DE2815499A1

DE2815499A1 - Verfahren zur gewinnung von erdgas aus unter wasserdruck stehenden gaslagerstaetten

Info

Publication number: DE2815499A1
Application number: DE19782815499
Authority: DE
Inventors: Lawrence D Christian
Original assignee: Exxon Production Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 1977-04-11
Filing date: 1978-04-10
Publication date: 1978-10-12
Also published as: CA1075597A; NL7803835A; GB1595268A; US4149598A

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus unter Wasserdruck stehenden Gaslagerstätten, bei welchen das in der Schicht vorhandene Wasser in die Gaslagerstätte eindringt.

Bei den herkömmlichen Verfahren dieser Art verbleibt stets ein hoher Anteil des unter Druck stehenden Gases in der Gaslagerstätte zurück und läßt sich im allgemeinen auch nicht gewinnen nachdem aus der höchsten der Gasförderbohrungen bereits Wasser austritt.

Der Erfindung liegt demnach die Aufgabe zugrunde, das Verfahren der eingangs genannten Art derart auszugestalten, daß ein wesentlich höherer Anteil des in der Gaslagerstätte vorhandenen Erdgases im Laufe einer Primär- oder auch Sekundärförderung gewonnen werden kann.

Gelöst wird diese Aufgabe nach der Erfindung dadurch, daß man Wasser aus in die wasserführende Schicht eingebrachten Förderbohrungen abzieht, (wobei es sich um die wasserführende Schicht selbst, um den Bereich der Gaslagerstätte, in welchen bereits Wasser eingedrungen ist, oder um beide handelt), waauf man aus in den Bereich der Gaslagerstätte (in den noch kein Wasser eingedrungen ist) eingebrachten Förderbohrungen Gas fördert, wobei die Wasserabzugsmenge, die zeitliche Abstimmung der Wasserförderung relativ zur Gasförderung und der Ort der Wasserförderbohrungen so abgestimmt wird, daß der Lagerstättendruck sich

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verringert, so daß die als Restgas eingeschlossene und nicht aus der Lagerstätte geförderte Gasmenge geringer ist als die Gasmenge, die als Restgas eingeschlossen werden würde, wenn keine Wasserförderung erfolgte.

Der Abzug von Wasser aus dem wasserführenden Bereich mindert den Lagers tättendrucJc auf ein Niveau, welches tiefer liegt als dasjenige, bei welchem das Restgas durch das vordringende Wasser im Laufe der Primärförderung eingeschlossen worden ist. Während der Lagerstättendruck absinkt, dehnt sich das Restgas aus und wird innerhalb der Lagerstätte beweglich, so daß mindestens ein Teil des beweglichen Gases dann aus den Gasförderbohrungen abgezogen warden kann, die in den Gasbereich eingebracht worden sind, oder das Gas wird zusammen mit dem Wasser aus den in die wasserführende Zone eingebrachten Bohrungen abgezogen. Das Wasser wird bevorzugt aus Bohrungen gefördert, die in der Nähe der ursprünglichen Gas-Wasser-Kontaktflächen liegen.

Das Wasser kann auch bereits aus der wasserführenden Schicht abgezogen werden, um während der Primärförderung die Ausbeute zu erhöhen. Der Abzug von Wasser vermindert den Lagerstäktendruck, der sich sonst aus de» in die Lagerstätte eindringenden Wasser ergeben würde. Der Lageretattendruck wird bei der Gasförderung stärker reduziert,als dies ohne die Wasserförderung der Fall sein würde. Da die Gasmenge in cbm umgerechnet auf Normaldruck und -temperatur, die bei der Förderung in dem Reservoir zurückbleibt, eine direkte Funktion des Druckes ist, führt das erfindungsgemäße Verfahren zu einer erhöhten Ausbeute.

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Bei teilweise entwässerten Gaslagerstätten kann das erfindungsgemäße Verfahren eingesetzt werden, um eine zusätzliche oder sekundäre Gewinnung aus dem entwässerten Teil und eine zusätzliche Primärgewinnung aus dem nicht entwässerten Teil der Lagerstätte zu erzielen. Beim Abbau von Gaslagerstätten, die unter natürlichem Wasserdruck stehen, führt ein Programm, gemäß welchem zunächst eine Zeitlang Gas aus dem Gasbereich gefördert und dann Wasser abgezogen wird, in manchen Fällen zu einer optimalen Wirtschaftlichkeit.

Die Wasserförderbohrungen können in dem entwässerten Teil des Reservoirs und/oder in der wasserführenden Schicht außerhalb der ursprünglichen Gasfördergrenzen vorgesehen werden.

Verschiedene Ausführungsbeispiele der Erfindung soll nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen näher erläutert werden. Dabei zeigt, bzw. zeigen im einzelnen:

Figuren 1, 2

und 3 eine schematische Darstellung des her

kömmlichen Primärabbaues einer Gaslagerstätte, die unter natürlichem Wasserdruck steht,

Figur 4 eine schematische Darstellung des erfindungsgemäßen Verfahrens zur Gewinnung von Gas aus einer bereits abgebauten Gaslagerstätte, die unter natürlichem Wasserdruck steht,

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Figur 5

eine schematische Darstellung einer Lagerstätte zur Erläuterung einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens, gemäß welchem vor dem Primärabbau zusätzliches Gas aus dem unter Wasserdruck stehenden Gasreservoir gefördert wird,

Figur 6

eine graphische Darstellung des Reservoirdruckes über mehrere Jahre für das Katy V-G-Reservoir,

Figur 7

eine graphische Darstellung der berechneten Gassättigung und des Druckes am Ende von 1971 für das Katy V-C-Reservoir,

Figur 8

eine graphische Darstellung der berechneten Gassättigung und des Druckes am Ende von 1976 für das Katy V-C-Reservoir,

Figur 9

eine graphische Darstellung der berechneten räumlichen Lage des Rückstandsgases in dem Katy V-C-Reservoir am Ende von 1976,

Figur IO

eine graphische Darstellung der Auswirkung auf den Reservoirdruck in der Mitte des Katy V-C-Reservoirs (Ring 1) durch den Wasserabzug,

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Figur 11 eine graphische Darstellung der berechneten Reservoirdruckprofile am Ende von 1976, jeweils am Ende eines von 5 Jahren simulierter Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens,

Figur 12 eine graphische Darstellung der kumulierten Gas- und Wasserförderung während der simulierten Anwendungsdauer und das augenblickliche Gas-Wasserverhältnis, und

Figur 13 eine graphische Darstellung der augenblicklichen und kumulierten Gasförderungsprofile.

Das in Fig. 1 dargestellte, unter natürlichem Wasserdruck ste'hende Gasreservoir 10 besitzt einen Gasbereich 11, der auf einer wasserführenden Schicht 12 aufliegt. Die ursprüngeliche Gas-Wasser-Kontaktfläche trägt die Bezugsziffer 13. In Fig. 2 ist der Zustand der Gaslagerstätte 10 dargestellt, nachdem das Reservoir 10 etwa zur Hälfte durch den natürlichen Wasserdruck einem Primärabbau unterzogen worden ist. Gasförderbohrungen 15, die in das Reservoir 10 eingebracht sind, fördern Gas und, da infolge der Gasförderung der Druck abfällt, dringt Wasser im Laufe der Gasförderung in das Reservoir 10 ein. In den Wasserbereich 16 des Gasreservoirs ist das Wasser aus der wasserführenden Schicht 12, wie durch die Pfeile angegeben, eingedrungen. Ein Teil de« Gases' wird durch Kapillarkräfte in den Gesteinsporen gehalten und hierdurch als Restgas in dem Wasserbereich des Reservoirs eingeschlossen. Der Gasbereich 11 ist der Teil des Reservoirs 10, in den kein Wasser eingedrungen ist, und

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der Wasserbereich 16 umfaßt sowohl die wasserführende Schicht 12 und den Teil des Reservoirs 10, in welchen Wasser bereits eingedrungen ist.

In Fig. 3 ist das Reservoir in abgebautem Zustand dargestellt. Das Wasser ist in den gesamten Gasbereich 11 des Reservoirs eingedrungen. Alle Förderbohrungen sind infolge der Wasserförderung eingestellt worden. Der Bereich 16 des Gasreservoirs, in welchen das Wasser eingedrungen ist, enthält 20 bis 30 % Rückstandsgas,und der Druck in dem Reservoir hängt ab von der Geschwindigkeit, mit welcher das Reservoir abgebaut wurde und von der Stärke des Wasserdruckes aus der wasserführenden Schicht 12.

Die Fig. 4, anhand welcher das Sekundärabbauverfahren gemäß der Erfindung erläutert wird, zeigt Wasserförderbohrungen 20, die in die wasserführende Schicht 12 eingebracht sind, sowie eine Gasförderbohrung 21, die in dem Bereich 16 des Reservoirs 10 sich befindet, der von dem Wasser eingenommen worden ist. Große Mengen Wasser werden durch die Bohrungen 20 abgezogen nach dem Abbau des Reservoirs durch einen herkömmlichen Betrieb. Der Abzug solch großer Wasservolumen vermindert den Druck im gesamten Reservoir 10. Das Restgas in dem Wasserbereich 16 des Reservoirs 10 dehnt sich beim Absinken des Druckes aus. Das Gas, das nunmehr die verbleibenden Gasporen nicht mehr zu füllen vermag, strömt aus und wird zusammen mit dem Wasser durch die Förderbohrungen 20 und 21 abgezogen. Bei Lagerstätten mit einer starken Neigung und einer hohen Durchdringbarkeit

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führen Gravitationskräfte zu einem Gasstrom in Richtung auf die Kappe der Formationsstruktur, wo es, getrennt vom Wasser, durch beispielsweise die Gasförderbohrung 21 gefördert werden kann. Der Prozentsatz des gewonnenen Rückstandsgases ist eine Funktion des erfolgten Druckabbaues. Aus einem Reservoir, in welchem das Restgas mit einem Druck von 137 bar eingeschlossen worden ist, kann etwa die Hälfte des Restgases gewonnen werden, wenn man den Druck auf 68,5 bar vermindert. Die in die wasserführende Schicht 12 außerhalb des ursprünglichen Gasreservoirs 10 eingebrachten 'Förderbohrungen 20 sind besonders wirksam, insofern, als 1. der Druckabfall sich durch das gesamte Beservoir auswirkt und 2. derartige Förderbohrungen eine höhere Leistung haben als Bohrungen, die in ein Gestein eingebracht werden, das das Restgas enthält, d.h. im Bereich des mit Wasser gefüllten Reservoirs.

Das in Fig. 5 dargestellte Reservoir 10 ist teilweise abgebaut, wobei die Wasserförderbohrungen 20 große Wassermengen aus der wasserführenden Schicht 12 abziehen, während eine Gasförderbohrung 21, die in dem Gasbereich 11 des Reservoirs 10 eingebracht ist, Gas fördert. Somit werden gleichzeitig mit der Primärgasförderung durch die Förderbohrung 21 große Mengen Wasser abgezogen, um den Reservoirdruck stärker abzusenken, als dies ohne Wasserförderung erzielt würde. Die gleichen Vorteile werden bei der Gasgewinnung erreicht, wie bei dem Sekundärgewinnungsverfahren, das oben beschrieben wurde. Die Wasserförderung kann während der gesamten Gasförderzeit durchgeführt werden, oder es kann auch die Wasserproduktbn erst aufgenommen

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werden, nachdem die Gasförderung bereits läuft. Obwohl die Förderbohrungen 20 nur in der wasserführenden Schicht dargestellt sind, können sie auch in den Bereich 16 des Reservoirs 10 eingebracht sein, der von dem Wasser eingenommen worden ist. Die wirkungsvollste Stelle für den Wasserabzug liegt im Bereich des ursprünglichen Gas-Wasser-Kontaktes, wo das Wasser zufließt, obwohl zusätzliches Gas gewonnen werden kann, indem man große Wasservolumen von jeder beliebigen Stelle abzieht, sei es nun der vom Wasser eingenommene Teil des Reservoirs oder die wasserführende Schicht.

Um das erfindungsgemaße Verfahren zu erläutern, wird eine simulierte Anwendung auf ein bestehendes Reservoir, nämlich das Katy V-C-Reservoir nun durchgeführt. Das Katy V-C-Reservoir wurde im Jahre 1936 entdeckt. Das Reservoir wurde zyklisch behandelt durch die Injektion von Trockengas und die Förderung von Naßgas bis 1969. Die geförderten Gasvolumen übertragen die injizierten Volumina um geringfügige Mengen. Es wurde dann ein Abblasen in großen Mengen begonnen, das in der Mitte des Jahres 1973 beendet war. Während es Abblasens wurde der Reservoirdruck (jeweils gemessen in dem Teil des Reservoirs, in welchem sich noch kein Wasser befand) von etwa 158 bar auf etwa 75 bar gemindert. Etwa 75 % der 88 Milliarden Kubikfuß von Gas, das in dem Reservoir zurückblieb, wurde jedoch bei der Waseerverdrangung unter einem Druck von über 137 bar eingeschlossen, wobei anschließend kein Absinken des Druckes auf weniger als 137 bar erfolgt ist.

Ein eindimensionales, radiales, numerisches Simulationsmodell wurde entwickelt, um eine Basis zur-Voraussage des Reservoir-

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Verhaltens zu schaffen, bei einem Sekundärabbauprogramm unter Verwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens. Das Modell war, ähnlich wie das in einer Veröffentlichung (6166) von J,L. Lutes und anderen beschriebene, das bei der 51. jährlichen Herbsttagung der "Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME", New Orleans vom 3. bis 6. Oktober 1976 vorgestellt wurde. Das Modell wurde verschiedenen Modifikationen unterworfen, von denen die wichtigste darin zu sehen ist, daß das in dem Wasser der wasserführenden Schicht gelöste Gas eingeschlossen wurde. Das Modell besaß siebzehn Ringe, wobei die vierzehn inneren das Gasreservoir repräsentierten, während die drei äußeren großen Ringe die wasserführende Schicht darstellten.

Die Fördergeschichte des Katy V-C-Reservoirs wurde simuliert, um den Wert des numerischen Modells zu bestimmen, wie auch die laufende Sättigungs- und Druckverteilung. Die Fig. 6 zeigt die gemessenen und die (unter Verwendung des Modells) berechneten historischen Druckwerte von 1940 bis 1976. Es ist hierzu noch herauszustellen, daß die Übereinstimmung gut ist, besonders seit 1960.

Die Fig_o 7 zeigt die berechneten Gassättigungs- und Druckprofile am Ende des Jahres 1971, als das Reservoir etwa zu 2/3 vom Wasser eingenommen war. In dieser Fig. und in den Fig. 8 und 11 bedeutet "M f.t" "1 000 Fuß". Die relative Gaspermeabilität in dem Modell war 0 bis 23 % Gassättigung und darunter. Die

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Kompression infolge des Druckanstieges seit dem Gaseinschluß zeigt sich durch Sättigungen von weniger als 23 %, wie bei 10 000 Fuß von der Mitte des Reservoirs. Wo die Gassättigungen hinter der Wasserlinie, oberhalb von 23 % liegen (von etwa 8 000 bis 9 000 Fuß radialem Abstand) ist der Reservatdruck geringer als derjenige, bei welchem der Einschluß eintrat. Von diesen Gasvolumen dringt das Gas nach innen durch, wird jedoch unmittelbar innerhalb von 8 000 Fuß eingeschlossen und gesammelt.

Die Fig. 8 zeigt die berechneten Gassättigungs- und Druckprofile am Ende des Jahres 1976 nach 3-jährigem Reservoirabschluß. Das Gassättigungsprofil zeigt, daß ein verhältnismäßig großer Teil des Reservoirs (etwa 1/3) eine Sättigung von wesentlich unter 23 % aufweist und eine beträchtliche Sntpsannung erfordert, bevor das Gas bewegungsfähig wird. Das Gas wird bewegungsfähig nach einer geringen Entspannung in den verbleibenden Zweidritteln des Reservoirs.

Die Fig· 9 zeigt die berechnete Lagerstelle des Restgases in dem Katy V-C-Reservoir am Ende des Jahres 1976. Dieses stimmt mit den Profilen der Fig. 8 überein, über 75 % des Restgases in dem Reservoir liegt in der äußeren Hälfte des Radialabstandes von dem Mittelpunkt des Reservoirs.

Die Fig. 8 und 9 zeigen, daß ein Sekundärgewinnungsprogramm, beruhend auf einer Druckminderang des Reservoirs, den Reservoirdruck in dem ganzen Reservoir vermindern muß, um eine

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Wirkung zu zeigen. Ein "herkömmliches" Förderprogramm, gemäß welchem ein Abziehen, konzentriert im mittleren Bereich des Reservoirs, durchgeführt wird, würde ein am wenigsten wirkungsvolles Programm sein, das man aufstellen könnte. Das Sekundärförderprogramm, gemäß dem simulierten Modell, war die Förderung von 31 800 m (200 000 barreis) Wasser pro Tag von 30 bis 40 Förderbohrungen, die in der wasserführenden Schicht eingebracht waren, grade außerhalb der ursprünglichen Fördergrenze des Reservoirs und die Förderung von 1 272 m (8 000 barreis) Wasser pro Tag von 3 bis 5 Bohrungen im Bereich der Mitte des Reservoirs. Das bewegungsfähige Gas würde zusammen mit dem Wasser in den beiden Bohrungsgruppen gefördert.

Nach dem Modell war ein Abzug von 31 8000 m pro Tag (200 stock tank barreis pro Tag) an Wasser aus dem Ring 14 (in dem Reservoir) mit einem Gas/Flüssigkeitsverhältnis, berechnet aus den Modellsättigungen, für die äußeren Bohrungen festgelegt.

3
Ein Abzug von 1 272 m pro Tag (8 000 stock tank barreis pro Tag) während der Dauer von 2 Jahren, gefolgt von 636 m pro Tag (4 000 stock tank barreis pro Tag) während der Dauer von 3 Jahren aus dem Ring 3 (in dem Reservoir) mit Gas/Flüssigkeitsverhältnissen, berechnet aus den ModeUsättigungen für die inneren Bohrungen, vorgesehen. Mit dem Abzug wurde am 1. Januar 1977 begonnen.

Die Fig. 10 zeigt die Auswirkung auf den Reservoirdruck (in Ring 1) durch den Abzug bei einem Beginn der Wasserförderung 1976. Der Druck wurde auf etwa 1 000 psig im Laufe von 2 Jahren

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(1978) und auf 500 psig in 5 Jahren (1981) abgesenkt. Der "Sprung" im ersten Viertel des Jahres 1979 beruht auf einer Verminderung der Wasserförderung aus Ring 3 von 1 272 m pro Tag (8 000 barreis pro Tag) auf 636 m pro Tag (4 000 barreis pro Tag).

Die Ringe besaßen die folgenden äußeren Radien in Fuß:

1	800
2	1 600
3	2 400
4 -	3 200
5	4 000
6	4 800
7	5 600
8	6 400
9	7 200
10	8 000
11	8 800
12	9 600
13	10 400
14	11 050
15	15 000
16 . -	60 000
17	110 050

Die Fig. 11 zeigt die berechneten Reservoirdruckprofile am Ende des Jahres 1976 und jeweils am Ende eines der 5 Jahre während der durchgeführten Simulationsdauer. 3 Jahre (bis zum Ende des

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Jahres 1979) beträgt etwa die durchführbare Dauer des definierten Programms, da der Reservoirdruck nach diesem Datum geringer als 1 000 psig ist. Ein Reservoirdruck von etwa 1 000 psig ist erforderlich, um die angestrebten Fördermengen aufrechtzuerhalten.

Die Fig. 12 zeigt eine graphische Darstellung der kumulativen Gasförderung in Milliardenkubikfuß sowie die kumulative Wasserförderung in Millionenbarrels während des Sekundärgewinnungsprogramms, wie auch das augenblickliche Gas-Wasser-Verhältnis. Der "Sprung"in der Verhältniskurve beruht auf der Gasförderung durch die inneren Förderbohrungen (Ring 3). Diese Bohrungen förderten im Laufe des Jahres 1976 nur wenig freies Gas, infolge der geringen ursprünglichen Gassätttigung in Ring 3. Im Jahre 1977 war der Ring 3 entwässert und hinreichend entspannt (bei einem entsprechenden Anstieg in der Gassättigung), so daß die inneren Bohrungen mit der Förderung freien Gases bei Ansteigen des Gas-Wasser-Verhältnisses begannen. Der Zweiphasenstrom beschleunigte den Druckabfall und das Ansteigen des Gas-Wasser-Verhältnisses mit dem Ergebnis, daß eine Verminderung der Wasserförderung erforderlich war. Das Gas-Wasser-Verhältnis der Bohrungen in Ring 3 verminderte sich rasch im Anschluß an die Reduzierung der Wasserförderung.

Die Fig. 13 zeigt die augenblicklichen und kumulativen Gasförderungsprofile in Millionenkubikfuß pro Tag bzw. Milliardenkubikfuß. Die Gasförderung beginnt bald nach der Einleitung der Wasserförderung, erreicht rasch ein Maeimum und sinkt während

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des verbleibenden Teils des simulierten Sekundärgewinnungsprogramms ab. Der "Sprung" in 1978 ergibt sich aus der Erklärung im Zusammenhang mit Fig. 12.

Die folgende Tabelle 1 faßt die berechnete jährliche Gasförderung und die Information bezüglich der kumulativen Gewinnung während der 5-jährigen Simulation zusammen.

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Tabelle I Kumulative Förderung am Ende des Jahres in Mrd. f*

total Aus Lösung
im Wasser

Aus Restgassättigung

% der gewonnenen Restgassättigung aus 1976 (Jahresende)

OO O	1977 1978	57,5 43,6	21,0 36,9	0,9 1,7
sr	1979	19,2	43,9	2,4
	1980	18,9	50,8	3,1
σ	1981	18,1	57,4	3,7

20,1
35,2
41,5
47,7
53,7

27,5
48,2
56,8
65,3
73,6

CXl

Ja».

CJl

•r

LD IO

Die Zahlen der Tabelle 1 zeigen, daß die Gewinnung bis zum Ende des Jahres 1979 (zuvor bezeichnet als die durchführbare Dauer des Sekundärgewinnungsprogramms) 56,8 % des am Ort befindlichen

3 Restgases beträgt plus zusätzlichen 2,4 Milliarden f aus der Lösung in dem Reservoir und dem Wasser der wasserführenden Schicht.

Das Katy V-C-Reservoir und das Wasser der wasserführenden Schicht ist wohl aufgrund biologischer Betrachtungen mit Gas gesättigt. Eine Probe des Reservoirwassers, das im Jahre 1974 bei 2 020 psig entnommen worden war, ergab 10,9 Standard

f gelösten Gases pro Barrel der Probe, was mit den veröffentlichten Sättigungsbeziehungen übereinstimmt. Das Lösungsgas in dem numerischen Simulationsreservoir und dem Wasser der wasserführenden Schicht ist in der nachfolgenden Tabelle II zusammengestellt.

Tabelle II

3 Druck in psig Lösungsgas in Standard f

pro Barrel

	100
1	000
2	000
3	300

0,8

6,3

10,8 14,7

3
Bei dem Erfordernis 31 800 m pro Tag (200 000 barreis pro Tag) hendelt es sich um Mengen, die von einzelnen Bohrungen aufrecht-

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erhalten werden können, was äußerst wichtig für die wirtschaftliche Durchführbarkeit ist. Die berechnete Bohrlochförderung liegt bei 19 (krw) barreis pro Tag pro psi, wobei krw die relative Wasserpermeabilitat ist. Die relative Wasserpermeabilitat bei Imbibitions Restgassättigung wird auf etwa 0,122 geschätzt, so daß die berechnete Produktivität innerhalb der Reservoirgrenzen bei etwa 2,3 barreis pro Tag pro psi liegt. Unter Berücksichtigung einer gewissen Bohrlochschädigung sollte ein Bohrloch in der Lage sein, el 000 bis 1 500 barreis pro Tag beim Anheben vom Boden fördern, solange der Reservoirdruck oberhalb 1 000 psig liegt. Wenn die äußeren Förderbohrungen außerhalb der ursprünglichen Reservoirförderungsgrenzen liegen, beträgt die Gassättigung etwa 0,2 % ursprünglich und sollte sich bei einer Dränagegleichgewichtssättigung um etwa 3 % in der unmittelbaren Nachbarschaft der Bohrungen stabilisieren. Die relative Permeabilität würde etwa bei 0,8 liegen und die berechnete Produktivität bei 15,2 barreis pro Tag pro psi. Unter Berücksichtigung einer gewissen Bohrlochschädigung sollten vom Boden anhebende Bohrungen in der Lage sein, 8 000 bis 10 000 barreis pro Tag zu fördern, solange der Reservoirdruck oberhalb 1 000 psi liegt.

Eine Umrechnung der Größeneinheit, im besonderen in den Tabellen wurde bewußt nicht vorgenommen, um eine Übereinstimmung mit den Einheitsangaben in den Zeichnungen zu gewährleisten.

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Claims

DR. KARL TH. HBGBL · DIPL.-ING. KLAUS PATENTANWÄLTE 2 HAMBURG 5O GROSSE BERGSTRASSE 223 8 MÜNCHEN 6O JULIUS-KREIS-STRASSB 33 POSTFACH 500662 TELEFON (O 4O) 39 62 95 TELEFON (O 89) 88 5210 Γ Π Telegramm-Adresse: Doellnerpntent München Ihr Zeichen: Unser Zeichen: 80OO München, den H 2838 Exxon Production Research Company P. 0. Box 2189 Houston, Texas 77001 V. St. A. Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus unter Wasserdruck stehenden Gaslagerstätten Ansprüche

1. Verfahren zur Gewinnung von Erdgas aus unter Wasserdruck stehenden Gaslagerstätten, bei welchen das in der Sticht vorhandene Wasser in die Gaslagerstätte eindringt, dadurch gekennzeichnet, daß man Wasser aus in die wasserführende

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ORIGINAL INSPECTED

Schicht eingebrachten Förderbohrungen abzieht, wobei es sich um die wasserführende Schicht selbst, um den Bereich der Gaslagerstätte, in welchen bereits Wasser eingedrungen ist, oder um beide Bereiche handelt, worauf man aus in den Bereich der Gaslagerstätte, in den noch kein Wasser eingedrungen ist, eingebrachten Förderbohrungen Gas fördert, wobei die Wasserabzugsmenge, die zeitliche Abstimmung der Wasserförderung relativ zur Gasförderung und der Ort der Wasserförderbohrungen so abgestimmt wird, daß die als Restgas eingeschlossene und nicht aus der Lagerstätte geförderte Gasmenge geringer ist als die Gasmenge, die als Restgas eingeschlossen werden würde,wenn keine Wasserförderung erfolgte.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man gleichzeitig mit dem Wasser auch Gas fördert.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man das Gas und das Wasser zu verschiedenen Zeiten fördert.

4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Wasserförderbohrungen in der Nähe der ursprünglichen Gas-Wasser-Kontaktfläche einbringt.

5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man das Wasser aus der wasserführenden Schicht im Laufe der Primärförderung der Gaslagerstätte abzieht.

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6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man das Wasser aus der wasserführenden Schicht im Laufe der Sekundärförderung der Gaslagerstätte abzieht.

7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man das Wasser nur aus der wasserführenden Schicht fördert.

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