DE2727700A1 - Verfahren zur vorbehandlung einer erdoelfuehrenden unterirdischen formation zum gewinnen von erdoel durch fluten mit einer hydrophiles, viskositaetssteigerndes polymerisat enthaltenden fluessigkeit - Google Patents

Verfahren zur vorbehandlung einer erdoelfuehrenden unterirdischen formation zum gewinnen von erdoel durch fluten mit einer hydrophiles, viskositaetssteigerndes polymerisat enthaltenden fluessigkeit

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Description

DR. GERHARD SCHUPFNER
PATENTASSESSOR IM HAUS! DEUTSCHE TEXACO AS
übtnnrtng *O aOOO Hamburg OO Tslafon (O»O> S3 TS 37 SB Fernschreiber O2 ITOOS
Hamburg, den 27.05.1977
T 77 017 DT (D#74,235-1)
TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION 135 East 42nd Street New York, N.Y. 10017 (V.St.v.A.)
Verfahren zur Vorbehandlung einer erdölführenden, unterirdischen Formation zum Gewinnen von Erdöl durch Fluten mit einer hydrophiles, viskositätssteigerndes Polymerisat enthaltenden Flüssigkeit.
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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Vorbehandlung einer erdölführenden, unterirdischen Formation zum Gewinnen von Erdöl durch Fluten mit einer hydrophiles, viskosltätssteigerndes Polymerisat enthaltenden Flüssigkeit, wobei die Formationstemperatur über der Temperatur liegt, bei welcher das Polymerisat stabil ist.
Viele erdölführende unterirdische Formationen enthalten natürliche Energie in der Form von Bodenwasserdruck, Lösungsgasdruck oder Druck aus einer Gaskappe, wobei dieser Druck dazu ausreicht, das Erdöl durch die Formation zum Produktionsbohrloch zu treiben, so daß es an diesem zur Erdoberfläche gefördert werden kann. Diese, allgemein als Primärgewinnung bezeichnete Phase der Erdölgewinnung gestattet jedoch, nur einen kleinen Bruchteil des in der Lagerstätte insgesamt vorhandenen Erdöls zu gewinnen. Sobald die natürliche Energiequelle erschöpft ist, oder in Lagerstätten, in welchen zur Primärgewinnung ursprünglich nicht genügend natürliche Energie zur Verfügung steht, ist zur Gewinnung von mehr Erdöl aus der Lagerstätte eine Zusatzbehandlung erforderlich. Die wirtschaftlichste und am weitesten verbreitete derartige Zusatzbehandlung besteht darin, daß durch eine oder mehrere Injektionsbohrungen Wasser in die Lagerstätte eingeführt wird. Das eingeführte Wasser verdrängt dann das Erdöl zu einem oder mehreren Produktionsbohrlöchern hin, von denen es zur Erdoberfläche gefördert werden kann. Wenngleich vermittels Fluten mit Wasser erhebliche Mengen an öl zusätzlich gefördert werden können, verbleiben im allgemeinen etwa 50 % oder mehr des ursprünglich vorhandenen Lagerstättenvorrats an öl nach Beendigung der Flutwasserbehandlung in der Formation zurück.
Es ist bekannt, daß der Verdrängungswirkungsgrad bei der
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Erdölgewinnung durch Fluten mit Wasser wesentlich gesteigert werden kann, wenn dem Flutwasser eine auch nur geringe Menge eines hydrophilen Polymerisats zugesetzt wird. Aus diesem Grunde sind auch bereits viele Stoffe vorgeschlagen worden, die zur ölgewinnung vermittels Fluten unter Einsatz eines Polymerisats geeignet sind. Polyacrylamide und Polysaccharide sind in verdünnten Konzentrationen von z.B. 200 bis 1000 PPM (μg/g) sehr gut geeignet. Sulfatierte, äthoxylierte Alkyl- oder Alkylary!verbindungen sind in etwas höheren Konzentrationen gleichfalls wirksam.
In veröffentlichten Laborversuchen wurde zwar nachgewiesen, daß der Zusatz eines hydrophilen, viskositätssteigernden Stoffs zum Flutwasser unter idealen Bedingungen zur Gewinnung einer großen Menge an zusätzlichem Erdöl führt, jedoch bestehen in erdölführenden unterirdischen Formationen viele Bedingungen, durch welche die Wirksamkeit einer eingespritzten Polymerisatlösung in nennenswerter Weise beeinträchtigt wird. Ein Hauptproblem ist dabei die Temperaturempfindlichkeit der meisten Polymerisate. Die meisten, bis jetzt vorgeschlagenen Polymerisate zur Verwendung für das Fluten bei der Erdölgewinnung hydrolysieren oder zersetzen sich auf andere Weise in wässriger Lösung, wenn sie über längere Zeiträume hinweg Temperaturen über 65 bis 93 0C ausgesetzt sind. Da die Temperatur vieler erdölführender unterirdischer Formationen über 65 bis 93 0C liegt und die in eine solche Formation eingeführte Polymerisatlösung normalerweise viele Monate oder sogar jahre/lang in der Formation verbleibt, setzen die Hydrolyse oder andere Zersetzungsvorgänge am Polymerisat den Wirkungsgrad der ölgewinnung beim Fluten mit Polymerisat wesentlich herab.
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In der U.S. Patentschrift 3 924 682 der Anmelderin (Erteilungstag 5. Dezember 1975) ist ein Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen ölformation beschrieben, durch welches die Temperatur derselben abgesenkt wird, um die Verwendung eines temperaturempfindlichen oberflächenaktiven Mittels zu gestatten.
Der Erfindung liegt nunmehr die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Vorbehandlung einer erdölführenden, unterirdischen Formation mit einer über 65 bis 93 0C liegenden Temperatur zum Gewinnen von Erdöl durch Fluten mit einer hydrophiles, viskositätssteigerndes Polymerisat enthaltenden Flüssigkeit zu schaffen.
Das zur Lösung der gestellten Aufgabe vorgeschlagene Verfahren zeichnet sich erfindungsgemäß dadurch aus, daß in die Formation eine Kühlflüssigkeit, deren Temperatur wesentlich unter der Temperatur liegt, bei welcher das Polymerisat stabil ist, während eines Zeitraums eingeführt wird, der so lang bemessen ist, daß der in Berührung mit dem Polymerisat kommende Formationsbereich auf eine Temperatur gebracht wird, bei welcher das Polymerisat stabil ist.
Weitere Ausgestaltungen dieses Verfahrens bilden den Gegenstand der Unteransprüche 2-13.
Das Verfahren ist im nachstehenden in Verbindung mit der Zeichnung näher erläutert, in welcher zeigt
Fig. 1 eine grafische Darstellung der Formationstemperatur am Einspritzbohrloch für drei unterschiedliche Durchsätze an Kühlflüssigkeit , und
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Fig. 2 eine grafische Darstellung der Temperatur in einer Formation in unterschiedlichen Abständen vom Injektionspunkt, an dem eine Kühlflüssigkeit mit einer Temperatur von etwa 21 0C über sieben unterschiedliche Zeiträume hinweg eingespritztwird.
Die Anmelderin hat gefunden, daß es möglich ist, eine erdölführende unterirdische Formation auf eine Temperatur abzukühlen, die unterhalb der Temperaturgrenzwerte einer hydrophilen Polymerisatlösung liegt, die zur Gewinnung von Erdöl in die Formation eingeführt werden soll. In manchen Fällen kann die Verringerung der Temperatur einfach in der Weise erfolgen, daß auf der an der Erdoberfläche herrschenden Temperatur befindliches Wasser in die Formation während eines Zeitraums eingespritzt wird, der den normalerweise bei herkömmlichem Fluten mit Wasser verwendeten Zeitraum wesentlich übersteigt, d.h. über den Zeitpunkt hinaus fortgesetzt wird, von welchem an die geförderte Flüssigkeit aus praktisch 100 % Wasser besteht. Gemäß einer anderen Ausgestaltung des Verfahrens kann Wasser oder eine andere wässrige Kühlflüssigkeit, die in die unterirdische Formation eingespritzt wird, vor dem Einführen in die Formation auf eine unter der an der Erdoberfläche herrschenden Temperatur liegende Temperatur abgekühlt werden. Diese Abkühlung des z.B. Wassers vor Injektion in die Formation kann beispielsweise durch mechanische Kühlung, Gasadsorption in trockenem Klima auch durch Verdunstungskühlung erfolgen. Wenn die Lagerstättenparameter bekannt sind, läßt sich die zum Einspritzen einer wässrigen Flüssigkeit mit deren Temperatur oder einer vorbestimmten Temperatur in die Formation benötigte Zeit zur Absenkung der Formationstemperatur auf
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einen gewünschten Wert in der nachstehend angegebenen Weise berechnen. Die wässrige Kühlflüssigkeit kann dabei zur chemischen Vorbehandlung der Formation bestimmte Chemikalien enthalten, vermittels welcher z.B. der Salzgehalt und/oder die Härte des Formationswassers auf einen Wert eingest-ellt werden, bei dem eine optimale Wirkung des Polymerisats erhalten wird. Adsorptionsmittel können auch zu diesem Zweck oder dazu zugesetzt werden, um an den Formationsoberflächen adsorbiert zu werden und die Adsorption des Polymerisats an den Formationsoberflächen zu verhindern. Auch können Chemikalien zur Beeinflussung wasserempfindlicher Tone in der Formation zugesetzt werden, um den Verlust von Formationspermeabilität zu verhindern.
Da die in die erdölführende unterirdische Formation eingeführte Kühlflüssigkeit eine niedrigere Temperatur als die Formation aufweist und über einen ausreichend langen Zeitraum eingeführt wird, um die Formationstemperatur abzusenken, lassen sich temperaturempfindliche Polymerisate zum Zwecke der ölgewinnung sicher in die Formation einführen .
Die Temperatur der Kühlflüssigkeit sollte dabei wesentlich geringer sein als die Höchsttemperatur, bei welcher das Polymerisat noch stabil ist. Vorzugsweise beträgt die Temperatur der Kühlflüssigkeit wenigstens 28 0C weniger als dieser obere Grenzwert der Stabilität für das Polymerisat.
Das Einspritzen oder Fluten mit Wasser ist natürlich auf dem Gebiet der Erdölförderung bereits bekannt. Bei dem herkömmlichen Fluten mit Wasser, bei dem auf der Temperatur der Erdoberfläche befindliches Wasser in eine erdölführende
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unterirdische Formation eingeführt wird, um das in dieser enthaltene Erdöl zu einem Produktionsbohrloch hin zu verdrängen/ findet aufgrund dieser Wasserinjektion bereits eine begrenzte Kühlung der betroffenen Formationsbereiche statt. Bei dem herkömmlichen Fluten mit Wasser wird jedoch das Einführen des Wassers dann beendet, wenn das Wasser-Öl-Verhältnis auf einen Wert zugenommen hat, bei dem eine weitere Förderung nicht mehr wirtschaftlich ist. Im allgemeinen ist das Wasser-Öl-Verhältnis zunächst sehr niedrig, da aufgrund der Wasserinjektion eine ölbank in der Formation ausgebildet wird und zusammen mit dem öl kein oder nur sehr wenig Wasser gefördert wird. Sobald jedoch die Hinterkante der ölbank das Produktionsbohrloch erreicht, nimmt der prozentuale Wassergehalt rasch zu. Sobald das Wasser-Öl-Verhältnis etwa den Wert 25 oder überschreitet, ist im Rahmen der normalen Sekundärgewinnung ein weiteres Einspritzen von Wasser und die Förderung von Wasser und öl aus dem Produktionsbohrloch nicht länger wirtschaftlich, und daher werden die Injektion und die Förderung aus den Produktionsbohrlöchern eingestellt. Da die Produktion unmittelbar nach dem Zeitpunkt eingestellt wird, an dem das Wasser das Produktionsbohrloch erreicht hat, gelangt sehr wenig Kühlwasser in die Formation in unmittelbarer Nachbarschaft des Produktionsbohrlochs, so daß dementsprechend die Formationskühlwirkung beim herkömmlichen Fluten mit Wasser auf den in unmittelbarer Nachbarschaft des Injektionsbohrlochs liegenden Formationsbereich beschränkt ist und nicht weit genug in die Formation hineinreicht, um die gewünschte Absenkung der Formationstemperatur herbeizuführen, so daß temperaturempfindliche Polymerisate in dieser eingesetzt werden könnten.
Häufig werden auch Polymerisate in Verbindung mit ober-
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flächenaktiven Mitteln (Surfaktanten) verwendet, wobei die Formation gekühlt werden muß, wenn entweder das oberflächenaktive Mittel oder das Polymerisat bei den natürlichen Formationstemperaturen instabil ist. Wenn sowohl das oberflächenaktive Mittel als auch das Polymerisat temperaturempfindlich sind, muß die Formationstemperatur auf einen unter die zulässige Höchsttemperatur für das oberflächenaktive Mittel und das Polymerisat liegende Temperatur abgesenkt werden. Oft läßt sich die Senkung der Formationstemperatur dadurch erzielen, daß auf Oberflächentemperatur befindliches, zum Fluten verwendetes Wasser während eines wesentlich längeren Zeitraums als bei herkömmlichem Wasserfluten üblich eingespritzt wird. Die Wassereinspritzung muß dabei weit über den Zeitpunkt hinaus fortgesetzt werden, an welchem die aus der Formation gewonnene Flüssigkeit aus praktisch 100 % Wasser besteht. Zur Wassereinsparung kann das aus der Formation austretende Wasser wiederverwendet werden, wobei es in diesem Falle jedoch meistens erforderlich sein dürfte, das Wasser vor seinem erneuten Einspritzen zu kühlen, da die Temperatur des aus dem Produktionsbohrloch austretenden Wassers aufgrund seines Wärmeaustauschs mit der heißen Formation wesentlich höher ist als die Temperatur des eingespritzten Wassers. Wenn das aus der Formation austretende Wasser ungehindert abgegeben werden kann und ausreichend viel zum Einspritzen geeignetes Wasser zur Verfügung steht, kann die gewünschte Temperatursenkung der Formation in einfacher Weise dadurch bewirkt werden, daß auf der Temperatur der Erdoberfläche befindliches Wasser weiter in die Formation eingespritzt wird. In jedem Falle ist erforderlich, die Zeitdauer des Wasserinjektion zu ermitteln, unabhängig davon, ob das zugeführte Wasser vorher gekühlt worden ist oder nicht. Im nachstehenden ist angegeben, wie die zur Erzielung einer
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erwünschten Temperatursenkung erforderliche Einspritzzeit errechnet werden kann.
In einigen Fällen ist zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ein Kühlvorgang erforderlich, durch den die Wassertemperatur entweder unter die an der Erdoberfläche herrschende Umgebungstemperatur oder im Falle der Wasserumwälzung unter die Temperatur des aus einer Produktionsbohrung geförderten und erneut umgewälzten Wassers abgesenkt wird. Die Wasserabkühlung kann dabei vermittels mechanischer Kühlung oder eines Adsorptionsverfahrens mit Gasbefeuerung erfolgen. In trockenem Klima braucht das Wasser lediglich über einen Kühlturm oder dgl. geführt zu werden, in welchem es der trockenen Luft ausgesetzt ist, so daß eine Verdunstungsabkühlung erhalten wird. In Wintermonaten oder in kaltem Klima können auch direktwirkende Wärmetauscher eingesetzt werden. Vorzugsweise wird, wenn irgendwie möglich, die Verdunstungskühlung oder die Kühlung mit einem direktwirkenden Wärmetauscher angewandt, um die mit mechanischer Kühlung verbundenen zusätzlichen Betriebskosten zu vermeiden.
Die Kühlflüssigkeit kann dabei auf eine beliebige, oberhalb ihres Gefrierpunkts liegende Temperatur abgekühlt werden, die jedoch wesentlich unterhalb und vorzugsweise wenigstens um 28 0C unter der Maximaltemperatur liegt, bei welcher das verwendete Polymerisat während seiner in der Formation befindlichen Zeit stabil bleibt.
Die Berechnung der Wassereinspritz- oder -injektionszeit zur Erzielung einer gewünschten Temperatursenkung schließt die Berechnung der Wärmeaufnahme des eingespritzten Kaltwassers bei seinem Einführen in das Injektionsbohrloch und bei seiner Abgabe von dem Einspritzpunkt radial in
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die Formation ein. Der Rechenvorgang entspricht dabei im wesentlichen der Berechnung der Wärmeverluste bei Einspritzen einer wärmezuführenden Flüssigkeit, und dgl. Rechengänge sind bereits aus Verfahren der Dampfeinspritzung bekannt. Der einzige Unterschied dabei besteht darin, daß beim Einführen der Kühlflüssigkeit in das Injektionsbohrloch und nach außen in die Formation hinein Wärme aufgenommen und nicht wie bei einem Flutvorgang mit Dampf Wärme abgegeben wird.
Die Vorgänge von Wärmeverlust auf Wärmeaufnahme lassen sich leichter behandeln, wenn sie in zwei Hauptschritte unterteilt werden, nämlich
1) die Wärmeaufnahme bei der Injektion der kalten Flüssigkeit in das Injektionsbohrloch und
2) die Wärmeaufnahme bei der Abgabe der kalten Flüssigkeit vom Injektionsbohrloch radial nach außen in die Formation.
Zur Berechnung der Wärmeaufnahme der eingespritzten kalten Flüssigkeit im ersten Hauptschritt wird der Durchgang der Flüssigkeit durch ein radiales Injektionsbohrloch betrachtet. Die Wärmeaufnahme der strömenden Flüssigkeit läßt sich dann durch die nachstehend angegebene Gleichung (1) darstellen:
QG * Hout - Hin - <*w Cw fw (Tout " Tin> (1)
in welcher
QG die Wärmeaufnahme der durch das Injektionsbohrloch
nach unten strömenden Flüssigkeit, H. die Enthalpie des Wassers am Einlaßende des Inj ektionsbohrlochs,
H . die Enthalpie des Wassers am Auslaßende des Inj ektionsbohrlochs,
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σ der volumetrische Wasserinjektionsdurchsatz, C die spezifische Wärmekapazität von Wasser, γ die Dichte des Wassers,
T. die Gestängetemperatur am Einlaßende und
T . die Gestängetemperatur am Auslaßende ist.
Unter der Annahme, daß die über den Ringraum der Bohrung von der Formation an die durch das Injektionsbohrloch einströmende Flüssigkeit abgegebene Wärmemenge von der Formation momentan zugeführt wird, ergibt Gleichung (2):
QG = UAto (Tc - V = π Dc L Φ
In dieser Gleichung stellt der mittlere Ausdruck den Gesamtwärmeübergang durch den Ringraum dar:
U ist der Gesamtwärmeübergangskoeffizient,
A. die Gesamtwärmeübergangsfläche,
(T - T ) T die mittlere Gestängetemperatur _ out in
und 2
T die mittlere Verrohrungstemperatur.
Die rechte Seite der Gleichung stellt den Wärmeübergang durch Wärmeleitung aus der Formation um das Bohrloch herum dar:
D_, ist der Verrohrungsdurchmesser,
L die Länge des betrachteten Verrohrungssegments und
der durch Oberlagerung ermittelte Wärmefluß, ausgehend von der Schwankung von T in Abhängigkeit von der Zeit.
Wenn nun angenommen wird, daß das Injektionsbohrloch entlang seiner Achse in mehrere Segmente unterteilt sei, läßt sich die Gleichung (1) für jedes Segment vom Bohr-
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lochkopf bis zur Sandfläche (sand face) durch ein Annäherungsverfahren lösen, um die Temperatur des eingespritzten oder eingedrückten Wassers an der Sandfläche zu ermitteln. Da in den meisten Formationen ein verhältnismäßig konstanter Wärmegradient zwischen der Erdoberfläche und der Formation vorhanden ist, sind die entsprechenden Rechengänge verhältnismäßig einfach durchführbar.
Im zweiten Verfahrensschritt wird die Wärmeaufnahme der eingespritzten Flüssigkeit bei ihrem Austritt vom Einspritzpunkt in die Formation ermittelt. Unter der Annahme, daß sich die eingespritzte Flüssigkeit im wesentlichen gleichförmig in Radialrichtung über die ganze Mächtigkeit der Formation ausbreitet, gilt Gleichung (3):
2 7Tr
h (
p4T = -kp
r-
r +
ΔΖ
1Wh (Hcw ~ V
T - T
CW O
r -
r +
Ax
2
Diese Gleichung besagt, daß die Wärmeaufnahme gleich ist der durch Wärmeleitung aufgenommenen Wärme abzüglich der durch Wärmeleitung abgegebenen Wärme, zuzüglich des Wärmeflusses aus der umgebenden Formation und der Wärmeaufnahme durch Wärmeleitung, abzüglich der Wärmeabgabe durch Wärmeleitung.
In Gleichung (3) ist
r die radiale Koordinate,
h die Dicke der Lagerstätte (MächtigkeitJ,
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At
(3)
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(*pC)p die Gesamtwärmekapazitat der Nutzzone , A T die Temperatürzu- oder abnähme, k die Wärmeleitfähigkeit der Nutz zone, At die Zeitzunahme,
2 die Vertikalkoordinate, k die Wärmeleitfähigkeit der umgebenden
Formation,
i der Wasserdurchsatz,
H die Enthalpie des eingespritzten Kaltwassers, H die Enthalpie des Wassers bei der Lagerstättentemperatur,
T die Temperatur des eingespritzten Wassers
(Sandfläche), und
T die Lagerstättentemperatur.
Die vorstehende Gleichung (3) läßt sich numerisch lösen, um die Temperaturverteilung in der Lagerstätte als Funktion der Einspritzzeit des Wassers zu erhalten. Lösungen dieser Gleichung für mehrere vorbestimmte Werte der Einspritzzeit und Wassertemperatur führen zu mehreren Kurven des in Fig. 2 der Zeichnung für ein bestimmtes Anwendungsbeispiel dargestellten Typs. Jede der dargestellten Kurven zeigt den Verlauf der Temperatur in der Formation als Funktion des Abstands vom Einspritzpunkt.
Beispiele
Ausgehend von der oben stehenden Formel wurden anhand praktischer Meßwerte aus dem Caillou Island ölfeld in Louisiana, V. St. v.A. mathematische Berechnungen durchgeführt. Die interessierenden Eigenschaften der Lagerstätte und des Bohrlochs sind in Tabelle I zusammengestellt.
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Tabelle I
Eigenschaften der Lagerstätte und des Bohrlochs Caillou Island ölfeld
Tiefe Formationsmächtigkeit Lagerstättentemperatur Permeabilität Porosität ölsättigung ölviskosität
Wasserviskosität
3 353 m
8,2 m 101 0C
2 400 Millidarcies 27 % 65 %
0,10 Centipoise bei 101 0C
0,28 Centipoise bei 101 0C
Die Berechnungen gingen dabei von einem invertierten 5-Punkt Muster über eine Fläche von 12,14 Hektar (30 Acres), einem Injektionsrohrgestänge von 7,6 cm Innendurchmesser und einer Verrohrung von 12,7 cm Innendurchmesser aus. Die Rechengänge wurden durchgeführt für die Einspritz- oder Injektionsdurchsätze von 47,7, 95,4 und 159 m3 Wasser pro Tag, wobei die Wassertemperatur mit 21,1 0C (70 0F) angenommen wurde.
Zunächst wurde die Temperatur des Wassers am Einspritzpunkt des Bohrlochs in die Formation, d.h. die Sandflächentemperatur für alle drei Durchsatzwerte berechnet, und die Ergebnisse sind in Fig.1 grafisch dargestellt.
Die Sandflächentemperatur für diese drei Durchsätze ist in Fig. 1 als Funktion der Zeit dargestellt. Daraus läßt sich ersehen, daß die Sandflächentemperatur während der ersten 10 Tage der Kaltwassereinspritzung abrupt absinkt und sich dann ziemlich schnell auf einen nahezu konstant bleibenden Wert einstellt. Dieser konstante Temperaturwert ist jedoch eine Funktion des eingespritzten Kaltwasserdurch-
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satzes, wobei mit höheren Durchsätzen niedrigere Konstantwerte der Sandflächentemperatur erhalten werden.
Die Temperatur der Formation an vom Injektionsbohrloch entfernten Stellen ist in Fig. 2 für den Durchsatz von 95,4 m3 pro Tag in Abhängigkeit von der Zeit dargestellt. Wie daraus ersichtlich, läßt sich die Temperatur in jedem Abstand vom Injektionsbohrloch in Abhängigkeit von der Anzahl von Wassereinspritztagen bestimmen. Sämtliche Temperaturprofile nähern sich der ursprünglichen Formationstemperatur, wobei jedoch der Abstand vom Injektionsbohrloch, in welchem sie die ursprüngliche Formationstemperatur erreichen, mit zunehmender Zeitdauer der Kaltwassereinspritzung (bei einer Wassertemperatur von hier 21 0C) zunimmt.
Bei höheren Wassereinspritzdurchsätzen läßt sich die Verringerung der Formationstemperatur auf den gewünschten Wert noch weiter vom Injektionspunkt entfernt in die Formation hinein ausdehnen. So läßt sich beispielsweise die Lagerstättentemperatur in einer Entfernung von 61 m vom Injektionsbohrloch bei einem Wassereinspritzdurchsatz von 159 m3 pro Tag über einen Zeitraum von 1600 Tagen von 101 0C auf unter 65 0C absenken.
Wie aus vorstehendem ersichtlich, läßt sich die Kühlwirkung durch Einspritzen von kälterem Wasser oder bei Verwendung von Wasser mit konstanter Temperatur durch Einspritzen desselben in einem höheren Durchsatz oder über einen längeren Zeitraum hinweg steigern. Selbstverständlich sollte die Polymerisatlösung mit der gleichen Temperatur oder mit nahezu der gleichen Temperatur wie die Kühlflüssigkeit eingespritzt werden, um die Temperatursenkung innerhalb der Formation aufrecht zu erhalten. Die in den beiden
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Zeichnungsfiguren dargestellten Temperaturprofile entsprechen einem dynamischen Zustand, und die Temperatur an jeder beliebigen Stelle innerhalb der Formation nimmt selbstverständlich nach Beendigung der Kühlwassereinspritzung in die Formation mit der Zeit zu. Daher sollten alle vor Einspritzen der Polymerisatlösung eingespritzten Flüssigkeiten und auch die Polymerisatlösung selbst in entsprechender Weise eine der Kühlflüssigkeitstemperatur entsprechende niedrige Temperatur aufweisen, um zu gewährleisten, daß die Polymerisatlösung nicht über einen zulässigen Höchstwert hinaus erhitzt wird. Im allgemeinen ist vorteilhaft, im Anschluß an die Polymerisateinspritzung eingespritztes Wasser gleichfalls zu kühlen, um einen Temperaturanstieg am hinteren Ende der Polymerisatlösung zu vermeiden. Um die Polymerisatlösung durch die Formation hindurchzudrücken, kann auf Oberflächentemperatur befindliches Wasser benutzt werden, sofern im Anschluß an das Einspritzen der Polymerisatlösung eine ausreichend große Menge Kühlflüssigkeit eingeführt worden ist.
Praktisches Beispiel
Das nachstehend angegebene praktische Beispiel dient zur weiteren Veranschaulichung des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Eine Lagerstätte, die mit Polymerisat geflutet werden sollte, wies die folgenden Eigenschaften auf:
Tiefe 1 646 m
Mächtigkeit 10,4 m
Lagerstättentemperatur 52 0C
Permeabilität 0,3 μη2 (315 md.)
Porosität 27 %
Ursprüngliche ölsättigung 58 %
ölviskosität 0,0021 Pa-s (2,1 cp)
bei Formationstemperatur
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Im ersten Verfahrensschritt wurde die Wärmeaufnahme wie vorstehend beschrieben berechnet, ausgehend von einer Wassertemperatur von 21,1 0C (70 0F). Bei einem Einspritzdurchsatz von 47,7 m3 Wasser mit einer Temperatur von angenähert 21 0C pro Tag fiel die Temperatur an der Sandfläche zunächst wie vorstehend beschrieben ab und pendelte sich dann bei angenähert 38,9 0C ein. Bei einem Durchsatz von 95,4 m3 Wasser mit einer Temperatur von angenähert 21 0C pro Tag stellte sich eine konstante Sandflächentemperatur von etwa 32,2 0C ein. Bei einem Durchsatz von 159 m3 Wasser mit einer Temperatur von angenähert 21 0C pro Tag stellte sich eine Sandflächentemperatur von etwa 26,7 0C, und bei einem Durchsatz von 585 m3 Wasser von 21 0C pro Tag eine konstante Temperatur von etwa 23, 9 0C und schließlich bei einem Durchsatz von 975 m3 Wasser pro Tag eine Temperatur von etwa 21,1 0C ein.
Die Formationstemperatur wurde für den täglichen Durchsatz von 159 m3 Wasser mit einer Temperatur von etwa 21 0C ermittelt, und diese verringerte sich auf 51,7 0C in einem Abstand von 15 m im Verlauf von 50 Tagen, in einem Abstand von 23 m nach 80 Tagen, in einem Abstand von 32 m in 160 Tagen, in einem Abstand von 50 m in 400 Tagen, in einem Abstand von 64 m in 1200 Tagen und in einem Abstand von 73 m in 2000 Tagen.
Ausgehend von den vorgenannten Berechnungen wurde das Flutverfahren wie folgt durchgeführt: Kaltwasser mit einer Temperatur von 21,1 0C wurde in einem Durchsatz von 159 m3 täglich 400 Tage lang eingespritzt bis insgesamt 63 600 m3 Kaltwasser eingespritzt worden waren. Dann wurden 16 348 m3 Polymerisatlösung in einem Durchsatz von 159 in3 pro Tag eingespritzt. Diese Lösung enthielt 500 PPM (μ^/g) eines teilweise hydrolisierten Polyacrylamide. Die Temperatur
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der Polymerisatlösung wurde ebenfalls auf 21,1 0C gehalten, um die dynamische Kühlung der Formation aufrecht zu erhalten. Im Anschluß an den Einspritzvorgang der Polymerisatlösung wurde Wasser von 21,1 0C in die Formation eingespritzt, um die Polymerisatlösung durch die Formation hindurchzudrücken. Die vorgenannten Berechnungen beruhten auf einem 5-Punkt Muster in einer Fläche von 2 ha. Mit einem solchen 5-Punkt Muster über eine Fläche von 2 ha werden zusätzlich 34,6 % der Lagerstätte durchströmt, so daß sich eine entsprechende Steigerung der gewonnenen ölmenge ergibt. Bei einer Fläche von 12,14 ha (30 Acres) werden nur 6 % mehr gewonnen, was auf die Schwierigkeiten beim Kühlen größerer Bereiche mit Kühlflüssigkeit der gleichen Temperatur und bei dem gleichen Durchsatz zurückzuführen ist.
Das vorgeschlagene Verfahren ermöglicht somit die Ausbeutung einer erdölführenden unterirdischen Formation durch Fluten mit Polymerisat, auch wenn die für das Polymerisat zulässige Höchsttemperatur weit unter der Formationstemperatur liegt, indem die Formation zunächst durch Einspritzen von Kühlflüssigkeit wie z.B. Wasser vorbehandelt wird, dessen Temperatur weit unter dem Temperaturhöchstwert für das Polymerisat liegt, und dieser Einspritzvorgang während einer ausreichend langen Zeit fortgesetzt wird, um die Formationstemperatur auf sichere Werte abzusenken. Das Verfahren ist selbstverständlich nicht auf die hier dargestellten Ausführungsbeispiele beschränkt und läßt sich in für den Fachmann leicht ersichtlicher Weise weitgehend abändern oder weiter ausgestalten.
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Claims (13)

Patentansprüche :
1. Verfahren zur Vorbehandlung einer erdölführenden, unterirdischen Formation zum Gewinnen von Erdöl durch Fluten mit einer hydrophiles, viskositätssteigerndes Polymerisat enthaltenden Flüssigkeit, wobei die Formationstemperatur über der Temperatur liegt, bei welcher das Polymerisat stabil ist, dadurch gekennzeichnet , daß in die Formation eine Kühlflüssigkeit, deren Temperatur wesentlich unter der Temperatur liegt, bei welcher das Polymerisat stabil ist, während eines Zeitraums eingeführt wird, der so lange bemessen ist, daß der in Berührung mit dem Polymerisat kommende Formationsbereich auf eine Temperatur gebracht wird, bei welcher das Polymerisat stabil ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Kühlflüssigkeit unmittelbar vor Einführen in die Formation einer Kühlung unterworfen wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Kühlflüssigkeit unter der an der Oberfläche des Bohrlochs herrschenden Umgebungstemperatur über den Zeitpunkt hinaus in das Bohrloch eingeführt wird, an dem die aus der Formation gewonnene Flüssigkeit praktisch nur noch aus Wasser besteht und die Temperatur in der Formation im Bereich des Produktionsbohrlochs auf eine vorbestimmte Temperatur, bei welcher das Polymerisat stabil ist, abgesenkt worden ist.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 3, dadurch gekennzeichnet, daß als Kühlflüssigkeit Wasser eingesetzt wird.
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ORIGINAL INSPECTED
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß der Salzgehalt des Wassers auf einen vorbestimmten Wert eingestellt und dadurch die Formation in einen für die optimale Wirkung des Polymerisats günstigen Zustand gebracht wird.
6. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß die Härte des Kühlwassers auf einen für die optimale Wirkung des Polymerisats günstigen Härtegrad eingestellt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 6, dadurch gekennzeichnet , daß die Temperatur der Kühlflüssigkeit
( SO F )
um wenigstens 28 0C unter der Temperatur liegt, bei welcher das oberflächenaktive Mittel stabil ist.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Formationstemperatur auf unter 65 0C abgesenkt wird.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 8, dadurch gekennzeichnet, daß das hydrophile, viskositätssteigernde Polymerisat ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus Polyacrylamid, Polysaccharid, sulfatierten, alkoxylierten Alkyl- oder Alkylarylverbindungen und Gemischen derselben.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 9, wobei in die Formation wenigstens ein Injektionsbohrloch und wenigstens ein Produktionsbohrloch niedergebracht sind, dadurch gekennzeichnet, daß
a) über das Injektionsbohrloch eine wässrige Kühlflüssigkeit, deren Temperatur wesentlich unter der Formationstemperatur liegt, eingeführt wird,
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b) dann über das Injektionsbohrloch eine hydrophiles Polymerisat enthaltende, wässrige Flüssigkeit, deren Temperatur unter der Formationstemperatur liegt, in die Formation eingeführt und
c) das durch die polymerisathaltige Flüssigkeit aus der Formation verdrängte Erdöl über das Produktionsbohrloch gewonnen wird.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß als Polymerisat sulfatiertes, äthoxyliertes Alkylphenol eingesetzt wird.
12. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß als Polymerisat Polyacrylamid eingesetzt wird.
13. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß als Polymerisat Polysaccharid eingesetzt wird.
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