DE2606100A1

DE2606100A1 - Verfahren zur behandlung eines bohrlochs

Info

Publication number: DE2606100A1
Application number: DE19762606100
Authority: DE
Inventors: James Harold Lybarger
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1975-02-18
Filing date: 1976-02-16
Publication date: 1976-08-26
Also published as: NO760494L; GB1534343A; US3948324A; NL7601586A; CA1031687A

Description

DH. ING. F. "WITESTHOFF

DR. E. ν. PEOHMANN DR. ING. D. BEHRENS DIPL·. ING. R. GOETZ

PATENTANWÄLTE

8 MÜNCHEN OO SCHWEIGERSTRASSE S TELEFON (089) 60 20 51 TELEX 0 24 070

TELKOHAMME ! PHOTKCTPATENT MÜNOHKV

1A-47 587

Beschreibung zu der Patentanmeldung

SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ B.V. Carel van Bylandtlaa.n 30, Den Haag /Niederlande

betreffend

Verfahren zur Behandlung eines Bohrlochs

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Behandlung von Ölbohrungen, um die Produktionsgeschwindigkeit aus einer ölführenden, relativ unverfestigten, silicatischen Formation zu steigern.

Die Notwendigkeit, unterirdische Formationen zur Vergrößerung der Produktivität zu stimulieren,ist bekannt und wird seit eh und je angewandt. Diese Stimulierungsprobleme sind komplexer Natur, insbesondere hinsichtlich relativ unverfestigter silicatischer Formationen, die Tone enthalten,

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ORIGINAL INSPECTED

In der Literatur finden sich, zahlreiche Vorschläge und Abhandlungen darüber, insbesondere welche Art von Chemikalien eingeführt werden sollen und welche der bisherigen Verfahren tatsächlich einen Vorteil bieten.

Gegenstand der Erfindung ist nun ein Ansäuerungsverfahren, bei dem (a) die Formation nicht mechanisch gestört wird durch Einführen von Behandlunjpflüssigkeiten und (b) unerwünschte chemische Effekte der Behandlungsflüssigkeiten begrenzt sind.

Das erfindungsgemäße Verfahren läßt sich anwenden auf die Behandlung von Sonden oder Bohrlöchern, die in ölführende, relativ unverfestigte, silicatische,unterirdische Formationen führen, zur Vergrößerung der Fördergeschwindigkeit bzw. Fördermenge .aufgrund der Absenkung, welche zu einer speziellen, relativ hohen Förderleistung aus der Bohrung führt, wenn die Produktsbohrung unbeschädigt ist.

Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren wird eine Produktionsform von Fließkanälen in der Formation für die Förderung des fließfähigen Mediums aus der Formation in die Förderleitung der Bohrung vorgesehen. In die Bohrung wird mit einer Strömungsgeschwindigkeit, die nieder genug gehalten werden muß zur Vermeidung einer merklichen Zerstörung der Produktsionsform der Strömungska.näle, ein Schlamm von einem flüssigen Öllösungsmittel, einer relativ mit Wasser verdünnten Säure, die nicht Flußsäure enthält und Oalcit aufzulösen vermag· sowie einer mit Y/asser relativ verdünnten Säure, die Flußsäure enthält und Silicate aufzulösen vermag, eingeführt. Dann wird in der Sonde allmählich der Flüssigkeitsdruck relativ zu dem in der Formation mit einer solchen Geschwindigkeit a/bgeaenkt, daß zumindest etwa 30 lage erforderlich sind für die Größe

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der Absenkung oder Fördergeschwindigkeit auf die im wesentlichen gleiche Größenordnung für die Absenkung oder Fb'rdergeschwindigkeit entsprechend der gewählten, relativ hohen Fördergeschwindigkeit aus dem Bohrloch.

Die Erfindung wird anhand der Figuren weiter erläutert.

Fig. 1 und 2 ist eine schematische Darstellung der Strömungska.nalformen für die Förderung bzw. Einführung des fließfähigen Mediums in Folge •des relativ hohen Druckgradienten /\ P,

Fig. 3 und 4 zeigen ähnliche Darstellungen, jedoch für einen niederen DruckgradientenA?,

Fig. 5 zeigt ein Diagramm der Fördergeschwindigkeit V in Abhängigkeit von der Zeit t bei einer Anzahl von üblichen Ansäuerungen von Formationen,

Fig. 6 zeigt in einem ähnlichen Diagramm die Abhängigkeit der Fördergeschwindigkeit V von der Zeit t nach einer üblichen Ansäue/rung und anschließender erfindungsgemäßer Behandlung,

Fig. 7 schließlich zeigt ein Diagramm zum Vergleich der Produktionsgeshwindigkeiten V in Abhängigkeit von' der Zelt t einmal nach üblicher Ansäuerung der Formation (Kurve C) und das andere Mal nach dem erfindungsgemäßen Verfallren (Kurve I).

Die Erfindung beruht zumindest zum Teil auf folgender Feststellung: In einer relativ wenig verdichteten, ölführenden

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unterirdischen, silicatischen Formation erhält man unvorhergesehen gute Ergebnisse (höhere Produktivität der Formation), indem ein mechanischer und chemischer Angriff der Behandlungsflüssigkeiten auf die Formation vermieden wird. Der mechanische Angriff wird verhindert durch (1) Förderung in der Yfeise, daß eine Produktionskonfiguration von wirksamen Strömungskanälen eingerichtet wird,(2) die Behandlungsflüssigkeiten mit solchen Geschwindigkeiten injiziert werden, daß praktisch keine Zerstörung dieser Konfiguration erfolgt, und (3) allmähliche Umstellung der Bohrsonde auf Produktion. Der chemische Angriff wird verhindert durch Anwendung relativ geringer Volumina von Behandlungsflüssigkeiten oder relativ verdünnter oder relativ milder Behandlungsflüssigkeiten. Die vorteilhaften Ergebnisse der Kombination der Maßnahmen zur Begrenzung des chemischen und mechanischen Angriffs auf die Formation zeigten sich im Laufe von relativ umfa.ngreich.en Versuchsreihen anhand des erfindungsgemäßen und der bekannten Verfahren. Die Ergebnisse der Behandlungen wurden über la.nge Produktionszeiten der Bohrung verfolgt.

Unter einer "relativ wenig verdichteten oder nichtverdichteten,ölfordernden, silicatischen,unterirdischen Formation" versteht man eine ölführende Formation, die (a) nicht-verdichtet oder-konsolidiert ist oder werden kann, (b) zumindest einer Ansäuerung mit einer verdünnten Säure, die Flußsäure enthält und Silicate zu lösen vermag, zugänglich i3t oder werden kann und (c) mit steigender Produktion undichter wird oder werden kann.

Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren sind die Strömungskanalnetzwerke innerhalb der unterirdischen Formation und/oder benachbarter Sand- oder Schotterschüttungen in

eine relativ stabile Produktionskonfiguration zu "bringen. Dies erreicht ma.n durch förderung aus der Formation mit einer Geschwindigkeit induziert durch ein Absenken, das in der Lage ist, eine bestimmte relativ hohe Produktionsgeschwindigkeit hervorzurufen, wenn die Produktivität der Bohrung unbeeintrachtigt ist. Wie bekannt, hängt die Produktivität einer Bohrung und/oder der umgebenden Formation 'von zahlreichen Faktoren a.b, die nicht zu beeinflussen sind. Solche Faktoren sind die Beweglichkeit des fließfähigen Mediums, die ha/uptsächlich beeinflußt wird durch Zusammensetzung und Temperatur des fließfähigen Mediums in der Formation, der Durchlässigkeit oder Permeabilität der nicht beeinträchtigten Grundmasse der Formation, der Güte der Lagerstätte und dergl. Unter gegebenen Bedingungen, so lange noch gefördert werden ka/nn, läßt sich die Fördergeschwindigkeit steigern durch Vergrößerung der Absenkung. Die "Absenkung" ist das Ausmaß, um das der Flüssigkeitsdruck innerhalb der Bohrung geringer ist als innerhalb der Formation. Unter bestimmten Verhältnissen ist das Ausmaß, in dem die Absenkung vorgenommen werden kann,

begrenzt. Wenn die Absenkung zu hoch ist, können Teile der Formation in unmittelbarer Nähe der Bohrung hydraulisch versetzt werden in die Bohrung und/oder die Geschwindigkeit des Zuflusses kann hoch genug werden, um Stücke aus der Formation mitzureissen.

Im allgemeinen sollte man die Absenkung auswählen im Hinblick auf die Eigenschaften der jeweiligen Formation. Es sollte eine relativ hohe Produktionsgeschwindigkeit vorgesehen werden, die aufrecht erhalten wird ohne Beschädigung der Bohrung oder der Formation , .so lang die Produktivität unbeeinträchtigt bleibt. Wenn die Formation relativ wenig verdichtet ist, so kann die Förderung unter Berücksichtigung einer solchen Absenkung zu einer relativ dichten Packung des Formati on sma.t er ials in einer Produk-

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tionskonfiguration führen und die Produktionskonfiguration von wirksamen Strömungskanälen wird "beibehalten werden, trotzdem die Strömungsgeschwindigkeit wegen der Permeabilität relativ gering wird·

Wie beobachtet werden konnte, können Sandkörner in Strömungsrichtung verfrachtet werden, wenn in einer relativ unverdichteten Formation hohe Strömungsgeschwindigkeit (z.B. durch hohes Absenken oder hohen Injektionsdruck) herrscht.

Wie schematisch in den Figuren 1 und 2 gezeigt wurde, findet - wenn auf eine hohe Produktionsgeschwindigkeit (Fig. 1) eine hohe Injektionsgeschwindigkeit (Fig. 2) folgt ein Verschieben der Teilchen in der Formation oder Schüttung statt, was auch zu einer Änderung der Konfiguration der Strömun^ska/näle führt, wie sich durch Vergleich der Konfiguration der Kanäle 1 (Fig. 1) mit der Konfiguration der Kanäle 1¹ (Fig. 2) ergibt. Werden jedoch die Drucke und Strömungsgeschwindigkeiten gering gehalten (Fig. 3 und 4) > beeinträchtigt die Umkehr der Strömungsrichtung nicht die Konfiguration des Strömungsweges. In diesem Fall findet keine oder nur eine geringfügige Verschiebung von Sa.nd oder Schotter statt.

Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren werden wirksame Strömungskanäle (2 in Fig. 3) für eine Produktionskonfiguration während der Förderzeit gebildet und die Behandlungsflüssigkeiten werden mit relativ geringer Geschwindigkeit so eingeführt, daß die Kanäle für die injizierten Flüssigkeiten (2 in Fig. 4) dieselben oder nahezu dieselben sind wie die Kanäle, durch die die Förderung stattfindet. Um jede merkliche mechanische oder hydraulische Zerstörung der Produktionskonfiguration aus wirksamen

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StrÖraungskanälen zu vermeiden, werden im wesentlichen die ganzen Behandluigsflüssigkeiten mit Geschwindigkeiten von nicht mehr als etwa 60 l/min injiziert. Injektionsgeschwindigkeiten für Beha.ndlungsflüssigkeiten von etwa 40 l/min haben sich als erfolgreich erwiesen bei der Behandlung von Formationen, die nur eine Stärke von 1 m hatten, bis zu einer Formation mit einer Stärke von etwa 30 m. Es scheint, daß bei einer dünnen Formation der gesamte wirksame Durchmesser von diesen relativ wenigen Strömungska.nälen die Produktionskonfiguration sta/bil zu halten gestattet während der relativ langsamen Flüsägkeitsinjektion. Ist hingegen die Formation dick, so sind die effektiven Durchmesser einer größeren Anzahl von Kanälen relativ klein und/ oder die Strümungskanäle sind weiter auseinander angeordnet, so daß das Gesamtergebnis im wesentlichen das gleiche ist. Wenn ein dickes Intervall dicht durchsetzt wird mit großen Kanälen, ist die permeabilität hoch und man benötigt keine Stimulation.

Das flüssige Öllösungsmittel, wie es erfindungsgemäß angewandt werden kann, ist eine leicht pumpfähige Flüssigkeit, die die Restöle einschließlich hochmolekularer paraffinischer Kohlenwasserstoffe und/oder Asphaltene zu lösen und auszutragen vermag. Aromatische Kohlenwasserstoffe wie Xylol und/oder Kohlenwasserstofffraktionen wie Kerosin und Dieselöl (die keine suspendierten Stoffe enthalten) kann man als flüssige Öllösungsmittel heranziehen. Das Volumen des Öllösungsmittels soll etwa 750 bis 2250 1, vorzugsweise 1500 1, ausmachen, ohne Rücksicht auf die Länge des durchlässigen Materials. Hier wird unter "Länge des durchlässigen Materials" die vereinigten Stärken von einer oder mehrerer Formationsintervallenveistanden, .die sich in gemeinsamer Kommunikation mit einer Förderleitung innerhalb des Bohrlochs befinden.

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Eine relativ verdünnte Säure, die Calcit aufzulösen vermag und keine llußsäure enthält, zur Anwendung nach dem erfindungsgemäßen Verfahren ka.nn eine "beliebige verdünnte Säure sein, die zu der Auflösung des Calcits oder eines ähnlichen alkalischen Erdalkalica.rbonats in und um das

Bohrloch führt. Beispiele dafür sind 7-bis 15$ige Salz-, Ameisen- oder Essigsäure, eine 1O$ige Salzsäure wird bevorzugt, Das Säurevolumen kann zwischen etwa 1000 und etwa. 5000 1 für die Behandlung von Formationsintervallen bis etwa 30 m Stärke

ie en. Ein Volumen von etwa 2000 1 einer 10bigen Salzsäure ist im allgemeinen zufriedenstellend mit Ausnahme, wenn die Formation sehr kalkreich ist oder ma.n ein Calciumcarbonatgranulat angewandt hat z.B. während der Sandregel-Installation oder dem Ausbau der Bohrung oder wenn bekannt ist, daß die Bohrung die Tendenz hat, einen Ansatz von Calciumearbonat, Eisencarbonat oder einer anderen Eisenverbindung zu bilden. ·

Um mehrwertige Metalle zu entfernen, kann man in bekannter Weise ein chelatbildendes Mittel für diese mehrwertigen Metalle, wie Zitronensäure, in die Säurea.ufschlämmung einbringen. Eine besonders geeignete Konzentration a.n Zitronensäure ist etwa. 7,5 kg Zitronensäure a.uf 3800 1 10$ige Salzsäure.

Bei der erfindungsgemäß angewandten, relativ verdünnten wässrigen Säure, die Flußsäure enthält und SiIi :ate a.ufzulösen vermag, kann es sich um eine wässrige Lösung von etwa· 6 bis 9% Salzsäure, enthaltend etwa 1 bis 3 $ Fluorwasserstoffsäure, handeln. Ein Verhältnis von 7,5 HCl : 1,5- HP ist hinsichtlich einer nahen Bohrlochstimulation entsprechend, wobei jedoch eine Beschädigung des Bohrlochs oder der Formation oder ein Nachrutsehen des Sandes vermieden werden kann, was bei der Anwendung höherer Säurekonzentrationen der Fall sein kann. Im allgemeinen liegt dse Volumen

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der flußsäurehaltigen Säure bei etwa 75 "bis 230 1 auf 30 cm durchlässiges Intervall.

Man kann auch, selbstregenerierende flußsäurehaltige Säuren anwenden, wie eine wässrige Lösung eines Fluorids und ein relativ langsam reagierendes säurelieferndes Material, welches allmählich die Salzlösung in Flußsäure unisetzt, die das silicatische Material aufzulösen vermag. Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann ma.n zumindest ens etwas von dieser selbstregenerierenden Säure anwenden, so daß sie über eine relativ lange Dista.nz in die Formation eindringt, bevor die Plußsäurelösung entwickelt ist. Diese reagiert sehr schnell und wird damit auch sehr schnell verbraucht.

Das erfindungsgemäße Verfahren ist zur Steigerung der Produktivität einer Pormation außerordentlich wirksam, ohne daß ein Überfluten des Bereichs, der in Berührung ist mit der Plußsäurelösung, erforderlich wird. Die Plußsäurelösung (vorgeformt und/oder selbstregenerierend) ka.nn vorteilhafterweise gefolgt werden von kleinen Volumina verdünnter Salzsäure (z.B. 3 bis 15$ige), Dieselöl, Wasser oder dergl. Eine wässrige Lösung von etwa 3$ Ammoniumchlorid, ein beliebiges weiches Salzwasser, Dieselöl oder ähnljdie relativ inerte Plüssigkeiten in ausreichendem Volumen zur Verdrängung der Plußsäurelösung aus den Injektionsleitungen kann verwendet werden.

Nach dem Einführen der Beha.ndlunf;sflüssigkeiten wird der Flüssigkeitsdruck innerhalb der Bohrung allmählich herabgesetzt gegenüber dem im Porenraum der Pormation (kontinuierlich oder in kleinen Stufen), so daß zumindest etwa 30 Tage erforderlich sind bis die Absenkung oder die Fördergeschwindigkeit im wesentlichen gleich wird der Absenkung oder der Pördergeschwindigkeit entsprechend einer relativ hohen Pördergeschwindigkeit, die für

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die Bohrung gewählt wurde. Dies gewährleistet, daß die Geschwindigkeit en der Änderung der Strömungsgeschwindigkeiten relativ gering sind vom relativ langsamen Einströmen in die Formation bx3 zu keiner Strömung und da.nn la.ngsa.m steigen-^ der Strömung a.us der Formation. Bekanntlich können zahl- · reiche Maßnahmen zur Steigerung der Absenkung in einer Bohrung herangezogen werden. Ist beispielsweise der Druck der Flüssigkeit in der Formation über dem hydrostatischen Flüssigkeitsstand zur Verdrängung der Beha.ndlungsflüssigkeiten in die Formation, ka.nn man das Absenken vergrößern durch Verringerung des Oberflächendrucks a.uf die verdrängenden Flüssigkeiten und die Produktionsgeschwindigkeit ka.nn eingestellt werden durch Regelung der 'Ausströmungsgeschwindigkeit der Flüssigkeit a.us dem Bohrloch. Ist der Flüssigkeitsdruck der Formation geringer als der hydrostatische Druck

der Flüssigkeitssäule in dem Bohrloch, so läßt sich das Absenken erhöhen durch Schöpfen, Pumpen oder Gasfördern der Flüssigkeit aus den Flüssigkeit8säulen. Auch läßt sich das Absenken in kleinen Stufen über relativ lange Zeit erhöhen, wie über etwa 3 Monate. Bei einem Gasliftbohrrohr kann das Absenken vergrößert werden durch Erhöhung des Gasa.nteils für die Förderung und da.nn allmähliche Erhöhung der Strömungsgeschwindigkeit aus dem Bohrloch durch Sirweiterung des Gegendrucks, durch/len die Flüssigkeiten austreten.

Fig. 5 zeigt in einem Diagramm die Produktionsgeschwindigkeiten V (in Faß pro lag) in Abhängigkeit von der Zeit (in Jahren) und läßt das typische Verhalten eines Bohrlochs "East Bay Field (South Pass Block 24 und 27, Offshore Louisiana)" erkennen, welches sich in einer nicht verdichteten.ölführenden, silicatischen Formation befindet, wobei das Bohrloch ein er Reihe von üblichen Ansäuerungen unterworfen worden ist. Bei dieser Bohrung ist die Formationstiefe 1900 m, die Wettostärke des durchlässigen Materials 3,3 m und die Temperatur in der Formation beträgt 62⁰C. Die Bohrung war fertig am 30. 1. 1968 (Pfeil C)

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mit einem zementierten Mantel und einem perforierten Mantelrohr sowie einer mit Schotter gebackten Abschirmung und einer Auskleidung für Sa.ndkontrolle. Die Bohrung wurde am 1. 2. 1968 gesäuert und die Produktion aufgenommen. Die anfänglichen Versuche ergaben etwa 250 Paß je Tag reines Öl. Die Bohrung arbeitete ohne Zuhilfenahme künstlicher _# · Förderung und wurde rüekgestaut mit Hilfe einer 5,16 mm (13/64 in) Drossel aufgrund der zulässigen Tiefe. Der anfängliche Bodendruck war a.uf 175 kg/cm geschätzt, der Strömungsdruck am Boden betrug 105 kg/cm und der abgesenkte Druck· a.uf die Formation 70 kg/cm . Wie a.us Pig. 5 hervorgeht, fiel Ende I968 die Produktionsgeschwindigkeit scharf ab. Die Drucküberwachung in der Tiefe zeigte an, daß der Absenkdruck auf die Formation angestiegen war auf etwa 112 kg/6m

gleichbedeutend mit einer Permeabilität rund um das Bohrloch nachteilig -beeinflussenden Ansammlung von Material. Das Bohrloch wurde nun vier weitere Male gesäuert (Pfeile A), jedes Mal mit entsprechend eingestellter Lösung, enthaltend 12$ Chlorwasserstoff und yfo Fluorwasserstoffsäure in einem Volumen von 200 bis 600 1 a.uf 30 cm durchlässiges Material. In jedem Fall wurdetfvor dieser Flußsäure-Behandlung 15$ige. Salzsäure in einem Volumen von etwa 75 bis 150 1 auf 30 cm durchlässiges Material injiziert, und zwar 75 bis 300 l/min. Wie aus der Figur hervorgeht, hielten diese Behandlungen den Produktionsabfall der Bohrung nicht wesentlich auf. Jede Säuerung war zunehmend weniger wirksam.

Das Dia.gra.mm der Fig. 6 zeigt nun das Verhalten eines anderen Bohrlochs desselben Felds, wie es in Fig. 5 beschrieben worden ist, wobei jedoch nach einer üblichen Säuerung das erfindungsgemäße Verfahren angewandt wurde. Die obere Kurve zeigt die gesamte Produktion, während die untere Kurve die Ölproduktion betrifft. Die Bohrung reichte in .einer ölführenden, nicht-verdichteten,silicatisehen Formation bis in eine Tiefe von 2100 m mit einem durchlässigen

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Material von 3 πι. Die Ausstattung des Bohrlochs entsprach der nach Pig. 5 "beschriebenen. Die Produktionsaufnähme erfolgte im Juli 1971 j die Anfa.ngsleistung "betrug etwa 300 Faß je Tag über einen Gegendruck von 13»5 nun (36/64 inch). Wie aus dem Dia.gra.iam der Fig. 6 entnommen werden ka.nn, sa.nk die Fördermenge im Dezember 1971 auf etwa. 100 Faß je Tag. Es wurde in üblicher Weise gesäuert mit einer 12$igen Salzsäure, enthaltend 3$ HF. in einem Volumen von etwa 570 1 auf 30 cm durchlässiges Material. Vor dieser Säurebehandlung fand eine Behandlung mit einer 15$igen Salzsäure in einer Menge von 250 1 auf 30 cm durchlässiges Material statt. Wie sich a.us dem Diagramm ergibt, wa,r die gesamte Flüssigkeitsförderung nach 3 1/2 Monaten nach Behandlung unter die vorbestimmten Werte gefallen, der Wassera/nteil wa.r gestiegen und im März 1973 wa,r die gesa.mte Flüssigkeitsförderung auf unter 80 Faß je Tag gesunken. Nun wurde erfindungsgemäß gesäuert; dafür wurde eine niederkonzentrierte Lösung, nämlich 7,5$ HCl und 1,5$ HF,in einem Volumen von 380 1 auf 30 cm durchlässiges Material angewandt. Vor dieser Säurebehandlung wurde 1900 1 Xylol (190 1 je 30 cm) und 950 1 einer 7,5$igen Salzsäurelösung injiziert (95 1 auf 30 cm durchlässiges Material). Die Beha/ndlungsflüssigkeiten wurden mit einer Geschwindigkeit von etwa 42' l/ min injiziert und das Bohrloch a.uf einen Gegendruck von 4-,76 mm (12/64 inch) geöffnet. Das Rohr wurde allmählich geöffnet durch Vergrößerung des Gegendrucks von 4,76 über 7,14, darm 10,3 bis zu 13,5 mm (12 bis 18 bis 26 bis 38 bis 64/64^il:)innerhalb von 2,5 Monaten, um eine Stabilisierung der Bohrung bei einer höheren Nachbeha.ndlungsströmungsgeschwindigkeit zu erla.uben. Es zeigt sich a.us dem Diagramm, daß die Bohrung mit der höheren Geschwindigkeit weiter förderte ohne ein Anzeichen für einen totalen Abfall der Förderleistung.

Die Fig. 7 zeigt ein Diagramm zum Vergleich die durchschnittliche FlüssigkeitsförderungV(Fa.ß Öl je Tag und

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Bohrung) in Abhängigkeit von der Zeit (Monaten), und zwar über 12 Monaten die Produktionsdaten von insgesamt 102 Bohrungen. Von diesen Behandlungen waren 64 übliche Säuerungen (Pig. 5) und 38 erfindungsgemäß behandelt (Fig. 6). In der Figur wird ein Diagramm der durchschnittlichen Fördermenge an Öl je Tag der gesteigerten Leistung pro Bohrung im logarithmischen Maßstab durch die Stimulationsbeha.ndlungen dargestellt. Die gesteigerte -Produktion ist die Differenz zwischen der mittleren vorBehandlungs-Ölför-"derung und der mittleren nachBehandlungs-Ölförderung für die Bohrungen. Nach 6 Monaten war der mittlere Anstieg durch die erfindungsgemäße Behandlung (Kurve I) 30 Faß Öl je Tag gegenüber nur 12 nach üblichen Säuerungen (Kurve 0).

- Patentansprüche -

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Claims

Pa tent a nsprüeiie

1. Verfahren zur Behandlung eines Bohrlochs in einer ölführenden, relativ unverdichteten, silicatischen, unterirdischen Formation zur Vergrößerung der I¹Or der geschwindigkeit in Abhängigkeit von einer Absenkung, die eine bestimmte, relativ hohe Förderleistung eines Bohrlochs bewirkt, wenn die Produktivität ungestört ist, dadurch ge kennzeichnet , daß man eine Förderkonfiguration von Strömungska.nälen in der Formation bis zu der Förderleitung der Bohrung einrichtet, in die Bohrung mit einer Geschwindigkeit, die gering genug ist, um eine nennenswerte Zerstörung der Förderkonxiguration der Strömungskanäle zu vermeiden, einen Schlamm injiziert von jeweils einem Öllösungsmittel, einer relativ verdünnten wässrigen Säure ohne Fluorwasserstoff, die Galcit a.ufzulösen vermagj und eine? relativ verdünntenwässrigoa Säure, die Fluorwasserstoff enthält und Silicate aufzulösen vermag, und man allmählich den Flüssigkeitsdruck innerhalb der Bohrung a.bsenkt gegenüber dem in der Formation mit einer solchen Geschwindigkeit, daß zumindest etwa 30 Tage erforderlich sind für die - Absenkung oder die Fördergeschwindigkeit, die im wesentlichen, gleich ist der Absenkung oder Fördergeschwindigkeit für eine vorbestimmte relativ hohe Fördergeschwindigkeit.

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2.. "Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß man Injektionsgeschwindigkeiten der Behandlungsflüssigkeiten von weniger als etwa 60 l/min einstellt.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch g e kennzeichnet, daß das Öllösungsmittel in Wasser unlöslich ist.

4. Verfahren nach Anspruch 1 bis 3 , dadurch gekennzeichnet , daß man 760 Ms 2300 1 Öllö-3ungsmittel injiziert.

5. Verfahren nach Anspruch 1 "bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß ma.n 950 bis 2650 1 relativ verdünnter wässriger Säure ohne Fluorwasserstoff injiziert.

6. Verfahren nach Anspruch 1 bis 5, dadurch ge kennzeichnet , daß man 3000 bis 6800 1 relativ verdünnter wässriger Säure,enthaltend Fluorwasserstoff, injiziert.

7. Verfahren nach Anspruch 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet , daß man eine relativ verdünnte HF-freie Säurelösung verwendet, deren Säurekonzentration ein iiq.-uiva.lent von 15 gew.-^iger Salzsäure nicht übersteigt.

8. Verfahren nach Anspruch 1 bis 7, dadurch ge kennzeichnet., daß ma.n eine verdünnte wässrige Säure, enthaltend 1 bis 3 Gew.-fo HF, anwendet, deren Konzentration an der anderen Säure nicht über einem Äquivalent zu einer 15 gew*-?£igen Salzsäure liegt.

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