DE1286477B

DE1286477B - Verfahren zum Behandeln von Kalkgestein mit einer durch Bohrloecher eingefuehrten Saeureloesung

Info

Publication number: DE1286477B
Application number: DEH60694A
Authority: DE
Inventors: Knox John Arden; Dill Walter
Original assignee: Halliburton Co
Current assignee: Halliburton Co
Priority date: 1965-10-23
Filing date: 1966-10-08
Publication date: 1969-01-09
Also published as: US3343602A

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Behandeln von Kalkgestein mit einer durch Bohrlöcher eingeführten Säurelösung und einer oberflächenaktiven Verbindung zur Verlängerung der Reaktionszeit.
Gas, Öl und Wasser enthaltende Kalkgesteine werden häufig mit Säure behandelt, um die Förderung der genannten Stoffe aus der unterirdischen Lagerstätte zu erhöhen. Durch Einbringen von Säure werden verstopfende Materialien aus natürlich auftretenden Aufbrüchen entfernt, die hierbei vergrößert werden, oder es werden Spalten erzeugt, die durch die Säure geätzt und dadurch äffen bleiben, so daß eine hohe Fließkapazität erhalten wird.
Die Wirkung der Säure auf das Kalkgestein ist von verschiedenen Faktoren abhängig, wie Säurekonzentration, Temperatur,-' Geschwindigkeit, spezielle Art des Kalkgesteins sowie das Verhältnis der Gesteinoberflächenzone zum'Säurevolumen. ' -Daher kann die Säure bei derartigen Bohrlochbehandlungen nur bis zu einer bestimmten Grenze in die Formation gepumpt werden, bis sie verbraucht ist. Wenn die verbrauchte Säure weiter in die Formation gepumpt wird, dehnt sie zwar den Aufbruch aus, der sich aber mit nachlassendem Druck wieder vollständig verschließen kann.
Um die Reaktionszeit der Säurelösung zu verlängern, hat man bereits im Laufe eines Verfahrens eine oberflächenaktive Verbindung der Säurelösung - zugesetzt. Hierdurch wird zwar die Reaktionszeit der Säureeinwirkung verzögert und eine längere und gleichmäßigere Einwirkung der Säure auf das Gestein erreicht, jedoch stören sich die zugesetzten Chemikalien und die Säure gegenseitig, und der gewünschte Effekt wird dadurch beeinträchtigt.
Die Erfindung hat sich die Aufgabe gestellt, diesen Nachteil zu vermeiden. Gemäß der Erfindung wird die oberflächenaktive Verbindung einer öligen Flüssigkeit zugesetzt und mit dieser das Kalkgestein vor dem Einbringen der Säurelösung behandelt.
Es wird also das Kalkgestein zunächst mit einer Öllösung vorbehandelt, die ein einen Ölfilm bildendes Mittel enthält, und. erst dann erfolgt die Säuerung.
Die kalkige Formationsoberfläche wird daher ölbenetzt, bevor sie in Berührung mit Säure gelangt. Aus dem Öl und dem Mittel zur Bildung eines Ölfilms wird ein zäher Film gebildet, wobei das den Ölfilm bildende Mittel nur zur Bildung und Aufrechterhaltung eines Ölfilms auf der Oberfläche des Kalkgesteins dient.
Dieser Ölfilm verringert die Reaktionsgeschwindigkeit der Säure mit dem Kalkgestein während der darauf folgenden Säuerung wesentlich.
Als den Ölfilm bildende Mittel eignen sich besonders öllösliche oder teilweise öllösliche Benetzungsmittel einschließlich der einen Film bildenden, im Bohrloch wirksamen Korrosionsverhinderer, die im allgemeinen zur Vermeidung von Korrosionen auf Bohrlochausstattungen verwendet werden.
Typisch für diese Stoffe sind die primären und sekundären Aminsalze von Fettsäuren und Naphthensäuren. Andere Verbindungen, die für diesen Zweck verwendet werden können, sind langkettige, öllösliche oder schwach öllösliche Amine, langkettige öllösliche quartäre Ammoniumverbindungen, langkettige öllösliche oder schwach öllösliche Schwefelsäuren und Salze, davon einschließlich Salze aus bi- und tri-metallischen Salzen, und langkettige öllösliche organische Säuren. Es können auch andere Benetzungsmittel mit ähnlichen Lösbarkeiten verwendet werden.
Die den Ölfilm bildenden Mittel werden im Ölmedium in einer Menge angewandt, die zur Bildung eines zähen Ölfilms auf dem Kalkgestein ausreicht und in der Ordnung von etwa 0,3 bis 25 Gewichtsprozent des Mittels liegt. Dieses Ölmedium wird vor der Säuerung in Form einer Öllösung in die der Bohrlochwand benachbarte Formation eingebracht und kann zur Verbesserung des Eindringens vorher erhitzt werden.
Das Ölmedium dringt in die bereits vorhandenen und während der Behandlung erzeugten Porenräume und Aufbrüche des Kalkgesteins ein und bildet einen schützenden öligen überzug, bevor die Säure diese Poren und Aufbrüche berührt. Es ist anzunehmen, daß dieser Film länger bestehen bleibt, so- daß er einen Kontakt der Säure mit den Poren und Aufbrüchen des Kalkgesteins verhindert.
Die hierdurch erreichte Verzögerung der Reaktionszeit der Säure hängt von der Zähigkeit des Films ab, sie verlängert aber auf jeden Fall die Dauer der Säureeinwirkung,. d. h., die Säure verbraucht sich langsamer, als es ohne den genannten Film der Fall wäre.
Die nach der Bildung des Films auf der kalkigen Oberfläche aufgebrachte Säure kann die gleiche sein wie sie üblicherweise bei Bohrlochsäuerungen verwendet wird, einschließlich Salzsäure, Flußsäure, Essigsäure, Ameisensäure, Mischungen davon und Kombinationen von einer oder mehreren dieser Säuren mit oberflächenaktiven Mitteln.
Die Verwendung von oberflächenaktiven Mitteln in der Säure bringt eine zusätzliche Verzögerung der Säureeinwirkung auf das Kalkgestein. In diesem Fall wird durch das erfindungsgemäße Vorspülen des Bohrloches mit einer öligen Flüssigkeit, der eine oberflächenaktive Verbindung zugesetzt worden ist, und das Säuern mit einer Säure, der ebenfalls oberflächenaktive Mittel zugesetzt sind, ein doppelter Verzögerungseffekt erzielt.
Zur Verlängerung der Reaktionszeit von Säuren im Sinne der Erfindung kann beispielsweise eine Vorspülung des Bohrloches mit einer Kerosinlösung mit einer einprozentigen Beimischung von Magna 67, Kontol 147 und Cronox 225 erfolgen.
Magna 67 ist ein Diaminsalz hohen Molekulargewichts einer Fettsäure, die in einem Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel aufgelöst wurde. Kontol 147 ist ein Tretolit-Produkt und setzt sich aus vermischten Salzen von Ringamiden hohen Molekulargewichts und Mono- und Polykarbonsäuren und oxyalkylierten Fettsäuren zusammen. Die aktiven Bestandteile werden in einem aromatischen Lösemittel und Alkohol aufgelöst. Cronox 225 ist ein Aquaness-Produkt, enthaltend eine Mischung einer 35o/oigen aktiven Lösung eines Aminsalzes, einer 70o/oigen aktiven Lösung eines Alkydharzes und einen Komplex von nicht ionischem Ester hohen Molekulargewichts.
Es haben sich auch andere Öle mit 10o/oiger Beimischung der vorgenannten Substanzen bewährt. Als öl kann unter anderem Tallöl verwendet werden. Auch andere Mineralöle und Dieselöle sind brauchbar. Zweckmäßig hat das verwendete Öl ungefähr die gleiche Viskosität wie Kerosin. Dem Öl kann ein Flüssigkeitsverlustzusatz zugefügt werden, z. B. eine ölbenetzte Vorspül-Lösung, um ein tieferes Eindringen der den Ölfilm bildenden Lösung in einen Auf- Bruch zu ermöglichen, bevor die oberflächenaktive Verbindung vollständig durch die Porosität des Kalkgesteins verlorengeht. Das den Ölfilm bildende Mittel wird zweckmäßig am Tage oder einige Tage vor Ausführung der Säuerungsarbeiten in die Bohrung eingebracht.
Die verwendeten öligen und/oder säuernden Flüssigkeiten werden in der gleichen Weise wie andere Bohrlochbehandlungsflüssigkeiten in die das Bohrloch umgebende Formation eingebracht, wobei die Flüssigkeiten unter Verwendung von bekannten Verfahren und Vorrichtungen in die Bohrung und weiter an die gewünschten Orte in der Formation gepumpt werden. Nachdem die Flüssigkeiten in die Formation eingebracht sind, kann die Bohrung verschlossen werden, z. B. um der Säure Zeit zu lassen, die Formation anzugreifen. Die Flüssigkeiten können beispielsweise durch Pumpen, Schlämmen oder Förderung der Bohrung wieder entfernt werden.

Claims

Patentansprüche: 1. Verfahren zum Behandeln von Kalkgestein mit einer durch Bohrlöcher eingeführten Säurelösung und einer oberflächenaktiven Verbindung zur Verlängerung der Reaktionszeit, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, daß die oberflächenaktive Verbindung einer öligen Flüssigkeit zugesetzt und mit dieser das Kalkgestein vor dem Einbringen der Säurelösung behandelt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als Benetzungsmittel ein lankkettiges öllösliches Aminsalz einer Fettsäure verwendet wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als Benetzungsmittel eine langkettige öllösliche quartäre Ammoniumverbindung verwendet wird.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß als Benetzungsmittel eine langkettige organische Säure verwendet wird.
5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Kalkgestein mit einer Mischung aus einem Öl und 0,3 bis 25 Gewichtsprozent des oberflächenaktiven Mittels und anschließend mit der Säurelösung behandelt wird. G.
Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Kalkgestein nach dem Einbringen des mit dem oberflächenaktiven Mittel vermischten Öls mit Salzsäure behandelt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit Kerosin verwendet wird, dem das oberflächenaktive Mittel zugesetzt wird. B.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit ein Gemisch von Öl und Natriumsalz der Oleinsäure verwendet wird.
9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit ein Gemisch von öl und Kalziumsalz Postlaurylbenzol-Overhaed-Sulfonat verwendet wird.
10. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit ein Gemisch von Öl und Tallöl-Fettsäure verwendet wird.
11. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit ein Gemisch von Öl und Salzen von Ringamiden hohen Molekulargewichts, Monokarbonsäure, Polykarbonsäure und oxyalkylierte Fettsäure verwendet wird.
12. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als ölige Flüssigkeit ein Gemisch von Öl und Diaminsalz hohen Molekulargewichts einer Fettsäure verwendet wird.