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Verfahren zum Stabilisieren von Ton oder Lehm enthaltenden Erdformationen
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niederen Alkanolen, behandelt wird.
Die oben erwähnten Behandlungsmittel müssen in einer genügenden Menge verwendet werden, um die Ton enthaltenden Formationen zu stabilisieren.
Als Guanidinsalze werden vorzugsweise Halogenwasserstoff-Salze, wie beispielsweise Guanidinhydrochlorid und Guanidinhydrobromid, oder Guanidinnitrat bzw. Guanidinacetat und Mischungen davon verwendet.
Das Verfahren nach der Erfindung eignet sich insbesondere bei den sekundären Gewinnungsverfahren, bei denen Wasserfluten oder Dampfeinpressen als sekundäre Antriebskraft verwendet werden, um Öl aus der Formation zu gewinnen. Bei einem solchen sekundären Gewinnungsverfahren wird beispielsweise beim Wasserfluten das Einpresswasser in die Formation durch eine Einspritzbohrung unter Druck eingeführt und in die Öl enthaltende Formation herausgetrieben. Der Druck, der auf das in die Formation eingepresste Wasser ausgeübt wird, verdrängt oder treibt das Öl in Richtung auf die Förderbohrung, die sich von der Einspritzbohrung relativ entfernt befindet. An der Förderbohrung wird das dort hingetriebene Öl mit herkömmlichen Mitteln gewonnen.
Es hat sich als vorteilhaft herausgestellt, die Guanidinsalze im speziellen polaren sauerstoffhaltigen aliphatischen Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel durch die Einspritzbohrung in die Formation einzupressen, um die eingepresste Behandlungslösung mit dem lehmigen Teil der unterirdischen Formation über einen längeren Zeitraum in Kontakt zu halten. Beispielsweise wird die Behandlungslösung etwa 1 bis etwa 7 Tage in der Formation gelassen, damit der Ton stabilisiert wird. Anschliessend wird die Einpressflüssigkeit des sekundären Gewinnungsverfahrens in die Formation entsprechend den bekannten verfahren eingeführt.
Wenn die Durchlässigkeit der Formation gegenüber der Einpressflüssigkeit des sekundären Ge- winnungsverfahrens vermindert wird, was durch den geringeren Ölausfluss aus der Förderbohrung erkennbar ist, wird der Strom der Einpressflüssigkeit des sekundären Gewinnungsverfahrens in die Einpressbohrung unterbrochen. Dann wird die Behandlungslösung nach dem erfindungsgemässen Verfahren in die Einpressbohrung eingeführt, u. zw. in einer Menge, die ausreicht, um die Durchlässigkeit der Formation gegenüber der Einpressflüssigkeit nach dem sekundären Gewinnungsverfahren wieder herzustellen. Das Widerherstellungsverfahren wird wie oben beschrieben durchgeführt. Nach der Wiederherstellungsbehandlung wird die Einpressflüssigkeit des sekundären Gewinnungsverfahrens wieder in die Einpressbohrung geleitet.
Die Konzentration der Guanidinsalze in dem polaren sauerstoffhaltigen aliphatischen Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel kann je nach Salzlösigkeit in dem Lösungsmittel von etwa 0. 5 bis etwa 65 Gel.-% variieren, jedoch haben Konzentrationen zwischen etwa 5 und etwa 20% zufriedenstellende und wirksame Ergebnisse geliefert. Die Verwendung von Guanidinsalzkonzentrationen unter etwa O, 50/0haben sich als nicht vorteilhaft erwiesen, da relativ grosse Mengen einer solchen verdünnten Behandlungslosung benötigt werden, um das Guanidinsalz-Behandlungsmittel mit dem Ton in der und umdie Einpressbohrung in Kontakt zu bringen, um so die Durchlässigkeit des Tones zu verbessern.
Konzentrationen über etwa 2 5 bis 30% bringen keine Verbesserung der Durchlässigkeit und sind auch unwirtschaftlich. Eine bevorzugte Konzentration des bevorzugten Salzes Guanidinhydrochlorid liegt bei etwa 5 bis etwa 20 Gew. -%.
Bei der Behandlung der unterirdischen Formationen gemäss dem vorliegenden Verfahren hat sich Methanol als das wirksamste Lösungsmittel erwiesen und ist auch auf Grund seiner relativ niedrigen Beschaffungskosten und der leichten Verfügbarkeit von Vorteil.
In den folgenden Beispielen wird das Verfahren nach der Erfindung im einzelnen erläutert.
Beispiel 1 : Ein Kern wurde aus einem Bohrloch bei einer Tiefe von 1069 bis 1070 m erhalten.
Ein Teil davon in Form eines Pfropfens mit einem Porenvolumen von 2,02 ml wurde aus dem Kern entfernt. Der Pfropfen wurde mit Toluol gereinigt und seine Porosität und Luft-und Wasserdurchlissigkeit wurden in herkömmlicher Weise bestimmt. Die Luftdurchlässigkeit betrug 5, 5. 10' cm2. die Wasserdurchlässigkeit 0, 97. 10-"CM und die Porosität 25%.
Anschliessend wurde das etwa 9,5fache des gemessenen Porenvolumens an 10 gew.-% iger Natrium- chlorid-Salzlaugelosung in den Pfropfen eingepresst, bis der Pfropfen mit der Salzlauge gesättigt war.
Dann wurde das 35fache Porenvolumen an 5 gew. -%iger Lösung von Guanidinhydrochlorid in Methanol in den Pfropfen eingepresst und die Flüssigkeitsdurchlässigkeit bestimmt. Die Durchlässigkeit betrug 123, 5% der ursprünglichen Durchlässigkeit gegenüber der Salzlaugelösung.
Beispiel 1A : In den nach Beispiel 1 behandelten Pfropfen wurde das 5fache Porenvolumen an destilliertem Wasser eingepresst und die Durchlässigkeit wieder bestimmt. Die Durchlässigkeit des behandelten Pfropfens betrug 79% der ursprünglichen Durchlässigkeit. Die Verminderung beträgt nur 44, 5%.
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Dieses Beispiel zeigt, dass die Behandlung der Formation mit Guanidinhydrochlorid und Methanol eine verbesserte Durchlässigkeit der Formation zur Folge hat. Ein unbehandelter Pfropfen zeigte bei Kontakt mit Wasser eine Reduzierung der Durchlässigkeit auf etwa 0.
Beispiel 2 : Entsprechend dem Verfahren von Beispiel 1 wurde ein weiterer Pfropfen aus dem Kern
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10 -11 cm2,In den Pfropfen wurde sein 7faches Porenvolumen an 10% figer Salzlaugelösung eingepresst. Anschliessend wurde durch wiederholtes Einpressen etwa das 3fache Porenvolumen an 5% figer Guanidinhydrochloridlösung in Methanol eingepresst. Es konnte festgestellt werden, dass die Durchlässigkeit auf etwa 34% der ursprünglichen Durchlässigkeit gegenüber der Salzlauge reduziert worden war. Die Behandlung mit Guanidinhydrochlorid in Methanol wurde fortgesetzt, bis zusätzlich das 5fache Porenvolumen des Pfropfens in diesen eingepresst worden war. Es wurde festgestellt, dass sich die Durchlässigkeit auf 52% der ursprünglichen Durchlässigkeit gegenüber der Salzlauge erhöht hatte.
Eine weitere Menge der Guanidinhydrochlorid-Methanollösung entsprechend dem 5fachen Porenvolumen des Pfropfens erhöhte die Durchlässigkeit auf etwa 95% der ursprünglichen Durchlässigkeit gegenüber Salzlauge. Nachdem insgesamt etwa das 30fache Porenvolumen an Guanidinhydrochlorid in Methanol in den Pfropfen eingepresst worden war, konnte eine Durchlässigkeit von 132% der ursprünglichen Durchlässigkeit gegenüber der Salzlauge festgestellt werden.
Beispiel 2A ; Der nach Beispiel 2 behandelte Pfropfen wurde weiter behandelt, indem das 8fache Porenvolumen destilliertes Wasser eingepresst wurde. Die Porosität nach der Einpressung des destillierten
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Eine Reihe von Pfropfen wurde aus Kernproben einer Bohrung erhalten und die Eigenschaften der Pfropfen wurden bestimmt. Bei dieser Versuchsreihe wurden die Pfropfen vor den Versuchen nicht gereinigt. Die Eigenschaften der Pfropfen werden in der folgenden Tabelle 1 dargestellt : Tabelle l :
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<tb>
<tb> Tiefe <SEP> des <SEP> Durchlässigkeit <SEP> gegen <SEP> Porenvolumen <SEP> Porosität
<tb> Bohrkernes <SEP> Bohrkern <SEP> Luft <SEP> Wasser <SEP> cm3 <SEP> 0/0
<tb> 524 <SEP> m <SEP> A <SEP> 5. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 0, <SEP> 63. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 1, <SEP> 173 <SEP> 14,6
<tb> 524 <SEP> m <SEP> B <SEP> 50. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 15, <SEP> 8, <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 1, <SEP> 407 <SEP> 17, <SEP> 4
<tb>
An Hand der Analyse des in der Zone der Kernbohrungen vorliegenden Formationswassers wurde ein "synthetisches Formationswasser"hergestellt. Dieses enthielt 6200 TpM Ca1ciumionen, 7600 TpM Na- triumionen und 22100 TpM Chloridionen in destilliertem Wasser.
Die Flüssigkeitsdurchlässigkeit eines jeden Pfropfens wurde in einem Standard-Durchlässigkeitsmes- ser bei Raumtemperatur und mit einem Druckabfall von 0,014 kg/mm2 quer durch den Pfropfen bestimmt.
Mit den aus den Kernen nach Tabelle 1 geschnittenen Pfropfen wurde eine Reihe von Versuchen durchgeführt. Einzelheiten dieser Versuche werden in den folgenden Beispielen beschrieben : Beispiel 3 : in einen aus Kern A geschnittenen Pfropfen wurden variierende Mengen einer Lösung von 17 g Guanidinhydrochlorid in 100 ml Methanol eingepresst und die Durchlässigkeit in bestimmten Zeitabständen gemessen.
Die Tabelle 2 zeigt die dabei erhaltenen Ergebnisse :
Tabelle 2
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<tb>
<tb> Gesamte <SEP> eingepresste <SEP> Menge
<tb> Vielfache <SEP> des <SEP> Ufo <SEP> der <SEP> ursprünglichen <SEP> Durchml <SEP> Porenvolumens <SEP> lässigkeit
<tb> 0 <SEP> 0 <SEP> 100
<tb> 25 <SEP> 21, <SEP> 3 <SEP> 172
<tb> 50 <SEP> 42,6 <SEP> 220
<tb>
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Tabelle 2 (Fortsetzung)
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<tb>
<tb> Gesamte <SEP> eingepresste <SEP> Menge
<tb> Vielfache <SEP> des <SEP> % <SEP> der <SEP> ursprünglichen <SEP> Durchrul <SEP> Porenvolumens <SEP> lässigkeit
<tb> 75 <SEP> 63,9 <SEP> 242
<tb> 80 <SEP> 68, <SEP> 2 <SEP> 246 <SEP>
<tb>
Die in Tabelle 2 dargestellten Werte zeigen, dass die Flüssigkeitsdurchlässigkeit eines Pfropfens durch das Einpressen der Behandlungslösung in Übereinstimmung mit der Erfindung in einem beträchtlichen Ausmass verbessert wird.
Wird beispielsweise das etwa 21, 3fachedes Porenvolumens an Behandlungslösung in den Pfropfen eingepresst, erhöht sich der Prozentsatz gegenüber der ursprünglichen Durchlässigkeit auf 172%. Wird die Menge des eingepressten Materials auf das 42, 6fache Porenvolumen erhöht, dann erhöht sich der Prozentsatz der ursprünglichen Durchlässigkeit auf etwa 220%. Bei der Verwendung
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presst, um die Wirksamkeit des erfindungsgemässen Verfahrens aufzuzeigen.
Die folgende Tabelle 3 zeigt die Ergebnisse dieser Untersuchungen. In dieser Tabelle wurde der Anfangspunkt als die Durchlässigkeit in Prozent festgesetzt, die nach Einpressen von 80 ml Guanidinhydrochlorid in Methanol erhalten wird. 80 ml entsprechen dem 68,2fachen Porenvolumen.
Tabelle 3
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<tb>
<tb> Gesamte <SEP> eingepresste <SEP> Menge
<tb> Vielfache <SEP> des <SEP> % <SEP> ursprüngliche <SEP> Durchlässigkeit
<tb> ml <SEP> Porenvolumens <SEP> für <SEP> Formationswasser
<tb> 0 <SEP> +) <SEP> 0 <SEP> +) <SEP> 246
<tb> 20 <SEP> 17, <SEP> 3 <SEP> 268
<tb> 32 <SEP> 27, <SEP> 2 <SEP> 270
<tb> 70 <SEP> 59, <SEP> 6 <SEP> 260
<tb> 120 <SEP> 102 <SEP> 248
<tb> 220 <SEP> 187 <SEP> 228
<tb> 320 <SEP> 272 <SEP> 216
<tb> 420 <SEP> 357 <SEP> 212
<tb> 520 <SEP> 443 <SEP> 211
<tb> 620 <SEP> 527 <SEP> 210
<tb> 720 <SEP> 613 <SEP> 208
<tb>
Die bei der Behandlung in Beispiel 3 eingepressten
80 ml der Behandlungslösung sind nicht berücksichtigt.
Aus den Werten der Tabelle 3 ergibt sich, dass die vorteilhaften Ergebnisse, die beim Einpressen von Guanidinhydrochlorid in Methanol in den Pfropfen erhalten werden, selbst nach Einpressen von zusätzlichem Wasser in einer Menge, die dem 613fachen Porenvolumen des Pfropfens entspricht, erhalten bleiben. Die Wasserdurchlässigkeit eines Pfropfens nach einer solchen Behandlung betrug etwa 2080/0der ursprünglichen Durchlässigkeit. Dieses Beispiel zeigt, dass die Wasserdurchlässigkeit des Kernes durch die Behandlung nach dem erfindungsgemässen Verfahren aufrechterhalten wird. wenn der erfindungsgemässen Behandlung ein bekanntes sekundäres Gewinnungsverfahren, wie beispielsweise Wasserfluten und/oder Dampfeinpressen, folgt.
Insbesondere muss erwähnt werden, dass nach einer Behandlung mit mehr als dem 600 fachen Porenvolumen an Wasser der mit Guanidinhydrochlorid-Methanollösung behandelle Pfropfen immer noch mehr als 2000/0 der ursprünglichen Durchlässigkeit besitzt.
Beispiel 5 : Bei einem andern Versuch wurde eine wässerige Guanidinhydrochloridlösung in einen
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von Kern B stammenden Pfropfen eingepresst. Die Guanidinhydrochloridlösung bestand aus 5 g Guanidinhydrochlorid in 100 ml destilliertem Wasser. Nach Einpressen von 5 ml dieser Guanidinhydrochloridlösung wurde die Durchlässigkeit des Pfropfens auf etwa 82% der ursprünglichen Durchlässigkeit des Pfropfens reduziert.
Nach Einpressen von 25 ml der Guanidinhydrochloridlösung betrug die Durchlässigkeit 79, 5%, nach Einpressen von 50 ml betrug die Durchlässigkeit 78%, nach Einpressen von 100 ml betrug die Durchlässigkeit 74, 51o, nach Einpressen von 150 ml der Lösung betrug die Durchlässigkeit 71% und nach Einpressen von insgesamt 170 ml Guanidinhydrochloridlösung betrug die Durchlässigkeit des Pfropfens 70% der ursprünglichen Durchlässigkeit des Pfropfens gegenüber Formationswasser.
Dann wurden 30 ml destilliertes Wasser in den Pfropfen eingepresst, und die Durchlässigkeit betrug nur 59% der ursprünglichen Durchlässigkeit. Nach Einpressen weiterer 50 ml Wasser wurde die Durchlässigkeit auf 21, 5% reduziert, nach einem weiteren Einpressen von 100 ml Wasser auf 3, 5% und nach einem weiteren Einpressen von 37 ml auf 2, 5% der ursprünglichen Durchlässigkeit.
Dieses Beispiel zeigt, dass eine wässerige Lösung von Guanidinhydrochlorid nicht zu einer wirksamen Verbesserung der Durchlässigkeit lehmartiger, unterirdischer Formationen führt und die in der USA-PatentschriftNr. 2, 761,843 erwähnte wässerige Guanidinhydrochloridlösung keine zufriedenstellende Stabilisierung wasserempfindlicher Tone ergibt.
Beispiel 6 : Nachdem der Pfropfen aus Beispiel 5 mit insgesamt 382 ml der Behandlungslösung nach Beispiel 5 (170 ml Guanidinhydrochlorid in destilliertem Wasser und anschliessend 212mldestilliertes Wasser) behandelt wurde, wurde eine methanolische Guanidinhydrochloridlösung eingepresst. In dieser Lösung waren 5 g Guanidinhydrochlorid in 100 ml Methanol gelöst. Nach Einpressen von 13 ml dieser methanolischen Guanidinhydrochloridlösung in den Pfropfen erhöhte sich die Durchlässigkeit von 2,5 auf 12%. Nach Einpressen weiterer 25 ml dieser Lösung erhöhte sich die Durchlässigkeit auf 73go, nach weiteren 25 ml auf 8eo und nach weiteren 32 ml auf 96% der ursprünglichen Durchlässigkeit.
Dies bedeutet einen Gewinn von 94% von der niedrigsten Durchlässigkeit von 2, 5%, die bei Behandlung mit einer wässerigen Guanidinhydrochloridlösung und anschliessender Behandlung mit destilliertem Wasser erhalten worden war.
Nach dieser Behandlung wurde wieder destilliertes Wasser in den Pfropfen eingepresst. Die Einpressung von 18 ml destilliertem Wasser erhöhte die Durchlässigkeit auf 43%. Weitere 100 ml Wasser erhöhten die Durchlässigkeit auf 56% der ursprünglichen Durchlässigkeit und ein weiteres Einpressen von 120 ml Wasser auf etwa 59% der ursprünglichen Durchlässigkeit. Der Pfropfen wurde mit destilliertem Wasser gesättigt und über Nacht stehen gelassen. Am nächsten Morgen war die Durchlässigkeit auf 123% der ursprünglichen Durchlässigkeit angestiegen. Das Einpressen von destilliertem Wasser wurde fortgesetzt. Weitere 30 ml eingepresstes Wasser erhöhten die Durchlässigkeit auf 155go, weitere 50 mlaufl80% und weitere 100 ml auf 183% der ursprünglichen Durchlässigkeit.
Dieses Beispiel zeigt die Wirksamkeit von Guanidinhydrochlorid in Methanol. Die Guanidinhydro- chlorid-Methanollösung stellte die Durchlässigkeit von durch Wasser beschädigten Kernen wieder her.
Aus dem obigen Beispiel ist ersichtlich, dass die Durchlässigkeit durch die Verwendung der Guanidinhy- drochlorid-Methanollösung um 181% vom niedrigsten Wert bei 2, 5% der ursprünglichen Durchlässigkeit, die durch Behandlung mit Guanidinhydrochlorid in destilliertem Wasser und anschliessende Behandlung mit destilliertem Wasser erhalten wird, erhöht wird.
In der folgenden Tabelle 4 sind die Ergebnisse der Beispiele 5 und 6 zusammengefasst.
Tabelle 4
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<tb>
<tb> Eingepresste <SEP> Menge
<tb> Gesamtmenge <SEP> in
<tb> Summiert <SEP> Einzelmengen <SEP> Vielfachen <SEP> des <SEP> % <SEP> der <SEP> ursprünglichen
<tb> ml <SEP> ml <SEP> Porenvolumens <SEP> Durchlässigkeit
<tb> Beispiel <SEP> 5 <SEP> 5eo <SEP> Guanidin <SEP> HC1 <SEP> in <SEP> Wasser
<tb> 0 <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 100
<tb> 5 <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 55 <SEP> 82 <SEP>
<tb> 25 <SEP> 20 <SEP> 17,8 <SEP> 79, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 50 <SEP> 25 <SEP> 35, <SEP> 6 <SEP> 78
<tb> 100 <SEP> 50 <SEP> 71 <SEP> 74, <SEP> 5 <SEP>
<tb>
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Tabelle 4 (Fortsetzung)
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<tb>
<tb> Eingepresste <SEP> Menge
<tb> Gesamtmenge <SEP> in
<tb> Summiert <SEP> Einzelmengen <SEP> Vielfachen <SEP> des <SEP> % <SEP> der <SEP> ursprünglichen
<tb> ml <SEP> ml <SEP> Porenvolumens <SEP> Durchlässigkeit
<tb> Beispiel <SEP> 5 <SEP> 50/0 <SEP> Guanidin <SEP> HCl <SEP> in <SEP> Wasser
<tb> 150 <SEP> 50 <SEP> 107 <SEP> 71
<tb> 170 <SEP> 20 <SEP> 121 <SEP> 70
<tb> Destilliertes <SEP> Wasser
<tb> 200 <SEP> 30 <SEP> 142 <SEP> 59
<tb> 250 <SEP> 50 <SEP> 178 <SEP> 21,5
<tb> 350 <SEP> 100 <SEP> 249 <SEP> 3, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 387 <SEP> 37 <SEP> 275 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> Beispiel <SEP> 6
<tb> 51o <SEP> Guanidin <SEP> HCl <SEP> in <SEP> Methanol
<tb> 400 <SEP> (13) <SEP> 284 <SEP> 12
<tb> 425 <SEP> (25) <SEP> 302 <SEP> 73
<tb> 450 <SEP> (25) <SEP> 321 <SEP> 88
<tb> 482 <SEP> (32)
<SEP> 342 <SEP> 96
<tb> Destilliertes <SEP> Wasser
<tb> 500 <SEP> 18 <SEP> 355 <SEP> 43
<tb> 600 <SEP> 100 <SEP> 426 <SEP> 56
<tb> 720 <SEP> 120 <SEP> 512 <SEP> 59 <SEP> + <SEP>
<tb> + <SEP> Nach <SEP> Stehen <SEP> über <SEP> Nacht <SEP> gewechselt <SEP> auf <SEP> 123 <SEP> +
<tb> 750 <SEP> 30 <SEP> 534 <SEP> 155
<tb> 800 <SEP> 50 <SEP> 568 <SEP> 180
<tb> 900 <SEP> 100 <SEP> 639 <SEP> 183
<tb>
Beispiel 7: Es wurde ein Versuch auf einem Ölfeld durchgeführt, um die Wirksamkeit des er- findungsgemässen Verfahrens zu beweisen.
Für diesen Versuch wurde ein Bohrloch auf dem Kyote Feld (Atascosa County, Texas) gewählt. Um die Einpressbarkeit zu bestimmen, wurde Wasser mit einer geringen Salzhaltigkeit mit einer anfänglichen Rate von 38,4 m3/Tag und einem Druck von etwa 1344 kg/cm2 in das Bohrloch eingepresst. Das salzhaltige Wasser enthielt annähernd 1200 TpM gelöste Fetteile. Das Einpressen des Wassers wurde über einen Zeitraum von 11 Tagen fortgesetzt. Nach 6 Tagen fiel die Einpressrate auf 0. 80 m 3/Tag und nach 11 Tagen auf weniger als 0,48 m3/Tag ab. Die Gesamtmenge des eingepressten Wassers betrug 84, 8 m3. Dann wurde das Bohrloch über einen Zeitraum von 9 Tagen mit einer Lösung von 5 Gew. - 0/0 Guanidinhydrochlorid in Methanol behandelt.
Die anfängliche Einpressrate dieser Behandlungslösung betrug 0, 48 m3/Tag, die sich während der Behandlung auf 9, 12 m3/Tag erhohte. Wahrend des 9tägigen Zeitraumes wurden insgesamt 24 m3 der Behandlungslösung in das Bohrloch eingepresst.
Anschliessend wurde das Einpressen des Wassers mit einer anfänglichen Rate von 9, 12 m3/Tag wie - der aufgenommen. Nach einem Tag wurde die Einpressrate auf 13,92 m3/Tag erhöht, nach insgesamt zwei Tagen auf 21,60 m3, nach insgesamt drei Tagen auf 28,80 m3 und nach vier Tagen auf 29, 28 m3.
Die Einpressrate von 29, 28 m3/Tag wurde für zusätzliche 12 Tage aufrechterhalten. Nach der Behandlung entsprechend dem erfindungsgemässen Verfahren wurden insgesamt 290, 08 m3 Wasser in das Bohr-
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loch eingepresst.
PATENTANSPRÜCHE :
1. Verfahren zum Stabilisieren von Ton oder Lehm enthaltenden Erdformationen mit Hilfe stick-
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aus Dioxan und Dimethylsulfoxyd oder einer Mischung aus niederen Alkanolen, behandelt wird.
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Method of stabilizing earth formations containing clay or loam
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lower alkanols.
The above-mentioned treating agents must be used in an amount sufficient to stabilize the clay-containing formations.
The guanidine salts used are preferably hydrogen halide salts, such as, for example, guanidine hydrochloride and guanidine hydrobromide, or guanidine nitrate or guanidine acetate and mixtures thereof.
The method according to the invention is particularly useful in secondary extraction methods in which water flooding or steam injection are used as a secondary driving force to extract oil from the formation. In such a secondary extraction process, for example, when water is flooded, the injection water is introduced into the formation through an injection well under pressure and driven out into the oil-containing formation. The pressure exerted on the water injected into the formation displaces or drives the oil toward the production well, which is relatively remote from the injection well. At the production well, the oil driven there is extracted using conventional means.
It has been found to be advantageous to inject the guanidine salts in the special polar, oxygen-containing aliphatic hydrocarbon solvent through the injection bore into the formation in order to keep the injected treatment solution in contact with the loamy part of the subterranean formation for a longer period of time. For example, the treatment solution is left in the formation for about 1 to about 7 days to stabilize the clay. The injection fluid from the secondary extraction process is then introduced into the formation according to the known processes.
If the permeability of the formation to the injection fluid of the secondary extraction process is reduced, which can be seen from the lower oil outflow from the production well, the flow of injection fluid from the secondary extraction method into the injection well is interrupted. Then the treatment solution is introduced into the press-in bore according to the inventive method, u. in an amount sufficient to restore the formation's permeability to injection fluid after the secondary recovery process. The recovery procedure is performed as described above. After the restoration treatment, the injection fluid from the secondary recovery process is returned to the injection well.
The concentration of the guanidine salts in the polar oxygenated aliphatic hydrocarbon solvent can vary from about 0.5 to about 65 gel percent depending on the salt solubility in the solvent, but concentrations between about 5 and about 20 percent have provided satisfactory and effective results. The use of guanidine salt concentrations below about 0.50/0 has not proven advantageous because relatively large amounts of such dilute treating solution are required to bring the guanidine salt treating agent into contact with the clay in and around the injection bore to improve permeability to improve the tone.
Concentrations above about 2 5 to 30% bring no improvement in permeability and are also uneconomical. A preferred concentration of the preferred salt guanidine hydrochloride is from about 5 to about 20% by weight.
In treating the subterranean formations according to the present process, methanol has been found to be the most effective solvent and is also advantageous because of its relatively low procurement costs and ready availability.
The process according to the invention is explained in detail in the following examples.
Example 1: A core was obtained from a borehole at a depth of 1069-1070 m.
Part of it in the form of a plug with a pore volume of 2.02 ml was removed from the core. The plug was cleaned with toluene and its porosity and air and water permeability were determined in a conventional manner. The air permeability was 5.5. 10 'cm2. the water permeability 0.97.10- "CM and the porosity 25%.
About 9.5 times the measured pore volume of 10% strength by weight sodium chloride-brine solution was then pressed into the plug until the plug was saturated with the brine.
Then 35 times the pore volume was 5 wt. -% solution of guanidine hydrochloride in methanol pressed into the plug and the liquid permeability determined. The permeability was 123.5% of the original permeability to the brine solution.
Example 1A: 5 times the pore volume of distilled water was pressed into the plug treated according to Example 1 and the permeability was determined again. The permeability of the treated plug was 79% of the original permeability. The decrease is only 44.5%.
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This example shows that treating the formation with guanidine hydrochloride and methanol results in improved formation permeability. An untreated plug showed a reduction in permeability to about 0 on contact with water.
Example 2: Following the procedure of Example 1, another plug was made from the core
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10 -11 cm2, its 7-fold pore volume of 10% saline solution was pressed into the plug. Subsequently, approximately 3 times the pore volume of 5% guanidine hydrochloride solution in methanol was pressed in by repeated injection. It was found that the permeability had been reduced to approximately 34% of the original permeability to the brine. The treatment with guanidine hydrochloride in methanol was continued until an additional 5 times the pore volume of the plug had been pressed into it. It was found that the permeability had increased to 52% of the original permeability to the brine.
A further amount of the guanidine hydrochloride-methanol solution corresponding to 5 times the pore volume of the plug increased the permeability to about 95% of the original permeability to brine. After a total of about 30 times the pore volume of guanidine hydrochloride in methanol had been pressed into the plug, a permeability of 132% of the original permeability to the brine could be determined.
Example 2A; The plug treated according to Example 2 was further treated by forcing in 8 times the pore volume of distilled water. The porosity after the injection of the distilled
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A series of plugs were obtained from core samples from a well and the properties of the plugs were determined. In this series of experiments, the plugs were not cleaned before the experiments. The properties of the plugs are shown in Table 1 below: Table 1:
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<tb>
<tb> Depth <SEP> of <SEP> permeability <SEP> versus <SEP> pore volume <SEP> porosity
<tb> Drill core <SEP> Drill core <SEP> Air <SEP> Water <SEP> cm3 <SEP> 0/0
<tb> 524 <SEP> m <SEP> A <SEP> 5. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 0, <SEP> 63. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 1, <SEP> 173 <SEP> 14.6
<tb> 524 <SEP> m <SEP> B <SEP> 50. <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 15, <SEP> 8, <SEP> 10-11 <SEP> cm2 <SEP> 1, <SEP> 407 <SEP> 17, <SEP> 4
<tb>
Based on the analysis of the formation water present in the zone of the core drilling, a "synthetic formation water" was produced. This contained 6200 ppm calcium ions, 7600 ppm sodium ions and 22100 ppm chloride ions in distilled water.
The liquid permeability of each plug was determined in a standard permeability meter at room temperature and with a pressure drop of 0.014 kg / mm 2 across the plug.
A number of tests were carried out with the plugs cut from the cores according to Table 1. Details of these experiments are described in the following examples: Example 3: Varying amounts of a solution of 17 g of guanidine hydrochloride in 100 ml of methanol were pressed into a plug cut from core A, and the permeability was measured at certain time intervals.
Table 2 shows the results obtained:
Table 2
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<tb>
<tb> Total <SEP> pressed in <SEP> amount
<tb> Multiple <SEP> of the <SEP> Ufo <SEP> the <SEP> original <SEP> diameter <SEP> pore volume <SEP> permeability
<tb> 0 <SEP> 0 <SEP> 100
<tb> 25 <SEP> 21, <SEP> 3 <SEP> 172
<tb> 50 <SEP> 42.6 <SEP> 220
<tb>
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Table 2 (continued)
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<tb>
<tb> Total <SEP> pressed in <SEP> amount
<tb> Multiple <SEP> of the <SEP>% <SEP> of the <SEP> original <SEP> permeability <SEP> pore volume <SEP> permeability
<tb> 75 <SEP> 63.9 <SEP> 242
<tb> 80 <SEP> 68, <SEP> 2 <SEP> 246 <SEP>
<tb>
The values shown in Table 2 show that the liquid permeability of a plug is improved to a considerable extent by the injection of the treatment solution in accordance with the invention.
For example, if about 21.3 times the pore volume of the treatment solution is pressed into the plug, the percentage increases to 172% compared to the original permeability. If the amount of pressed-in material is increased to 42.6 times the pore volume, then the percentage of the original permeability increases to around 220%. When using
EMI4.2
presses to demonstrate the effectiveness of the inventive method.
The following table 3 shows the results of these investigations. In this table, the starting point was set as the percentage permeability obtained after 80 ml of guanidine hydrochloride were injected into methanol. 80 ml correspond to 68.2 times the pore volume.
Table 3
EMI4.3
<tb>
<tb> Total <SEP> pressed in <SEP> amount
<tb> Multiple <SEP> of <SEP>% <SEP> original <SEP> permeability
<tb> ml <SEP> pore volume <SEP> for <SEP> formation water
<tb> 0 <SEP> +) <SEP> 0 <SEP> +) <SEP> 246
<tb> 20 <SEP> 17, <SEP> 3 <SEP> 268
<tb> 32 <SEP> 27, <SEP> 2 <SEP> 270
<tb> 70 <SEP> 59, <SEP> 6 <SEP> 260
<tb> 120 <SEP> 102 <SEP> 248
<tb> 220 <SEP> 187 <SEP> 228
<tb> 320 <SEP> 272 <SEP> 216
<tb> 420 <SEP> 357 <SEP> 212
<tb> 520 <SEP> 443 <SEP> 211
<tb> 620 <SEP> 527 <SEP> 210
<tb> 720 <SEP> 613 <SEP> 208
<tb>
The ones pressed in during the treatment in Example 3
80 ml of the treatment solution are not included.
The values in Table 3 show that the advantageous results obtained when guanidine hydrochloride is injected into methanol in the plug are retained even after additional water is injected in an amount which corresponds to 613 times the pore volume of the plug. The water permeability of a plug after such treatment was about 2080/0 of the original permeability. This example shows that the water permeability of the core is maintained by the treatment according to the method according to the invention. if the treatment according to the invention is followed by a known secondary recovery process, such as, for example, water flooding and / or steam injection.
It must be mentioned in particular that after a treatment with more than 600 times the pore volume of water, the plug treated with guanidine hydrochloride / methanol solution still has more than 2000/0 of the original permeability.
Example 5: In another experiment, an aqueous guanidine hydrochloride solution was in a
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from core B plugs pressed in. The guanidine hydrochloride solution consisted of 5 g of guanidine hydrochloride in 100 ml of distilled water. After 5 ml of this guanidine hydrochloride solution had been injected, the permeability of the plug was reduced to about 82% of the original permeability of the plug.
After injecting 25 ml of the guanidine hydrochloride solution the permeability was 79.5%, after injecting 50 ml the permeability was 78%, after injecting 100 ml the permeability was 74.51, after injecting 150 ml of the solution the permeability was 71% and after a total of 170 ml of guanidine hydrochloride solution had been injected, the permeability of the plug was 70% of the original permeability of the plug to formation water.
Then 30 ml of distilled water was injected into the plug and the permeability was only 59% of the original permeability. After pressing in a further 50 ml of water, the permeability was reduced to 21.5%, after a further injection of 100 ml of water to 3.5% and after a further injection of 37 ml to 2.5% of the original permeability.
This example shows that an aqueous solution of guanidine hydrochloride does not effectively improve the permeability of clayey subterranean formations and the methods disclosed in U.S. Patent No. 2, 761,843 mentioned aqueous guanidine hydrochloride solution does not give a satisfactory stabilization of water-sensitive clays.
Example 6: After the plug from Example 5 had been treated with a total of 382 ml of the treatment solution according to Example 5 (170 ml of guanidine hydrochloride in distilled water and then 212 ml of distilled water), a methanolic guanidine hydrochloride solution was injected. In this solution, 5 g of guanidine hydrochloride were dissolved in 100 ml of methanol. After pressing 13 ml of this methanolic guanidine hydrochloride solution into the plug, the permeability increased from 2.5 to 12%. After pressing in a further 25 ml of this solution, the permeability increased to 73%, after a further 25 ml to 8eo and after a further 32 ml to 96% of the original permeability.
This means a gain of 94% from the lowest permeability of 2.5% which was obtained on treatment with an aqueous guanidine hydrochloride solution and subsequent treatment with distilled water.
After this treatment, distilled water was again pressed into the plug. Injecting 18 ml of distilled water increased the permeability to 43%. Another 100 ml of water increased the permeability to 56% of the original permeability and a further injection of 120 ml of water to about 59% of the original permeability. The plug was saturated with distilled water and left overnight. The next morning the permeability had increased to 123% of the original permeability. The injection of distilled water was continued. Another 30 ml of injected water increased the permeability to 155%, another 50 ml / 80% and another 100 ml to 183% of the original permeability.
This example shows the effectiveness of guanidine hydrochloride in methanol. The guanidine hydrochloride-methanol solution restored the permeability of cores damaged by water.
From the above example it can be seen that the permeability through the use of the guanidine hydrochloride methanol solution is 181% from the lowest value at 2.5% of the original permeability, which is obtained by treatment with guanidine hydrochloride in distilled water and subsequent treatment with distilled water , is increased.
The results of Examples 5 and 6 are summarized in Table 4 below.
Table 4
EMI5.1
<tb>
<tb> Pressed-in <SEP> quantity
<tb> total amount <SEP> in
<tb> Adds <SEP> individual quantities <SEP> multiple <SEP> of <SEP>% <SEP> of the <SEP> original
<tb> ml <SEP> ml <SEP> pore volume <SEP> permeability
<tb> Example <SEP> 5 <SEP> 5eo <SEP> guanidine <SEP> HC1 <SEP> in <SEP> water
<tb> 0 <SEP> 0 <SEP> 0 <SEP> 100
<tb> 5 <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 55 <SEP> 82 <SEP>
<tb> 25 <SEP> 20 <SEP> 17.8 <SEP> 79, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 50 <SEP> 25 <SEP> 35, <SEP> 6 <SEP> 78
<tb> 100 <SEP> 50 <SEP> 71 <SEP> 74, <SEP> 5 <SEP>
<tb>
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Table 4 (continued)
EMI6.1
<tb>
<tb> Pressed-in <SEP> quantity
<tb> total amount <SEP> in
<tb> Adds <SEP> individual quantities <SEP> multiple <SEP> of <SEP>% <SEP> of the <SEP> original
<tb> ml <SEP> ml <SEP> pore volume <SEP> permeability
<tb> Example <SEP> 5 <SEP> 50/0 <SEP> Guanidine <SEP> HCl <SEP> in <SEP> water
<tb> 150 <SEP> 50 <SEP> 107 <SEP> 71
<tb> 170 <SEP> 20 <SEP> 121 <SEP> 70
<tb> Distilled <SEP> water
<tb> 200 <SEP> 30 <SEP> 142 <SEP> 59
<tb> 250 <SEP> 50 <SEP> 178 <SEP> 21.5
<tb> 350 <SEP> 100 <SEP> 249 <SEP> 3, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 387 <SEP> 37 <SEP> 275 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> example <SEP> 6
<tb> 51o <SEP> guanidine <SEP> HCl <SEP> in <SEP> methanol
<tb> 400 <SEP> (13) <SEP> 284 <SEP> 12
<tb> 425 <SEP> (25) <SEP> 302 <SEP> 73
<tb> 450 <SEP> (25) <SEP> 321 <SEP> 88
<tb> 482 <SEP> (32)
<SEP> 342 <SEP> 96
<tb> Distilled <SEP> water
<tb> 500 <SEP> 18 <SEP> 355 <SEP> 43
<tb> 600 <SEP> 100 <SEP> 426 <SEP> 56
<tb> 720 <SEP> 120 <SEP> 512 <SEP> 59 <SEP> + <SEP>
<tb> + <SEP> After <SEP> standing <SEP> over <SEP> night <SEP> changed <SEP> to <SEP> 123 <SEP> +
<tb> 750 <SEP> 30 <SEP> 534 <SEP> 155
<tb> 800 <SEP> 50 <SEP> 568 <SEP> 180
<tb> 900 <SEP> 100 <SEP> 639 <SEP> 183
<tb>
Example 7: A test was carried out on an oil field in order to prove the effectiveness of the method according to the invention.
A borehole in the Kyote Field (Atascosa County, Texas) was selected for this attempt. To determine injectability, low salinity water was injected into the borehole at an initial rate of 38.4 m3 / day and a pressure of approximately 1344 kg / cm2. The salty water contained approximately 1200 ppm of dissolved fat. The injection of water was continued over a period of 11 days. After 6 days the injection rate fell to 0.80 m 3 / day and after 11 days to less than 0.48 m 3 / day. The total amount of injected water was 84.8 m3. The well was then treated for a period of 9 days with a solution of 5% by weight guanidine hydrochloride in methanol.
The initial injection rate of this treatment solution was 0.48 m3 / day, which increased to 9.12 m3 / day during the treatment. During the 9-day period, a total of 24 m3 of the treatment solution was injected into the borehole.
The injection of water was then resumed at an initial rate of 9.12 m3 / day. After one day the injection rate was increased to 13.92 m3 / day, after a total of two days to 21.60 m3, after a total of three days to 28.80 m3 and after four days to 29.28 m3.
The injection rate of 29.28 m3 / day was maintained for an additional 12 days. After the treatment according to the method according to the invention, a total of 290.08 m3 of water was poured into the drilling
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Pressed in a hole.
PATENT CLAIMS:
1. Method for stabilizing earth formations containing clay or loam using stick-
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from dioxane and dimethyl sulfoxide or a mixture of lower alkanols, is treated.