AT359951B - Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrung - Google Patents
Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrungInfo
- Publication number
- AT359951B AT359951B AT114079A AT114079A AT359951B AT 359951 B AT359951 B AT 359951B AT 114079 A AT114079 A AT 114079A AT 114079 A AT114079 A AT 114079A AT 359951 B AT359951 B AT 359951B
- Authority
- AT
- Austria
- Prior art keywords
- liquid
- gas
- bore
- nitrogen gas
- forming mixture
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 36
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 13
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- -1 nitrogen-containing compound Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 claims description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 3
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 3
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 4
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims 2
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 claims 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 claims 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical class NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 3
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 3
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical compound ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 2
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 2
- VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N ammonium formate Chemical compound [NH4+].[O-]C=O VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N Chlorine Chemical compound ClCl KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920004890 Triton X-100 Polymers 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- RJNJWHFSKNJCTB-UHFFFAOYSA-N benzylurea Chemical compound NC(=O)NCC1=CC=CC=C1 RJNJWHFSKNJCTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- CNWSQCLBDWYLAN-UHFFFAOYSA-N butylurea Chemical compound CCCCNC(N)=O CNWSQCLBDWYLAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical class [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- HKOOXMFOFWEVGF-UHFFFAOYSA-N phenylhydrazine Chemical compound NNC1=CC=CC=C1 HKOOXMFOFWEVGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940067157 phenylhydrazine Drugs 0.000 description 1
- JOVOSQBPPZZESK-UHFFFAOYSA-N phenylhydrazine hydrochloride Chemical compound Cl.NNC1=CC=CC=C1 JOVOSQBPPZZESK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940038531 phenylhydrazine hydrochloride Drugs 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000007974 sodium acetate buffer Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
Description
<Desc/Clms Page number 1> Die Erfindung bezieht sich auf die Behandlung einer eine Flüssigkeit enthaltenden Bohrung durch Einführen einer stickstoffgasbildenden Lösung in die Bohrung zur Herbeiführung einer durch Gas bewirkten Verdrängung von Flüssigkeit aus der Bohrung. Im speziellen bezieht sich die Erfindung auf das Anstarten oder Initiieren der Förderung von einer Bohrung, die zufolge des hydrostatischen Druckes der in ihr enthaltenen Flüssigkeit "tot" ist, ohne die Bohrung reinigen zu müssen oder Stickstoff oder ein anderes Gas, das oberirdisch komprimiert worden ist, eindrücken zu müssen. Das erfindungsgemässe Verfahren zur Behandlung einer Bohrung, die mit einer ein Kohlenwasserstofffluidum enthaltenden Formation in Verbindung steht, aus welcher Bohrung die Förderung durch den hydrostatischen Druck von innerhalb der Bohrung enthaltener Flüssigkeit verhindert wird und in welchem Verfahren eine ausreichende Menge Flüssigkeit aus der Bohrung verdrängt wird, um den hydrostatischen Druck auf weniger als den Reservoirfluidumdruck zu vermindern, besteht darin, dass der hydrostatische Druck durch Bildung eines Gases in der Bohrung vermindert wird, welches Gas von wenigstens einer wässerigen flüssigen Lösung freigesetzt wird, die ein stickstoffgasbildendes Gemisch ausbildet oder enthält, welches Gemisch aus a) mindestens einer wasserlöslichen Verbindung, die mindestens ein Stickstoffatom enthält, an das wenigstens ein Wasserstoffatom gebunden ist und die in einem wässerigen Medium unter Bildung von gasförmigem Stickstoff und Nebenprodukten reagieren kann, die im wesentlichen gegenüber den Komponenten der Bohrung und der Reservoirformation inert sind, b) mindestens einem Oxydationsmittel, das mit der genannten stickstoffhältigen Verbindung unter Freisetzung des genannten Gases und der Nebenprodukte reagieren kann, und c) einer wässerigen Flüssigkeit besteht, welche die genannte stickstoffhältige Verbindung, das Oxydationsmittel und die Nebenprodukte der stickstoffgasliefernden Reaktion lösen oder homogen dispergieren kann. Gemäss einer Ausführungsform der Erfindung wird das stickstoffgasbildende Gemisch mit einer solchen Geschwindigkeit in einen Produktionsrohrstrang eingeführt, dass das Gas darin gebildet und am Kopf des Rohrstranges angesammelt wird. Das Gas wird anschliessend freigelassen, um die Förderung von Gas aus der Bohrung und dem Reservoir zu initiieren. Gemäss einer weiteren Ausführungsform der Erfindung kann die Zusammensetzung des gasbildenden Gemisches und seine Einführungsgeschwindigkeit so geregelt werden, dass zumindest ein Teil des Gases innerhalb der Poren der Reservoirformation gebildet wird. Gemäss einer weiteren Ausführungsform der Erfindung wird vor, während oder nach dem Eindringen des stickstoffgasbildenden Gemisches eine wässerige Lösung oder Dispersion eines schaumbildenden oberflächenaktiven Mittels injiziert, so dass ein Ablassen von Gas von der Bohrung ein Schäumen und einen"Sehaumtransport"von Flüssigkeit aus der Bohrung heraus induziert. Für die Zwecke der Erfindung geeignete wasserlösliche Aminostickstoffverbindungen, die wenigstens ein Stickstoffatom enthalten, an das wenigstens ein Wasserstoffatom gebunden ist und die mit einem Oxydationsmittel unter Ausbildung von Stickstoffgas in einem wässerigen Medium reagieren können, umfassen im wesentlichen alle wasserlöslichen Ammoniumsalze von organischen oder anorganischen Säuren, Amine, Amide und/oder über Stickstoff gebundene kohlenwasserstoffradikalsubstituierte Homologe solcher Verbindungen, so lange die substituierten Verbindungen in einer im wesentlichen äquivalenten Weise zu der Reaktion der Stammverbindungen hinsichtlich der Bildung von Stickstoffgas und Nebenprodukten reagieren. Diese Verbindungen sind flüssig oder lösen sich unter Ausbildung wässeriger Flüssigkeiten, die im wesentlichen gegenüber den Rohrleitungen, der Bohrung und der Reservoirformation inert sind. Als Beispiele für solche Verbindungen können Ammoniumchlorid, Ammoniumnitrat, Ammoniumacetat, Ammoniumformiat, Äthylendiamin, Formamid, Acetamid, Harnstoff, Benzylharnstoff, Butylharnstoff, Hydrazin, Phenylhydrazin, Phenylhydrazinhydrochlorid u. dgl. genannt werden. Unter diesen Verbindungen haben sich Ammoniumsalze, beispielsweise Ammoniumchlorid, Ammoniumformiat oder Ammoniumacetat, als besonders geeignet erwiesen. Die für das erfindungsgemässe Verfahren geeigneten Oxydationsmittel können im wesentlichen beliebige wasserlösliche Oxydationsmittel sein, die mit einer wasserlöslichen stickstoffhältigen Verbindung wie einem Ammoniumsalz oder einem Harnstoff oder einer Hydrazinverbindung, wie vorstehend beschrieben, unter Ausbildung von Stickstoffgas und der angegebenen Arten von Nebenprodukten reagieren können. Als Beispiele für solche Oxydationsmittel können A1kalimetallhypochlorite (die natürlich durch Einführen von Chlorgas in einen Strom einer alkalischen Flüssigkeit, die in die Bohrung eingedrückt wird, gebildet werden können), Alkalimetall-oder Ammoniumsalze der salpetrigen Säure, wie Natrium-, Kalium-oder Ammoniumnitrit, u. dgl. genannt werden. Die Alkalimetall- oder Ammoniumnitrite sind zur Verwendung mit stickstoffhältigen Verbindungen wie den Ammoniumsalzen besonders geeignet. <Desc/Clms Page number 2> Als wässerige Flüssigkeit eignet sich im Rahmen der Erfindung praktisch jedes beliebige verhältnismässig weiche Frischwasser oder eine Salzsole. Solche wässerigen flüssigen Lösungen weisen vorzugsweise einen Gesamtgehalt an gelöstem Salz von etwa 1 bis 100 Teilen pro Million und eine Gesamthärte, ausgedrückt in Kalziumionenäquivalenten, von nicht mehr als etwa 50 Teilen pro Million auf. Als schaumbildende oberflächenaktive Mittel eignen sich im Rahmen der Erfindung im wesentlichen alle solchen Mittel, die in einer wässerigen flüssigen Lösung, die die stickstoffhältige Verbindung und Oxydationsmittel enthält, gelöst oder dispergiert werden können und während der stickstoffgasbildenden Reaktion zwischen den stickstoffhältigen Verbindungen und dem Oxydationsmittel im wesentlichen inert bleiben. Als Beispiele von geeigneten oberflächenaktiven Mitteln können nichtionische und anionische oberflächenaktive Mittel, handelsübliche Natriumdodecylbenzolsulfonate, z. B. Siponate DS-10 ; Gemische der EMI2.1 Mittel, z. B. Triton X100 u. ähnl. oberflächenaktive Materialien genannt werden, die in wässerigen Flüssigkeiten löslich oder dispergierbar sind. Zur Steigerung der Viskosität einer wässerigen Lösung auf ein Ausmass, das die Wirksamkeit des Gases in der gasliftenden Flüssigkeit gemäss dem Verfahren fördert, können Wasser-Verdickungsmittel zu der Flüssigkeit zugesetzt werden. Solche Mittel können im wesentlichen beliebige wasserlösliche Polymere oder Gele sein, die in einer wässerigen Flüssigkeit, die die stickstoffhältige Verbindung und das Oxydationsmittel enthält, löslich sind und während der Stickstoffgas-liefernden Umsetzung zwischen diesen Mitteln im wesentlichen inert bleiben. Als Beispiele für geeignete wasserverdickende Mittel können Xanthangummipolymerlösungen, beispielsweise die unter den Bezeichnungen Kelzan oder Xanflood erhältlichen Produkte ; Hydroxyäthylzellulose, Carboxymethylzellulose, Guargummi u. ähnl. Verdickungsmittel genannt werden. Solche Verdickungsmittel sind besonders wirksam innerhalb einer verrohrten Bohrung. Sie verzögern die Aufsteiggeschwindigkeit von Gasblasen, so dass mehr Flüssigkeit durch das aufsteigende Gas entfernt wird. Solche Verdickungsmittel sind daher besonders wirksam bei solchen Behandlungen, bei denen der Hauptteil des Stickstoffgases innerhalb der Bohrung freigesetzt wird. Die Zusammensetzung des Stickstoffgas-bildenden Gemisches soll auf den Druck, die Temperatur und die Volumeneigenschaften des Reservoirs und die Bohrungskomponenten abgestimmt werden. Im allgemeinen wird die Gasbildungsgeschwindigkeit mit steigender Temperatur und steigender Konzentration der Reaktionspartner eher zunehmen. Bei bestimmten Reaktionskomponenten wird eine eher begrenzte Gasmenge produziert, wenn der Druck besonders hoch ist. Auf Grund von Berechnungen und/oder Versuchen kann die Zusammensetzung des gasbildenden Gemisches so eingestellt werden, dass das Volumen der Flüssigkeit, die dieses Gemisch darstellt oder enthält, nicht grösser sein muss als ungefähr das Volumen des Rohrstranges zuzüglich des Volumens des ringförmigen Raumes zwischen dem Rohrstrang und der Hülle, um eine Menge an Gas zu bilden, die genügend Flüssigkeit verdrängt, um den hydrostatischen Druck auf weniger als den Flüssigkeitsdruck in dem anschliessenden Teil des Reservoirs zu vermindern. Eine solche Flüssigkeit kann im Bohrloch zirkuliert werden, indem sie durch den Rohrstrang eingedrückt wird, während Flüssigkeit aus der Hülle abgezogen wird, ohne dass sie in das Reservoir eingedrückt wird. Unter bestimmten Bedingungen kann es anderseits vorteilhaft sein, einen beträchtlichen Strom von gashaltiger Flüssigkeit aus dem Reservoir zur Bohrung zu bewirken. In solchen Situationen kann die Zusammensetzung des Stickstoffgas-bildenden Gemisches im Verhältnis zur Umgebungstemperatur und dem Druck und der Temperatur des Reservoirs so eingestellt werden, dass die Gasbildungsgeschwindigkeit genügend niedrig ist, so dass ein beträchtlicher Anteil des gasbildenden Gemisches in das Reservoir eindringen kann. Die Freisetzung von Gas innerhalb des Behälters führt zu einer Steigerung des Flüssigkeitsdruckes in der Nähe der Bohrung und führt bei Abnahme von Gas aus der Bohrung zu einem verhältnismässig starken Einströmen von gashaltiger Flüssigkeit in die Bohrung. In der Folge wird in Form eines Beispieles auf ein Verfahren zur Abstimmung der Zusammensetzung des Stickstoffgas-bildenden Gemisches auf die Reservoir-Eigenschaften und die gewählte Behandlungsdauer Bezug genommen. Als gasbildende Reaktionskomponenten werden hiebei eine Aminostickstoffverbindung, die ein Ammoniumsalz ist, und ein Oxydationsmittel, das ein Alkalimetall- oder Ammoniumsalz der salpetrigen Säure ist, eingesetzt. Eine solche Zusammensetzung weist eine niedrigere Reaktionsge- <Desc/Clms Page number 3> schwindigkeit auf als beispielsweise eine Zusammensetzung, die Harnstoff und Hypochlorit als Reaktionskomponenten enthält. Eine solche Zusammensetzung kann daher an Stelle der letztgenannten verwendet werden, um a) eine geringere Reaktionsgeschwindigkeit bei einer gegebenen Temperatur und Konzentration oder b) eine ähnliche Reaktionsgeschwindigkeit bei einer höheren Temperatur oder Konzentration zu ergeben. Solche Reaktionskomponenten können auch verhältnismässig konzentrierte Lösungen ergeben, die die Menge an Wasser minimieren, das zur Induzierung der Gasbildung an der gewählten Stelle injiziert werden muss. Da überdies die Reaktionsgeschwindigkeit dieser Komponenten mit zunehmendem PH-Wert steigt, kann die Stickstoffgas-liefernde Reaktionsgeschwindigkeit einer Lösung dieser Komponenten a) bei einem verhältnismässig hohen PH-Wert gepuffert werden, bei dem die Bildungsgeschwindigkeit bei der Reservoirtemperatur verhältnismässig niedrig ist, u. zw. durch Zugabe von beispielsweise Natriumacetatpuffer oder einem andern verträglichen Puffer, der eine nahezu neutrale oder leicht alkalische Lösung schafft, oder b) bei einem verhältnismässig niedrigen PH-Wert gepuffert werden, bei dem die Bildungsgeschwindigkeit bei der Reservoirtemperatur verhältnismässig hoch ist, u. zw. durch Zugabe von beispielsweise einem Gemisch aus Essigsäure und Natriumacetat oder durch Zugabe eines andern verträglichen Puffers, der eine leicht saure Lösung schafft. Das erfindungsgemässe Verfahren eignet sich nicht nur zum Initiieren einer unterbrochenen Förderung von Gas von einer toten Bohrung, wie einer Gasbohrung oder einer Ölbohrung, es kann auch dazu benützt werden, um einen Schlag Behandlungsflüssigkeit in ein Reservoir einzubringen und diese Behandlungsflüssigkeit dann wieder aus dem Reservoir herauszuführen, ohne dass Reinigungseinrichtungen oder oberirdisch unter hohem Druck gesetztes Gas verwendet werden müssen. Eine solche Behandlung könnte das Eindrücken einer oder mehrerer Flüssigkeiten umfassen, beispielsweise eines Öllösungsmittels und/oder einer Säure oder einer Ablagerungen auflösenden Flüssigkeit, mit der die Perforationen und/oder die nahe Bohrzone durch Injizieren und anschliessendes Rückfliessen gewaschen werden sollen. Das Eindrücken und anschliessende Zurückfliessen der Behandlungsflüssigkeit kann in folgender Weise ausgeführt werden. Eine Folge von einem oder mehreren Schlägen von Behandlungsflüssigkeit wird einem Schlag oder Volumen der erfindungsgemäss vorgesehenen gasliefernden Flüssigkeit vorangeschickt, an den gewünschtenfalls ein Schlag oder Volumen einer inerten wässerigen Flüssigkeit angeschlossen werden kann. Dann wird die Aufeinanderfolge der Flüssigkeiten am Grund der behandelten Bohrung oder in der Nähe hievon verfolgt. So können beispielsweise die Flüssigkeiten aufeinanderfolgend in die Bohrung durch einen Rohrstrang (und/oder durch einen Ringraum um den Strang herum) so injiziert werden, dass die in der Bohrung bereits befindliche Flüssigkeit in das Reservoir verdrängt wird und das Einführen fortgesetzt wird, bis die Front der Behandlungsflüssigkeit am Boden der Bohrung oder in der Nähe hievon angelangt ist. In alternativer Weise kann die Sequenz auch so gestaltet werden, dass die Flüssigkeiten aufeinanderfolgend in einen Strom einer Flüssigkeit aufgenommen werden, die in die Bohrung zirkuliert wird (durch den Ringraum oder durch einen Rohrstrang) und dass die Flüssigkeitszirkulation abgebrochen wird, wenn die Front der Behandlungsflüssigkeit am Boden der Bohrung oder in dessen Nähe angelangt ist. Der Bohrkopf wird dann verschlossen, so dass das von der gasbildenden Flüssigkeit freigesetzte Gas oberhalb der Flüssigkeit innerhalb der Bohrung sich ansammelt, während es die Behandlungsflüssigkeit in das Reservoir verdrängt. Zumindest ein Teil des solcherart angesammelten Stickstoffgases wird dann freigelassen, um ein Zurückfliessen der Behandlungsflüssigkeit aus dem Reservoir in die Bohrung zu initiieren. Für den Fachmann ist es offensichtlich, dass dann, wenn die Bohrungstiefe und/oder Verrohrungsgrösse ausreichend sind, um einen beträchtlichen Teil des Stickstoffgas-bildenden Gemisches unterzubringen, die Zusammensetzung eines solchen Gemisches so eingestellt werden kann, dass ein beträchtliches Volumen an Druckgas gebildet werden wird. Das Injizieren und Rückführen der Schläge mit der Behandlungsflüssigkeit kann mehrere Male wiederholt werden, indem der Bohrkopf verschlossen wird, so dass das sich ansammelnde Gas einen Schlag an Behandlungsflüssigkeit injiziert, und durch Ablassen von Gas, so dass die Behandlungsflüssigkeit zurückfliesst, und abermaliges Schliessen des Bohrkopfes, so dass die Verdrängung von Behandlungsflüssigkeit in das Reservoir hinein wiederholt wird. Gemäss einem alternativen Verfahren zum Initiieren eines unterbrochenen Stromes von Förderflüssigkeit aus einer Bohrung, in der die Förderung durch den hydrostatischen Druck von Flüssigkeit in der Bohrung verhindert worden ist, wird aus dem gasbildenden Gemisch freigesetztes Gas in wenigstens einem der oberen Enden der Produktionsleitung oder des Ringraumes sammeln gelassen. Gemäss einer <Desc/Clms Page number 4> Ausführungsform wird Flüssigkeit im Kreislauf in den Kopf der einen Leitung eingeführt und am Kopf der andern Leitung abgenommen, bis ein Schlag oder Schuss der gasbildenden Flüssigkeit in wenigstens einer der Leitungen enthalten ist. Der Kopf der die gasbildende Flüssigkeit enthaltenden Leitung wird dann geschlossen, während der Kopf der andern Leitung offen bleibt. Wenn das Gas gebildet wird, so sammelt es sich zu Beginn oberhalb der Flüssigkeit in der geschlossenen Leitung und verdrängt die Flüssigkeit hinunter zum Boden dieser Leitung und hinaus über den offenen Kopf der andern Leitung. Wenn das Volumen des solcherart gebildeten Gases genügend gross ist und/oder die gasbildende Flüssigkeit in beide Leitungen injiziert wird, so werden wenigstens einige Teile der Flüssigkeit durch eine Gaslift-ähnliche Wirkung des gebildeten Gases verdrängt. Wenn die gasbildende Flüssigkeit in beiden Leitungen enthalten ist, können die Köpfe beider Leitungen offen bleiben. Gemäss einem weiteren alternativen Verfahren zum Initiieren eines Gasflusses wird die Zusammensetzung einer gasbildenden Flüssigkeit auf die Temperatur und Injizierbarkeitseigenschaften des Reservoirs abgestimmt und die Flüssigkeit in das Reservoir in einer solchen Weise injiziert, dass ein beträchtlicher Anteil des Gases innerhalb der Reservoirformation gebildet wird. Gewünschtenfalls kann ein Paar von Rohrleitungen wie ein Rohrstrang und der Ringraum zwischen dem Strang und einem umgebenden Rohrstrang dazu benützt werden, um einen Schlag der Behandlungsflüssigkeit relativ rasch zum Boden der Bohrung zu zirkulieren und dann diese Flüssigkeit in die Reservoirformation auf eine Art und Weise einzubringen, die die Gesamtzeit, während der die gasbildende Flüssigkeit der Reservoirtemperatur ausgesetzt wird, bevor sie in die Reservoirformation eintritt, vermindert. Eine besonders geeignete gasbildende Flüssigkeit zur Verwendung in einem solchen Verfahren ist eine solche, in der die stickstoffhältige Reaktionskomponente ein Ammoniumsalz ist und die oxydierende Reaktionskomponente ein Alkalimetall- oder Ammoniumnitrit ist. PATENT ANSPRÜCHE : 1. Verfahren zur Behandlung einer Bohrung, die mit einer ein Kohlenwasserstofffluidum enthaltenden Formation in Verbindung steht, aus welcher Bohrung die Förderung durch den hydrostatischen Druck von innerhalb der Bohrung enthaltener Flüssigkeit verhindert wird, in welchem Verfahren eine ausreichende Menge Flüssigkeit aus der Bohrung verdrängt wird, um den hydrostatischen Druck auf weniger als den Reservoirfluidumdruck zu vermindern, dadurch gekennzeichnet, dass der hydrostatische Druck durch Bildung eines Gases in der Bohrung vermindert wird, welches Gas von wenigstens einer wässerigen flüssigen Lösung freigesetzt wird, die ein Stickstoffgas-bildendes Gemisch ausbildet oder enthält, welches Gemisch aus a) mindestens einer wasserlöslichen Verbindung, die mindestens ein Stickstoffatom enthält, an das wenigstens ein Wasserstoffatom gebunden ist und die in einem wässerigen Medium unter Bildung von gasförmigem Stickstoff und Nebenprodukten reagieren kann, die im wesentlichen gegenüber den Komponenten der Bohrung und der Reservoirformation inert sind, b) mindestens einem Oxydationsmittel, das mit der genannten stickstoffhaltigen Verbindung unter Freisetzung des genannten Gases und der Nebenprodukte reagieren kann, und c) einer wässerigen Flüssigkeit besteht, welche die genannte stickstoffhältige Verbindung, das Oxydationsmittel und die Nebenprodukte der stickstoffgasliefernden Reaktion lösen oder homogen dispergieren kann.
Claims (1)
- 2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Bohrung wenigstens zwei Leitungen aufweist, die nahe ihren unteren Enden miteinander in Verbindung stehen und dass das freigesetzte Gas in einer der Leitungen nahe dem Kopf derselben gesammelt wird und dass wenigstens ein Teil der Flüssigkeit in der Bohrung aus der Bohrung über die andere Leitung verdrängt wird. EMI4.1 wird, dass im wesentlichen das gesamte, von jedem Anteil der injizierten Flüssigkeit gebildete Stickstoffgas produziert wird, während dieser Anteil der Flüssigkeit in dem Rohrstrang ist und dass im wesentlichen das gesamte solcherart gebildete Gas am Kopf des Rohrstranges angesammelt wird. <Desc/Clms Page number 5>5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das gasbildende Gemisch zumindest teilweise in die Formation injiziert wird.6. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch die Aufeinanderfolge der nachstehenden Stufen : Injizieren eines Schlages von Behandlungsflüssigkeit in die Bohrung ; Injizieren in die Bohrung nach dem Schlag mit Behandlungsflüssigkeit von wenigstens einer wässerigen flüssigen Lösung, die das Stickstoffgas-bildende Gemisch darstellt oder enthält ; Verschliessen der Bohrung und Freisetzenlassen von Stickstoffgas zur Verdrängung von wenigstens einem Teil der Behandlungsflüssigkeit zu der zu behandelnden Stelle ;Behandeln der Stelle mit der Behandlungsflüssigkeit ; und Fördern von Flüssigkeit aus der Bohrung durch Ausströmenlassen von Gas, das von dem Stickstoffgas-bildenden Gemisch freigesetzt worden ist, so dass der Schlag mit Behandlungsflüssigkeit aus der Bohrung wieder herausgefördert wird. EMI5.1 dass als stickstoffhältige Verbindung ein Ammoniumsalz und als Oxydationsmittel ein Alkalimetali- oder Ammoniumnitrit eingesetzt wird. EMI5.2 dass das Stickstoffgas-bildende Gemisch im wesentlichen aus einer wässerigen Lösung von Ammoniumchlorid und Natriumnitrit besteht. EMI5.3 dass das Stickstoffgas-bildende Gemisch im wesentlichen aus einer wässerigen Lösung von Harnstoff und Natriumhypochlorit besteht. EMI5.4 dass das Stickstoffgas-bildende Gemisch im wesentlichen aus einer wässerigen Lösung von Harnstoff und Natriumnitrit besteht.EMI5.5 dass die injizierte Lösung ein Puffermittel, z. B. Natriumacetat oder Natriumacetat/Essigsäure, zur Aufrechterhaltung eines die Reaktionsgeschwindigkeit regelnden PH-Wertes enthält. EMI5.6 dass die Injizierung des Stickstoffgas-bildenden Gemisches in die Bohrung von einer Injizierung einer wässerigen flüssigen Lösung oder Dispersion eines schaumbildenden oberflächenaktiven Mittels, z. B.Alkylbenzolsulfonate oder Fettsäureseifen, in die Bohrung begleitet wird. EMI5.7 dass die Injizierung des Stickstoffgas-bildenden Gemisches in die Bohrung von einer Injizierung einer wässerigen flüssigen Lösung oder Dispersion eines Wasserverdickungsmittels, z. B. Xanthangummi oder Carboxymethylzellulose, begleitet wird.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
AT114079A AT359951B (de) | 1979-02-14 | 1979-02-14 | Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrung |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
AT114079A AT359951B (de) | 1979-02-14 | 1979-02-14 | Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrung |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ATA114079A ATA114079A (de) | 1980-05-15 |
AT359951B true AT359951B (de) | 1980-12-10 |
Family
ID=3507460
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
AT114079A AT359951B (de) | 1979-02-14 | 1979-02-14 | Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrung |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
AT (1) | AT359951B (de) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AT396500B (de) * | 1989-12-15 | 1993-09-27 | Bauer Kaba Ag | Flachschlüsselrohling, flachschlüssel sowie zugehöriger schliesszylinder |
-
1979
- 1979-02-14 AT AT114079A patent/AT359951B/de not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AT396500B (de) * | 1989-12-15 | 1993-09-27 | Bauer Kaba Ag | Flachschlüsselrohling, flachschlüssel sowie zugehöriger schliesszylinder |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ATA114079A (de) | 1980-05-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60308431T2 (de) | Geschäumte Säurebehandlungsflüssigkeit | |
DE2823000C2 (de) | Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
US3421582A (en) | Secondary oil recovery process | |
DE2008966C3 (de) | Verfahren zur Steigerung der Permeabilität siliciumhaltiger Formationen | |
DE112010004042T5 (de) | Kohlenwasserstoffbetriebsfluide und Verfahren zu deren Verwendung | |
DE3235845A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur aufspaltung einer unterirdischen stratigraphischen schichtenbildung | |
EP0577931A1 (de) | Verfahren zur Verringerung oder vollständingen Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas | |
DE1956820B1 (de) | Verfahren,Saeureloesung,Loesungsmittel und OEl zur Steigerung der Permeabilitaet siliziumhaltiger Formationen | |
DE2303654A1 (de) | Behandlungsfluessigkeit zur verwendung in bohrloechern durch unterirdische formationen | |
DE1286477B (de) | Verfahren zum Behandeln von Kalkgestein mit einer durch Bohrloecher eingefuehrten Saeureloesung | |
AT359951B (de) | Verfahren zur behandlung einer eine fluessigkeit enthaltenden bohrung | |
DE819386C (de) | Verfahren zur sekundaeren Gewinnung von OEl | |
DE2727700A1 (de) | Verfahren zur vorbehandlung einer erdoelfuehrenden unterirdischen formation zum gewinnen von erdoel durch fluten mit einer hydrophiles, viskositaetssteigerndes polymerisat enthaltenden fluessigkeit | |
DE1758872B1 (de) | Vorspuelfluessigkeit fuer das Saeuern kalkhaltiger erdoel- und wasserenthaltender Formationen | |
EP0014267B1 (de) | Verfahren zur Behandlung eines Bohrloches für das Ingangsetzen der Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen durch Einspritzen einer Stickstofferzeugenden Flüssigkeit | |
DE2259105A1 (de) | Verfahren zur behandlung einer zur foerderung ungeeigneten unterirdischen erdoelhaltigen formation | |
AT385087B (de) | Verfahren zur absicherung von geologischen formationen und bohrungen zur durchfuehrung des verfahrens | |
CA1096768A (en) | Starting hydrocarbon fluid production by injecting nitrogen-generating liquid | |
AT300695B (de) | Verfahren zum Umwälzen eines wässerigen Gas-in-Flüssigkeit-Schaumes in einem Bohrloch und Bohrloch-Spülungsmittel zur Durchführung des Verfahrens | |
DE1758872C (de) | Vorspulfliissigkeit fur das Sauern kalkhaltiger erdöl und wasserenthaltender Formationen | |
DE2933037C2 (de) | Verfahren zur Herstellung vertikaler, linearer Bruchstellen in einer unterirdischen produzierenden Formation | |
WO2014206970A1 (de) | Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält | |
AT331746B (de) | Verfahren zur sekundaren ausbeutung von erdollagerstatten | |
DE1956573C3 (de) | Bohrloch-Spülungsmittel | |
DE1956820C (de) | Verfahren, Säurelösung, Lösungsmittel und Öl zur Steigerung der Permeabilität siliziumhaltiger Formationen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
ELJ | Ceased due to non-payment of the annual fee | ||
REN | Ceased due to non-payment of the annual fee |