralleirer dannet av sandsten, sand, mergelholdig sand, og særlig ved injisering av vann, vandig oppløsninger av kjemikalier, eller injisering i pressbrønner, ved at før injeksjon eller samtidig med injisering av vann eller en vandig oppløsning som inneholder enverdige eller flerverdige kationer eller bland-inger av kationer med en hydratisert diameter i området 0.13 - 0.15 nm og med et høyt koordineringstall innføres i lagrende formasjon, hvorved inhiberende ioner bygges inn i eller fikseres til strukturen av 2 : 1 under ionebytting, og således nedsetter leiremineralenes celledimen-sjoner i C-aksens retning, hvorved nedsettes den interne sorbsjonskapasitet, stopper ionebytting og stabiliserer leiremineralene,samtidig bindes frie negative overflate-ladningér, og som et resultat av de nevnte prosesser, vil dispersjon av leirematerialene, som følge av svelling av elektrostatisk påvirkning, avta.
Permeabiliteten for den lagrende formasjon og det porøse system blir også stabilisert, hvorved innpresning av vann eller vanndige oppløsninger blir mulig, henholdsvis mu-ligheten for innpresning forbedret, lagringssoneeffekten av den vanndige oppløsning blir forstørret, effektivi-teten av flømming forbedres,"furtheron, under the effekt of treatment heterogenity of the area to be flooded di-minishes."
Fordelen ved foreliggende fremgangsmåte er som følger:
- kationer med en hydratisert ionediameter på 0.13 - 0.15 nm og et koordineringstall på 12 bygget inn i de strukturelle kanaler, stabiliserer leiremineralene som er istand til å svelle med en lagstruktur 2 : 1, - leiremineraler som er istand til å svelle, trekker seg sammen i C-aksens retning som følge av de innbyggede, inhiberende kationer, men forbedrer permeabiliteten av formasjonen, og stabiliserer stenstrukturen, stopper leire-dispersjon og forårsaker ikke nye ødeleggende hetrogeni-teter, - behandlingen av leirematerialene kan utføres med lave omkostninger under anvendelse av kommersielt tilgjengelige materialer ved å injisere fortynnede vanndige opp-løsninger og samtidig, hvis det blir nødvendig med myk-gjøring (liquidation) av overflatevann som er forurenset med fikserte ioner, kan den frie utbyttekapasitet av leirematerialene anvendes for dette formål, og sikre en fordelaktig leirebehandling som ovenfor beskrevet, - behandlingsgraden av leirematerialene, fra fullstendig fiksering til liten ioneutveksling, kan vel kontrolleres
med den kjemiske kvalitet og den anvendte konsentrasjon av de inhiberende kationer, eventuelt anvendte ioneblanding-er, - inhibering av leireeffekt behøver ikke å utføres før re-innpressing av vann, idet den kan utføres under denne ope-rasjon, det er ikke nødvendig å arbeide med oppløsninger med konstant konsentrasjon, og - det er ikke nødvendig å holde konstante ioneforhold i blandingen, men plugger av graderte konsentrasjoner kan man tilpasse graden av behandling, avhengig av stenforma-sjoner på en friere måte.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte ved innpresning av vann i fluidumlagrende formasjoner inneholdende leirematerialer, spesielt i hydrokarbonavsetninger dannet i sandsten, sand og; mer-gelholdige sandstener, vannlagrende formasjoner, geotermiske sirkulasjonskilder, i soner i nærheten av brønner, karakterisert ved at det i den lagrende formasjon innføres, kontinuerlig eller diskontinuerlig, forbindelser som har en hydratisert kationediameter, fortrinnsvis i området 0.13 - 0.15 nm, et koordineringstall på 12, og som fortrinnsvis er kalium-, og/eller ammonium-og/eller zirkoniumsalter, og avhengig av leireinnholdet i den lagrende formasjon stabiliserer denne ved å anvende en oppløsning av de nevnte salter i en konsentrasjon på 0.1 - 500 g/l, fordelaktig 0.1 - 300 g/l og i en mengde på 0.5 - 5000 m<3>, fortrinnsvis 50 - 3000 m3, i forhold til den vertikale dimensjon av formasjonen, uttrykt i meter.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert v e d at den totale mengde av kalium-, og/eller ammonium-og/eller zirkoniumsalter som injiseres for stabilisering av lagringsformasjonen, ikke innføres i en konstant konsentrasjon, men som en blanding av de nevnte ioner innen forholdsområdet K<+> : NH4<+> = 0.01 - 500, K<+> : Zr0<2+> = 0.01 - 300, (K<+> + NH4<+>) : ZrO<2*> = 0.01 - 300, ved å ju-stere kontinuerlig eller gradvis forøke eller nedsette forholdene under anvendelse av økende eller avtagende trinn av konsentrasjoner, kontinuerlig eller diskontinuerlig med eller uten innførte separerende fluidumplugger i sykler bestående av to eller flere mindre plugger.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at kalium-, og/eller ammonium- og/ eller zirkoniumforbindelser som skal injiseres i lagrings-formas jonen for stabilisering injiseres med vanndamp, eller blanding av vanndamp inneholdende en eller flere organiske forbindelser, vanndamp og/eller gasser, kontinuerlig eller diskontinuerlig, i en eller flere plugger, i en konstant og/eller kontinuerlig eller gradvis stigende og/eller avtagende konsentrasjon.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-3,karakterisert ved at kalium-, og/ eller ammonium- og/eller zirkoniumforbindelsene som stabiliserer lagringsformasjonen, innføres i en vanndig oppløs-ning og/eller i en dampfase, kontinuerlig eller diskontinuerlig, kombinert, under anvendelse av en eller flere vanndige og/eller gass/damp-sykluser inn i lagringsformasjonen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2, karakterisert ved at kalium-, og/eller ammonium og/eller zirkoniumforbindelsene for stabilisering av lagringsformasjonen innføres kontinuerlig eller diskontinuerlig, i en eller flere injeksjonsplugger, i kontinuerlig eller gradvis økende eller avtagende konsentrasjon med eller uten innføring av ytterligere separasjonsfluidumplugger i et eller flere egnede organiske oppløsningsmidler, eller i en blanding av et eller flere organiske oppløsningsmidler og/eller i blanding av organisk og inorganisk oppløsnings-middel (er) og/eller i egnet dispersjon til lagringsformasjonen.
6. Fremgangsmåte ifølge kravene 1-5,karakterisert ved at kalium-, og/eller ammonium- og/eller zirkoniumforbindelsene som stabiliserer lagringsformasjonen innføres i det vann som under de tekniske trinn i en pre-liminær rensebehandling av vannet som skal gjeninnføres som en del av vannpreparatet ved å utbytte ionene Na<+>, 2+ 2+
Ca og Mg inneholdt i dette vann, hvoretter under anvendelse av den eller de oppløsninger som således fremstilles, med eller uten ytterlig tilsetning av kalium-, og/eller ammonium- eller zirkoniumforbindelser, for behandling av lagringsformasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
HU853263A HU201590B (en) | 1985-08-29 | 1985-08-29 | Method for improving the water injection to be carried out in fluid storing rocks containing clay minerals first in hydrocarbon reservoirs by sand rocks, sand/marly sand rocks |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO863454D0 NO863454D0 (no) | 1986-08-28 |
NO863454L NO863454L (no) | 1987-03-02 |
NO174514B true NO174514B (no) | 1994-02-07 |
NO174514C NO174514C (no) | 1994-05-18 |
Family
ID=10963382
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO863454A NO174514B (no) | 1985-08-29 | 1986-08-28 | Fremgangsmaate ved injeksjon av vann i underjordiske formasjoner |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4903773A (no) |
CN (1) | CN1022122C (no) |
GB (1) | GB2179692B (no) |
HU (1) | HU201590B (no) |
IN (1) | IN168012B (no) |
NO (1) | NO174514B (no) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5108226A (en) * | 1990-10-18 | 1992-04-28 | Mobil Oil Corporation | Technique for disposal of drilling wastes |
WO2006013597A1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-02-09 | Lamberti S.P.A. | Clay inhibitors for the drilling industry |
CN114479821A (zh) * | 2022-03-09 | 2022-05-13 | 陕西和尊能源科技有限公司 | 一种铵盐复合络合剂的制备方法 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3360043A (en) * | 1965-12-22 | 1967-12-26 | Texaco Inc | Method of treating clay-containing formations with guanidine salt solution |
US3382924A (en) * | 1966-09-06 | 1968-05-14 | Dow Chemical Co | Treatment of earthen formations comprising argillaceous material |
US4366074A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4366072A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
CA1103008A (en) * | 1976-08-13 | 1981-06-16 | Homer C. Mclaughlin | Treatment of clay formations with organic polycationic polymers |
US4366071A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4366073A (en) * | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4532052A (en) * | 1978-09-28 | 1985-07-30 | Halliburton Company | Polymeric well treating method |
US4230183A (en) * | 1978-12-11 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Method for treating subterranean, clay-containing earth formations |
US4625802A (en) * | 1984-07-03 | 1986-12-02 | Marathon Oil Company | Potassium silicate clay stabilization process |
HU201591B (en) * | 1985-08-29 | 1990-11-28 | Method for improving the effectiveness of carbon-dioxide petroleum producing operations carried out in storing rocks of sand rock and/sand marly sand rock |
-
1985
- 1985-08-29 HU HU853263A patent/HU201590B/hu unknown
-
1986
- 1986-08-06 IN IN635/MAS/86A patent/IN168012B/en unknown
- 1986-08-26 GB GB08620631A patent/GB2179692B/en not_active Expired
- 1986-08-28 CN CN86105351A patent/CN1022122C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1986-08-28 NO NO863454A patent/NO174514B/no unknown
-
1989
- 1989-03-03 US US07/319,830 patent/US4903773A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2179692A (en) | 1987-03-11 |
NO863454L (no) | 1987-03-02 |
GB8620631D0 (en) | 1986-10-01 |
NO863454D0 (no) | 1986-08-28 |
HU201590B (en) | 1990-11-28 |
CN86105351A (zh) | 1987-03-04 |
GB2179692B (en) | 1988-11-02 |
US4903773A (en) | 1990-02-27 |
NO174514C (no) | 1994-05-18 |
HUT42570A (en) | 1987-07-28 |
IN168012B (no) | 1991-01-19 |
CN1022122C (zh) | 1993-09-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Shiraki et al. | Experimental study on water–rock interactions during CO2 flooding in the Tensleep Formation, Wyoming, USA | |
US6945327B2 (en) | Method for reducing permeability restriction near wellbore | |
US5042580A (en) | Oil recovery process for use in fractured reservoirs | |
US4739831A (en) | Gas flooding process for the recovery of oil from subterranean formations | |
CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
Ayirala et al. | Injection water chemistry requirement guidelines for IOR/EOR | |
Li et al. | The impact of water salinity/surfactant on spontaneous imbibition through capillarity and osmosis for unconventional IOR | |
US9581007B2 (en) | Optimized salinity for enhanced water flood applications | |
US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
NO174514B (no) | Fremgangsmaate ved injeksjon av vann i underjordiske formasjoner | |
US3523581A (en) | Oil recovery process using viscosifier and shear-thickening liquid | |
Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
RU2425967C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
Al-Saedi et al. | Will coupling low salinity water and steam flooding for heavy oil affect the rock properties of sandstone reservoirs? An experimental and simulation study | |
Zuta et al. | Oil recovery during CO2-foam injection in fractured chalk rock at reservoir conditions | |
Kułynycz et al. | Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir | |
Knox et al. | A New Concept in Acidizing Utilizing Chemical Retardation | |
Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
EA038232B1 (ru) | Способ извлечения нефти | |
NO303241B1 (no) | FremgangsmÕte for Õ redusere forskjellene i permeabilitet mellom minst to soner til en heterogen geologisk formasjon | |
Abdelhamid et al. | Investigating the relation between oil recovery factor in carbonate oil reservoirs and injected water salinity | |
Borgund et al. | Migration behaviour of petroleum-associated short-chain organic acids | |
US4799551A (en) | Enhanced oil recovery | |
US4467869A (en) | Method to reduce sulfonate loss in micellar flooding |