Biocatalized silicate gels in oil and geothermal industry

• Autorzy: Falkowicz S. , Cicha-Szot R. , Dubiel S. , Bailey S.
• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Technologies using silicates have become accepted worldwide as cost-effective solutions for enhancing oil production. Despite very intensive research work gelling mechanism of the silicate system in the reservoir conditions is still unknown. Selection of appropriate additives extending gelling time and improving gel properties is very difficult because of the lack of that information. Moreover, complexity of the systems which contains organic and inorganic additives cause difficulties in industrial applications. This paper presents complex literature review which gives complete picture on the use and application of silicate based systems for water shut-off and enhancing oil recovery. Moreover, it shows new way of pH-dependent silicate gels application during the permeability modification treatments as an interesting alternative to chemical crosslinked gels. Gelling time of that system can be extended by the using microbiology to the pH modification what limit the number of chemical additives, facilitate process control and improve treatment competitiveness. The effect of biocatalyzed silicate gels on porous rocks was tested in the reservoir conditions on the lab stand of the Temco Inc Company (USA). Experimental results of coreflooding experiments indicated that silicate gel system may cause decrease of core permeability in the range from 60 to 90%.

PL

W publikacji przedstawiono kompleksowy przegląd literatury fachowej dotyczącej zastosowań żeli krzemianowych w górnictwie naftowym. Jak wynika z przytoczonych wyników wieloletnich badań, do czynników wpływających na skuteczność zabiegu modyfikacji przepuszczalności skał złożowych można zaliczyć: — rodzaj warunków złożowych (litologia, temperatura złożowa, zasolenie, jednorodność budowy złoża), — sposób udostępnienia warstwy produktywnej, — mechanizm dopływu wody do odwiertu, — odpowiedni dobór układu żelującego (polimery, żywice lub krzemiany), — sposób zatłaczania żelu do właściwej strefy złożowej (użycie Coiled Tubingu, jednoczesne zatłaczanie do dwóch stref). Reasumując można stwierdzić, że wszystkie prace związane z zatłoczeniem żelu do strefy o podwyższonej przepuszczalności należy zakończyć przed upływem kilku godzin. Wliczając w to czas potrzebny na przygotowanie żelu oraz wytłoczenia żelu z Colied Tubingu, jest to czas bardzo krótki. Jednymi z najbardziej obiecujących środków do likwidacji stref złożowych o wysokich przepuszczalnościach skał są żele oparte na bazie krzemianów. Mimo intensywnych badań w dalszym ciągu nie został do końca poznany mechanizm żelowania krzemianów w złożu, co utrudnia dobór odpowiednich dodatków wydłużających czas żelowania oraz poprawiających właściwości żelu, a złożoność systemów zawierających dodatki organiczne i nieorganiczne powoduje utrudnienia w zastosowaniach przemysłowych. Zastosowanie mikrobiologii w celu modyfikacji pH znacznie wydłuża czas żelowania, a ponadto ogranicza liczbę dodatków chemicznych, przez co ułatwia kontrolę i poprawia również ekonomikę zabiegu. Jednak, aby technologia ta była przydatna do komercyjnego wykorzystania wskazane jest wykonanie odpowiednich testów laboratoryjnych, np. metodą czynnikową kolejnych przybliżeń. Testy te powinny w maksymalnym stopniu symulować warunki złożowe pod względem termobarycznym i technologicznym. Ze znacznym podobieństwem proces ten można symulować dzięki aparaturze firmy Temco Inc (USA) będącej na wyposażeniu Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie. Celem przeprowadzonych badań laboratoryjnych była wstępna ocena przydatności roztworów krzemianów do likwidacji przepuszczalności porowatych skał zbiornikowych z wykorzystaniem biokatalizatorów. Do przygotowania cieczy zabiegowej użyto roztworu krzemianu sodu o następujących właściwościach: stosunek SiO2/Na2O - 3,11; zawartość Na2O - 9,5%; zawartość SiO2 - 29,5%; gęstość około 1420 kg/m3; pH = 11,5. W przygotowanych cieczach stosowano stężenia krzemianu sodu niższe niż 2%, bowiem po przekroczeniu tego stężenia proces żelowania krzemianu rozpoczynał się w przeciągu kilku godzin, co jest czasem zbyt krótkim z punktu widzenia wykorzystania tej technologii w praktyce. Przygotowano cztery ciecze zabiegowe różniące się stężeniem krzemianu sodu: 1 – 0,5%; 2 - 0,75%; 3 - 0,1%; – 0,75%. W przypadku cieczy nr 4, na podstawie wyników wcześniejszych testów, zastosowano zmodyfikowaną pożywkę dla mikroorganizmów. Do wszystkich cieczy dodawano mikroorganizmy alkalifilne w ilościach takich, aby ich końcowe stężenie wynosiło około 1 ź 102 w 1 ml. Po zatłoczeniu do rdzeni cieczy zabiegowej w warunkach beztlenowych, poddawano procesowi dwutygodniowej inkubacji w temperaturze 40°C. Po tym okresie określano przepuszczalność końcową rdzeni kks dla solanki, a tym samym określano zmiany (utratę) ich przepuszczalności. Do rdzeni oznaczonych numerami 1 i 2 zatłoczono ciecz oznaczoną nr 1. W czasie dwutygodniowej inkubacji nie stwierdzono zauważalnych zmian pH, ani lepkości przygotowanej cieczy. Nastąpiło tylko nieznaczne wytrącenie się krzemianów z cieczy i ich sedymentacja na dnie naczynia, w którym inkubowano rdzenie. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności rdzeni o numerach 1 i 2 odpowiednio 70% i 4% (tab. 3). Podczas pomiaru przepuszczalności końcowej solanka przepływająca przez testowany rdzeń w całości gromadzona była w przezroczystym naczyniu. Stwierdzono, iż dno naczynia pokrywa zżelowany osad usuniętych z rdzenia krzemianów. Podobną sytuację stwierdzono w przypadku rdzeni oznaczonych numerami 3 i 4. Daje się jednak zauważyć na dnie naczynia większą ilość usuniętych krzemianów, niż w przypadku rdzeni 1 i 2. Jest to spowodowane większą ilością krzemianów w roztworze wyjściowym. W tym przypadku również nie stwierdzono zmian pH cieczy żelującej. Zanotowano odpowiednio 73% i 61% uszkodzenie przepuszczalności rdzeni. Wprowadzono modyfikację w składzie cieczy nr 3, którą zatłoczono do rdzeni 5 i 6. W tym przypadku proces przebiegał w sposób zbliżony do oczekiwanego. Po pierwsze, stwierdzono po ok. 14 dniach zmianę pH cieczy z 11 na 8 i żelowanie cieczy w całej objętości. Nie stwierdzono osadu w pojemniku, w którym zgromadzono ciecz wypływającą z rdzenia 3. Tak więc, przepływająca solanka nie usuwała w tym przypadku z rdzenia krzemianów. Stwierdzono uszkodzenia przepuszczalności na poziomie 77% i 80%. Następnie przygotowano ciecz oznaczoną numerem 4, którą zatłoczono do rdzeni o numerach 7, 8 i 9. Po około trzech dobach zaobserwowano wytrącanie się żelu krzemianowego. Zmiany pH roztworu odnotowano po 12 dniach od przygotowania cieczy roboczej. W testowanych rdzeniach stwierdzono zmiany przepuszczalności odpowiednio 67%, 90% i 93%. Były to największe, a zarazem najtrwalsze zmiany przepuszczalności ze wszystkich testowanych rdzeni. Jak w poprzednich eksperymentach, również w tym przypadku gromadzony był filtrat wypływający z rdzenia podczas pomiaru przepuszczalności końcowej. Wizualnie nie stwierdzono obecności krzemianów w zgromadzonym filtracie. Na rysunku 1 pokazano zmiany gradientu różnicy ciśnienia w rdzeniach nr 4 i 8 w trakcie pomiaru przepuszczalności końcowej kks. Zmiany te mają typowy przebieg dla tego typu eksperymentów. Kształt obu krzywych dostarcza istotnych informacji, co do zjawisk zachodzących w przestrzeni porowej testowanych piaskowców podczas przepływu przez nie solanki. Na początku gradient ciśnienia gwałtownie rośnie i osiąga wartość maksymalną, aby potem mniej lub bardziej gwałtownie spadać i po pewnym czasie osiągnąć stabilizację. Wielkość i dynamika zmian (spadku) wartości gradientu różnicy ciśnienia wynika z zakresu i tempa usuwania krzemianów jakie zostały zatłoczone do testowanych rdzeni. Im więcej przepływająca solanka usunie z rdzenia cząsteczek krzemianów tym spadki gradientu różnicy ciśnienia będą większe. Kształt krzywych pokazanych na rysunku 1 pozwala na stwierdzanie że z rdzenia 4 (ciecz robocza 2) przepływająca solanka usunęła więcej krzemianów niż z rdzenia 8, do którego zatłoczono ciecz roboczą 4. W przypadku rdzenia 8 siły hydraulicznego unoszenia nie były w stanie pokonać sił adsorbujących cząsteczki krzemianu na ścianach por piaskowca i krzemian nie został usunięty powodując 90% spadek przepuszczalności tego rdzenia. Czynnikiem, który steruje tym procesem są zjawiska elektrokinetyczne zachodzące na powierzchni krzemianów w środowisku solanek o różnym pH.

Słowa kluczowe

EN

water shut-off; oil exploitation; geothermal water exploitation; improved oil recovery; reservoir rocks permeability modification; laboratory testing; silicate gels; biocatalysis

PL

eksploatacja złóż; złoże ropy naftowej; wody termalne; modyfikacja przepuszczalności; skała zbiornikowa; badania laboratoryjne; żele krzemianowe; biokataliza

• Wydawca: Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN ; Komitet Zrównoważonej Gospodarki Surowcami Mineralnymi PAN
• Czasopismo: Gospodarka Surowcami Mineralnymi
• Rocznik: 2009
• Tom: T. 25, z. 4
• Strony: 5--22
• Opis fizyczny: Bibliogr. 39 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Falkowicz S.

autor

Cicha-Szot R.

autor

Dubiel S.

autor

Bailey S.

• Instytut Nafty i Gazu Kraków, Poland

Bibliografia

• Al-Nuntasheri G.A., Hussein I.A., Nasr-El-Din H.A., Amin M.B., 2007 - Viscoelastic properties of a high temperature cross-linked water shutt-off polymeric gel. Journal of Petroleum Science and Engineering Vol. 55, Issues 1-2 January, p. 56-66.
• Anderson K.H., 1946 - U. S. Patent 2,402,588, Method of Oil Recovery, June 25.
• Bailey S.A., Bryant R.S., Duncan K.E., 2000 - Design of a novel alkalipholic bacterial system for triggering biopolymer gels, Journal of Industrial Microbiology & Biotechnology, Vol. 24 Number 6 June, p. 389-395.
• Bailey S.A., Bryant R.S., Duncan K.E., 2000 - Use of Biocatalysts for Triggering Biopolymer Gelants. SPE 59305 Paper presented at SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium Tulusa, Oklahoma 3-5 April.
• Beecroft W.H., Maier L.F., 1969 - U.S. Patent 808312 .
• Bernard G.C., 1970 - Method for Water Flooding heterogeneous Petroleum Reservoirs, U.S. Patent 353093 Sept. 29.
• Boston W.G., 1963- U. S. Patent 3,283,336, August 23.
• Cole R.C., Mody B., Pace J., 1981 - Water Control for Enhanced Oil Recovery. European Offshore Conference '81.
• Elfrink E.B., 1966 - Selective plugging method U.S. Patent 3,261,400, July 19.
• Falkowicz S., 2000 - Zmiany przepuszczalności piaskowców w warunkach otworopodobnych. Prace IGNiG Kraków.
• Falkowicz S., Bailey S.A., Dubiel S., Cicha-Szot R., 2008 - Sposób wydłużania okresu eksploatacji złoża wody geotermalnej. Zgłoszenie patentowe nr P-386976/Ochrona z dn. 13 grudnia.
• Gronewald P., Hamilton J., Mansure A., 2005 - High-Temperature Plug Formation with Silicates Proceedings. Thirtieth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Standford University, Standford, California, January 31-February 2.
• Hills R.v.A., 1922- U.S. Patent 1,421,706, July 4.
• Iler R.K., 1979 - The Chemistry of Silica: Solubility, Polymerization, Colloid and Surface Properties, and Biochemistry. John Wiley and Sons, New York City, USA.
• Islam M.R., Farouq Ali S.M., 1993 - Use of Silica Gel for Improving Waterflooding Performanve of Bottom-water Reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 8, p. 303-313.
• Jurinak J.J., Summers L.E., 1991- Oilfield applications of colloidal silica gel. SPE Production Engineering, Vol. 6, No. 4, p. 406-412.
• Jurinak J.J., Summers L.E., Bennett K.E., 1991 - Laboratory Testing of Colloidal Silica Gel for Oilfield Application SPE 18505 Supplement (2/91).
• Koźlak W., 2005 - Sodium Water Glasses. Part I. Synthesis and Applications,Wiadomości Chemiczne,Vol. 59, p. 791.
• Koźlak W., 2006 - Sodium Water Glasses. Part II.. Properties and Molecular Composition Their Solutions. Wiadomości Chemiczne, Vol. 60, p.3 79.
• Koźlak W., 2006 - Sodium Water Glasses. Part III. Current Knowledge of Water Glasses Wiadomości Chemiczne, Vol. 60, p. 655.
• Koźlak W., 2007 - Badania porównawcze dotyczące tworzenia się koloidalnych krzemianów manganu i żelaza w aspekcie antykorozyjnego działania szkieł wodnych sodowych, Ochrona Przed Korozją Vol. 50, No. 2, p. 45-49.
• Krumrine P.H., Boyce S.D., 1985 - Profile Modification and Water Control with Silica/Based Systems. SPE Technical Paper 13578, p. 317-328.
• Lakatos I., Lakatos -Szabó J., Kosztin B., Palásthy G., Kristóf P., 2000 - Polymer/Silicate Well Treatment Techniques: State - of - Art and Experiences at the Algyo Field Hungary. Erdöl Erdgas Kohle April 116, 4, s. 186-191.
• Lawrence D.D., Feiber B.J., 1981 - Formation treatment with silicate activated lignosulfonate gel. U.S. Patent 4257813 March 24.
• Merrill R.C., Spencer R.W., 1950 - Gelation of sodium silicate:effect of sulfuric acid, hydrochloric acid, ammonium sulfate and sodium aluminate. Journal of Physical Chemistry Vol. 54, p. 806- 812.
• Nasr-El-Din H.A., Taylor K.C., 2005 - Evaluation of sodium silicate/urea gels used for water shut-off treatments. Journal of Petroleum Science and Engineering Vol. 48, Issue 3-4, p. 141-160.
• Nasr-El-Din H.A., Bitar G.E., Bou-Khamsin F., Al-Mulhim A.K., Hsu J., 1998 - Field Application of Gelling Polymers in Saudi Arabia. SPE 39615, s. 136-146.
• Patterson R.E., 1994 - Preparation and Uses of Silica Gels and Precipitated Silicas, Chapter 32. The colloid Chemistry of silica.
• Robertson J.O., Oefelein F.H., 1967 - Plugging Thief Zones inWater InjectionWells. Journal of Petroleum Technology p. 999-1004, August.
• Sandiford B.B., 1982 - Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs. U.S. Patent 4332297 June 1.
• Sandiford B.B., 1978 - Plugging High Permeability Zones of Reservoirs Having Heterogeneous Permeability. U. S. Patent 4069869 Jan. 24.
• Sarem A.H., 1974 - Mobility Controlled Caustic Flood. U. S. Patent 3805893 April 23.
• Smith L.R., Fast C.R., Wagner O.R., 1969 - Development and Field Testing of Large Volume Remedial Treatment for Gross Water Channeling, Journal of Petroleum Technology August p. 1015-1025 .
• Sparlin D.D., Hagen R.W., 1984 - Controlling Water in Producing Operations. Part 4 - Grouting Materials and Techniques. World Oil, 6:149.
• Sydensk R.D., 1981 - Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean formation. U. S. Patent 4,304,301 Dec 08.
• Sydansk R.D., Gucwa P.R., Stonecipher S.A.,1981 - Process for selectively reducing the permeability of a subterranean sandstone formation. U. S. Patent 4301867 Nov. 24.
• Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A., 2003 - Thermally responsive aqueous silicate mixture. U.S. Patent 6660694 9. Dec.
• Vail J.G.,1952 - Soluble Silicates. Reinhold, New York.
• Vinot B., Schechter R.S., Lake L.W., 1989 - Formation on Water/Soluble Silicate Gels by the Hydrolysis of a Diester of Dicarboxylic Acid Solubilized as Microemulsion. SPE Technical Paper 14236, SPE RE 8:391.