DE2416354A1

DE2416354A1 - Verfahren zum verbessern des verhaeltnisses von oel zu wasser bei oelbohrungen

Info

Publication number: DE2416354A1
Application number: DE19742416354
Authority: DE
Inventors: Jerry Emile Boothe; Geb Spicers Nancy Sew Sherwood; Miklos Tamas Szabo
Original assignee: Calgon Corp
Current assignee: Calgon Corp
Priority date: 1973-04-05
Filing date: 1974-04-04
Publication date: 1974-10-24
Also published as: BE812924A; AU6714974A; FR2224636A1; NL7403616A

Description

bei Ölbohrungen

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum bevorzugten Vermindern oder Unterdrücken der Wasserförderung aus unterirdischen Öl- oder Gaslagerstätten.

Bei der Förderung von Öl aus frei auslaufenden oder unter künstlichem Wassertrieb stehenden Lagerstätten liefern die Bohrungen schliesslich so grosse Mengen an Salzwasser, dass dies eine ernsthafte Schwierigkeit für den weiteren Betrieb darstellt, und es kommt der Zeitpunkt, zu dem die Förderung von Salzwasser zum Aufgeben der Bohrung zwingt. Die Kosten der Förderung von Salzsole an die Erdoberfläche und zur Trennung derselben von dem Öl stellen einen wirtschaftlichen·Verlust dar, und ausserdem ist es vielfach schwierig, das Abwasser zu beseitigen. Noch wichtiger ist, dass das Gesamtflüssig-•keitsvolumen, das pro Tag gefördert werden kann, oft durch das Bohrloch und die Hebeanlage begrenzt ist, so dass eine unnötige Wasserförderung die Ölförderungsgeschwindigkeit unnötig

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herabsetzt. Vielfach. liefert ein !eil der Lagerstätte prak-~-" tisch mir Salzwasser, während der Rest des Abschnittes erhebliche Mengen öl liefert. Wenn die förderung aus dem Teil der Lagerstätte, der praktisch mir Wasser liefert, unterbunden oder beschränkt wird, werden das Hantieren und die Beseitigung grosser Wassermengen vermieden. Dies führt zu erheblichen Ersparnissen in den Betriebskosten, zur Vermeidung von unnötiger Erschöpfung des- Wassertriebs und zu einer erhöhten !Förderung aus dem verbleibenden Q!abschnitt, was eine höhere G-esamtförderung und einen höheren Gewinn bedingt.

Man hat bereits versucht, die Förderung von Wasser durch Verfüllen der unteren Wasserabschnitte des Förderabsehnitts mit Zement, Kunststoff oder anderen ähnlichen Stoffen oder durch Abzementieren des ganzen Förderabschnitts und nachträgliches selektives Wiederdurchlochen des ölliefernden Teils desselben zu vermindern. Diese Verfahren haben aber Nachteile. Erstens sind sie kostspielig, und zweitens ist es oft schwierig oder unmöglich, vorher zusagen, welcher Teil des Förderabschnitts Wasser und welcher Teil noch Öl liefert. Vielfach wird der falsche Abschnitt unter Förderung gehalten, und unter Umständen befindet sich der ganze Förderabschnitt im wesentlichen in dem gleichen Erschöpfungsgrad. Neuerdings hat man einen Ölsehlammzement verwendet in der Annahme, dass in Anbetracht des ümstandes, dass der Schlamm kein Wasser enthält, der Zement zum Abbinden Formationswasser benötigen würde und dadurch die Wasser produzierende Zone abzementiert werden würde. Mit diesem Verfahren sind jedoch wegen seiner arteigenen Schwächen und seiner Betriebsschwierigkeiten kaum Erfolge erzielt worden.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, das Problem der Wasserförderung durch bevorzugte Verminderung der Binströmungsgeschwindigkeit von Wasser in die Bohrung ohne Verminderung der Einströmung von Ql zu lösen und auf diese Weise eine erhöhte tägliche fletto-Ölförderung zu erreichen. Das erfindungsgemässe Verfahren besteht darin, dass man in die. Formation durch eine in Förderung befindliche Bohrung eine wesentliche Menge

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einer wässrigen Lösung eines Copolymerisate aus 2-Acrylamidö-2-methylpropylsulfonsäure (nachstehend abgekürzt als AMPSA) und Aerylsäureamid (nachstehend abgekürzt als AM) einpresst. Das Molverhältnis von AMPSA zu AM kann im Bereich von 3:97 bis 60:4-0 liegen; vorzugsweise arbeitet man jedoch mit einem MoI-Terhältnis von AMPSA zu AM von 5 bis 25:95 bis 75, während 0 bis 50 fa der Araidgruppen zu Garbonsäuregruppen hydrolysiert sein können. Im allgemeinen wird bevorzugt, dass die polymeren Behandlungsmittel gemäss der Erfindung ein hohes Molekulargewicht von mindestens etwa 100 000 aufweisen. Ferner können die Copolymerisate erfindungsgemäss gegebenenfalls vernetzt sein.

Ähnliche Behandlungsverfahren sind in den US-PSen 3 087 54-3 und 3 308 885 beschrieben; jedoch offenbart keine dieser beiden Patentschriften Copolymerisate aus 2-Aerylamido-3-methylpropylsulfonsäure und Acrylsäureamid.

Die Konzentration des Behandlungsmittels in der in das Bohrloch eingepumpten wässrigen lösung kann innerhalb weiter Grenzen, nämlich von etwa 1 ppm bis 5 Gewichtsprozent, variieren. Die günstigste Konzentration richtet sich weitgehend nach dem Yolumen des Lagerstättenwassers, mit dem die Behandlungslösung in der Formation verdünnt wird. Vorzugsweise stellt man die Konzentration des Behandlungsmittels und das Yolumen der eingepressten wässrigen Lösung so ein, dass die Konzentration des Behandlungsmittels in dem Formationswasser etwa 0,01 bis 0,5 Gewichtsprozent beträgt. Ferner beträgt vorzugsweise das Volumen der eingepressten wässrigen Lösung etwa 0,02 bis 5 $> des ölvolumens in dem Ölgewinnungsbereich rings um die betreffende, in Förderung befindliche Bohrung herum.

Zur Durchführung des Verfahrens gemäss der Erfindung kann man sich herkömmlicher Einpressmethoden bedienen, d»h. die zu behandelnde Bohrung wird, falls erforderlich, mit Packern versehen und das wässrige Behandlungsmittel, falls erforderlich, mit Hilfe einer am Bohrlochkopf befindlichen herkömmlichen Pumpanlage abwärts durch das Bohrloch in die Lagerstättenfor-

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mation gepumpt. Normalerweise kann das Einpressen in etwa 1/2 Ms 3 Tagen beendet sein, worauf man die Bohrung praktisch sofort wieder auf Förderung schalten kann. Die zu Anfang nach der Behandlung aus der Bohrung gewonnene Flüssigkeit zeigt ein stark vermindertes Verhältnis von Wasser zu Öl, und die Förderung kann mehrere Wochen oder Monate "bei verbesserter Ölgewinnung und verminderter Wasserförderung fortgesetzt werden. Allmählich beginnt aber das Verhältnis von Wasser zu Öl wieder anzusteigen, und wenn dieses Verhältnis einen unerwünscht hohen Wert erreicht, kann die Bohrung wieder stillgelegt und die Behandlung wiederholt werden, um die Förderung zu verbessern.

Das Verfahren gemäss der Erfindung ist zur Behandlung prak- " tisch jeder Art von Förderbohrung geeignet, gleich ob es sich um eine Ölbohrung oder eine Gasbohrung handelt. Die Bohrung kann eine frei auslaufende Bohrung sein, oder es kann sich um eine im Stadium der sekundären Gewinnung befindliche Bohrung handeln, in die ein Flutungsmittel oder ein gasförmiges Treibmittel auf dem Wege über eine benachbarte Bohrung eingepresst wird. Es wird angenommen, dass bei solchen- sekundären Gewinnungsarbeiten die Behandlung der in Förderung stehenden Bohrung zur selektiven Umlenkung von Lagerstättenwasser zu anderen Bohrungen oder zu benachbarten, Wasser führenden Strukturen führt, wobei das Verhältnis von Wasser zu Öl in der aus der in Förderung stehenden Bohrung gewonnenen Flüssigkeit vermindert wird.

Beispiel 1

Dieses Beispiel zeigt, dass die Durchlässigkeit eines porösen Mediums für Salzsole erheblich abnimmt, wenn das poröse Medium, mit einer wässrigen Lösung eines Copolymerisate aus Acrylsäureamid und 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure behandelt wird.

Als poröses Material dient Sand, der eine Durchlässigkeit von 4-60 md aufweist. Der Sand wird unter Salzsole in einen Sandhalter aus Plexiglas eingefüllt. Die Sandpackung hat eine Lan-

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ge von 6 cm und eine Querschnittsfläche von 28,5 cm . Zunächst wird 2-prozentige Kochsaisslösung mit konstanter Strömungsgeschwindigkeit durch den Sand gepresst. Der Einpressdruck wird gemessen, sobald er sich stabilisiert hat. Dann wird eine Lö- · sung von 300 mg Polymerisat je Liter 2-prozentiger Kochsalzlösung durch die Sandpackung hindurchgepresst. Dabei wird die gleiche Strömungsgeschwindigkeit innegehalten wie bei dem Einpressen der Kochsalzlösung. Der Einpressdruck wird ständig überwacht. Der Polymerisats tr ömungs-Widerstandsfaktor (R₁₃) wird als das Verhältnis des Einpressdruckes beim Hindurchpressen von Polymerisatlösung zu dem Einpressdruck beim Hindurchpressen von Kochsalzlösung ausgedrückt. Sobald die Menge der eingepressten Polymerisatlösung das Fünffache des Porenvolumens erreicht hat, hört man mit dem Einpressen der Polymerisatlösung auf. In der nächsten Verfahrensstufe wird Kochsalzlösung mit der zuvor angewandten Strömungsgeschwindigkeit durch die Sandpackung hindurchgepresst. Wiederum wird der Einpressdruck überwacht. Der Salzsolespülungs-Widerstandsfaktor (R-n-ni) wird als das Verhältnis des bei der Salzsolespülung auftretenden Druckes zu dem beim ersten Einpressen von Salzsole auftretenden Druck ausgedrückt.

In labelle I sind die Widerstandsfaktoren angegeben, die bestimmt worden sind, nachdem das Fünffache des Porenvolumens an den betreffenden Flüssigkeiten in die Sandpackung eingepresst worden ist.

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C-1033	&	e 1 2	le I	241	6354
	T a b e 1		$> Hydrolyse
Versuch Eir.	AM/AMPSA- Copolymerisat, Mol-36 AMPSA	0		_E
t	15	20	2,235	1,320
2	15	0	1,909	1,448
3	35	0	2,548	1,340
4	51	30	2,570	1,520
VJl	51	0	1,431	1,114
6	100		1,4.07	1,052
B e i s ρ i

Dieses Beispiel zeigt, dass ein Copolymerisat aus Aerylsäureamid und 2-Acrylamido~2-methylpropylsulfonsäure bei der Behandlung einer in Förderung "befindlichen Bohrung die Durchlässigkeit für Salzlösung stärker herabsetzt als ein Homopolymerisat des Acrylsäureamids.

Man arbeitet nach dem gleichen Verfahren und mit der gleichen Lösungskonzentration wie in Beispiel 1. Jedoch hat der Sand in diesem Falle eine Durchlässigkeit für Salzsole von 70 md. .

Tabelle II zeigt die bei Yersuch 2 erhaltenen Ergebnisse.

Tabelle II Polymerisat aus

55 f* 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure
+ 65 $> Acrylsäureamid

Acrylsäureamid

Beispiel 3

Die nachstehenden Tabellen zeigen die Wirksamkeit eines Copolymerisat s aus Acrylsäureamid und 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure für die Behandlung von in Förderung befindlichen Ölbohrungen. Diese-Versuche zeigen, dass nach der Behänd-

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	Hydrolyse	3	^Rp	2	^BF
ethyl- id	0	3	,211	1	,352
	18	,011	,767

0-1033 .. ; ^

lung eines porösen Materials, wie "Millipore"-Filterpapier, mit einer wässrigen Lösung eines Copolymerisate aus Acrylsäureamid und 2-Aerylamido-2-methylpropylsulfonsäure die Durchlässigkeit für die wässrige Phase erheblich geringer ist als vorher, während die Durchlässigkeit für die Kohlenwasserstoffphase unverändert geblieben ist oder nur wenig abgenommen hat.

Zunächst werden 100 ml 2-prozentige Kochsalzlösung durch eine ausgewählte Grosse von "Millipore"-Filterpapieren unter konstantem Druck von 1 kg/cm gepumpt. Die zum Durchpressen dieses Volumens von Kochsalzlösung erforderliche Zeit wird bestimmt. Dann werden 100 ml Leuchtöl durch das gleiche Papier hindurchgepresst, wobei wiederum die Zeit gemessen wird. Nach dem Durchfluss des leuchtöls werden einige Milliliter einer Lösung von 1000 mg Oopolymerisat aus Acrylsäureamid und 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure je Liter 2-prozentiger Kochsalzlösung durch das Filterpapier hindurchgepresst. Sodann werden wieder 100 ml Leuchtöl durch das gleiche Filterpapier hindurchgepumpt. Wiederum wird die dafür benötigte Zeit bestimmt. In der letzten Verfahrensstufe wird Kochsalzlösung durch das Filterpapier hindurchgepresst, wobei man die Zeit zum Auf fangen von 100 ml Kochsalzlösung misst. In allen Verfahr ensstuf en wird ein Druck von 1 kg/cm zur Einwirkung gebracht .

Tabelle III

1000 ppm Copolymerisat aus 85 $ AM und 15 $ AMPSA; Filterpapierscheibe mit 3 μ Porengrösse

Zeitverhältnis (nach und vor Behandlung mit Polymerisat)

	Volumen,	Zeit,
Flüssigkeit	ml	see
Salzlösung	100	2,2
Leuchtöl	100	3,95
Polymerisat	4	18,3
Leuchtöl	100	5,1
Salzlösung	100	54,7
		- 7 -
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1,29 24,86

C-1035

Tabelle

1000	ppm Copolymerisat aus 85 \ Filterpapierscheibe mit 5	T; ate	Zeit, see	£'AM und 15 # AMPSA; μ Porengrösse	V
Flüssigkeit	Volumen, ml	1,5	Zeitverhältnis (nach und vor Behandlung mit Polymerisat)
Salzlöstmg	100	2,5
Leuchtöl	100	14,25
Polymerisat	■6	2,6
Leuchtöl	100	42,45	1,15
Salzlösung	100	lie	28,5

1000 ppm vernetztes Copolymerisat aus 85 $ AM und 15 $ AMPSA; Filterpapierscheibe mit 5 μ Porengrösse

!Flüssigkeit

Salzlösung

Leuchtöl

Polymerisat

Leuchtöl

Salzlösung

Volumen, ml

100

100 100

Zeit, see

2,1 4,0

18,7 4,5

52,7

Zeitverhältnis

(nach und vor Behandlung

mit Polymerisat)

1,125 25,09

Tabelle

1000 ppm vernetztes Copolymerisat aus 85 $ AM und 15 # AMPSA; Filterpapierscheibe mit 5 μ Porengrösse

Zeitverhältnis

(nach und vor Behandlung

mit Polymerisat)

	Volumen,	Zeit,
Flüssigkeit	ml	see
Salzlösung	100	1,9
Leuchtöl	100	5,0
Polymerisat	6	15,0
Leuchtöl	• 100	5,5
Salzlösung	100	40,1
		- 8 «
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1,166 21,10

C-1Q33

lamelle

VII

1000 ppm vernetztes und zu 20 $> hydrolysiertes Copolymerisat

aus 85 £ AM und 15 $ AMPSA; Pilterpapierscheibe mit 3. μ Porengrösse

Flüssigkeit	Volumen, ml	Zeit, see	Zeitverhältnis (nach und vor Behandlung mit Polymerisat)
Salzlösung	100	2,2
Xeuehtöl	100	4,0
Polymerisat	4	7,4
Leuchtöl	100	4,4	1,100
Salzlösung	100	43,35	19,70

Aus den Ergebnissen der Tabellen III, IV, V, VI und VII ist ersichtlich, dass die Behandlung mit dem Copolymerisat aus Acrylsäureamid und 2~Acrylamido~2-methylpropylsulfonsäure zu einer Abnahme der Durchlässigkeit für Kochsalzlösung führt, die 19,27, 25,04, 22,28, 18,09 bzw. 17,90 mal grosser ist als die Abnahme der Durchlässigkeit für eine Kohlenwasserstoffphase.

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Claims

Calgon Corporation C-1033 Patentansprüche

1. Verfahren zum Gewinnen von Öl und/oder Gas aus unterirdischen Formationen, die von einer Bohrung durchsetzt werden, und zum Vermindern der gleichzeitigen Förderung von Lagerstättenwasser, dadurch gekennzeichnet, dass: man in die Formation durch das Bohrloch eine wässrige Behandlungslösung einpresst, die ein Copolymerisat aus 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure und Acrylsäureamid enthält, und nach Beendigung des Einpressens der Eehandlungslösung das Bohrloch in Be trie I) nimmt.

2. Verfahren nach Anspruch 1, angewandt auf die Gewinnung von Öl. -

3* Verfahren nach Anspruch 1, angewandt auf die Gewinnung von Gas.

4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass man ein Copolymerisat aus etwa 3 "bis 60 Molprozent 2-Acrylamido~2-methylpropylsulfonsäure und etwa 40 bis 97 Molprozent Acrylsäureamid verwendet.

Sf. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass man ein Copolymerisat aus etwa 5 his 25 Molprozent; 2-Acrylamido-2—methylpropylsulfonsäure und 75 bis 95 Molprozent Acrylsäureamid verwendet.

6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass man ein Copolymerisat verwendet, dessen Amidgruppen zu 0 bis 50 $> zu Carboxylgruppen hydrolysiert sind.

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C-1035 - ΛΙ "

T. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass ■ man ein Copolymerisat mit einem Molekulargewicht von mindestens 100 000 verwendet.

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