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Die
vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bohrlochbehandlung
eines Kohlenwasserstoff-Bohrlochs (z. B. zum Verringern oder Ableiten
unerwünschter
Wasserströmungen
in der das Bohrloch umgebenden Matrix) und außerdem eine Zusammensetzung
zur Verwendung in einem derartigen Bohrlochbehandlungsverfahren.
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Während des
Betriebs eines Kohlenwasserstoff-Bohrlochs (d. h. eines Gas- oder Öl-Bohrlochs)
treten untertage verschiedene Probleme auf, wie die Korrosion von
Metallbeschlägen,
Ablagerungen, die den Kohlenwasserstoffstrom hemmen (z. B. Kesselstein,
Gasclathrate, Metallsulfide, Wachse, Gelpolymere, mikrobieller Schlamm,
etc.), die Bildung von giftigem Schwefelwasserstoff durch Sulfat-reduzierende
Bakterien, vermehrtes Eindringen von Wasser in das produzierende
Bohrloch, etc.
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Wenn
man zum Beispiel Meerwasser durch eine Einspritzbohrung in eine Öl-führende Schicht
einspritzt, um das Öl
durch die Formation (d. h. das Gestein) in das produzierende Bohrloch
zu zwängen,
können Unterschiede
hinsichtlich der im Einspritzwasser und der im bereits in der Formation
vorliegenden Wasser gelösten
Stoffe das Ausfällen
von Metallsalzen in Form von Kesselstein verursachen, wobei das
produzierende Bohrlochs nach und nach verstopft.
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Üblicherweise
begegnet man diesem Problem, indem man einen "Schub" von Kesselsteininhibitorchemikalien
zuführt,
d. h. Chemikalien, die den Kesselstein aufbrechen und den Öl- oder
Gasstrom verbessern. Dabei drosselt man im Allgemeinen den Kohlenwasserstoffstrom,
presst eine wässrige
Lösung
des Kesselsteininhibitors unter Druck das produzierende Bohrloch
hinunter, um die Inhibitorlösung
in die Formation zu zwängen,
und nimmt die Förderung
wieder auf. Nach dieser Behandlung kann man im Allgemeinen etwa
weitere sechs Monate Kohlenwasserstoff fördern, bis ein weiterer Schub
erforderlich ist; jeder Schub beschädigt die das produzierende
Bohrloch umgebende Formation etwas, und infolgedessen können vermehrt
Fragmente der Formation (d. h. Gesteinskörner etc.) in das Bohrloch
gelangen.
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Bei
einer Ölbohrung
wird das produzierende Bohrloch im Bereich der Kohlenwasserstoff-führenden Schicht
im Allgemeinen mit "Kiespackungen", sandhaltigen Filterelementen,
ausgekleidet, die dazu dienen, Formationsfragmente abzufangen; man
hat vorgeschlagen, in diese Kiespackungen keramische Teilchen einzubeziehen,
die mit Bohrlochbehandlungschemikalien wie Kesselsteininhibitoren
(siehe EP-A-656459 und WO 96/27070) oder Bakterien (siehe WO 99/36667)
beschichtet oder imprägniert
sind. Gleichfalls wurde die Behandlung der Formation, die das produzierende
Bohrloch umgibt, mit Bohrlochbehandlungschemikalien vorgeschlagen,
bevor man die Kohlenwasserstoffförderung
aufnimmt, z. B. in GB-A-2290096 und WO 99/54592.
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Ebenfalls
bekannt sind verschiedene polymere, oligomere, anorganische und
andere teilchenförmige Träger für Bohrlochbehandlungschemikalien,
z. B. Ionenaustauscherharzteilchen (siehe US-A4787455), Acrylamid-Polymerteilchen
(siehe EP-A193369), Gelatinekapseln (siehe US-3676363), oligomere Matrices und Kapseln
(siehe US-A-4986353 und US-A4986354), keramische Teilchen (siehe
WO 99/54592, WO 96/27070 und EP-A-656459), und Teilchen der Bohrlochbehandlungschemikalie
selbst (siehe WO 97/45625).
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Ein
besonderes Problem besteht darin, dass Wasser in den Kohlenwasserstoff
führenden
Schichten in das produzierende Bohrloch eindringen und mit dem gewünschten
Kohlenwasserstoff gefördert
werden kann. Man muss dieses "geförderte Wasser" dann aus dem Kohlenwasserstoffprodukt
abtrennen, reinigen und in die Umwelt zurückführen. Wie erwähnt, kann
dieses Wasser außerdem
Ablagerungen in und Korrosion der Untertage-Anlage verursachen und
so den Kohlenwasserstoffstrom aus dem Bohrloch verringern und ein
zeitweiliges Abstellen und eine Schubbehandlung des produzierenden
Bohrlochs erforderlich machen. Diese Effekte haben naturgemäß schwerwiegende
Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit und Rentabilität des Betriebs
der Kohlenwasserstoffbohrlöcher,
insbesondere von Bohrlöchern
auf offener See.
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Verfahren
der Bohrlochbehandlung zur Verringerung der Permeabilität der Formation
in Bereichen einer unterirdischen Formation, in denen Wasserströmung Probleme
verursacht, sind bekannt. So beschreibt zum Beispiel die US-A-5048607
die Injektion einer Öl-in-Wasser-Emulsion, in der
die Ölphasentröpfchen aus Styrol,
Divinylbenzol und einem radikalischen Polymerisationsinitiator bestehen.
Diese Emulsion erzeugt durch in situ-Polymerisation Polystyrolteilchen.
Die EP-A651131 beschreibt die Verwendung einer wässrigen Lösung eines wasserlöslichen
Acrylmonomers, eines Vernetzers und eines Polymerisationsinitiators.
Diese Lösung
bildet bei der in situ-Polymerisation ein Gel.
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Die
vorliegende Erfindung betrifft gleichfalls das Einbringen einer
Emulsion in die ein Bohrloch umgebende Formation, die unter Bildung
von Polymerteilchen in der Formation polymerisierbar ist. Man hat
jedoch erkannt, dass es vorteilhaft ist, wenn die diskontinuierliche
Phase der Emulsion einen nicht polymerisierbaren flüssigen Träger enthält, z. B.
in der Weise, dass diese nur einen untergeordneten Anteil eines
polymerisierbaren Monomers enthält;
auf diese Weise wird die unerwünschte
Teilchenbildung minimiert, wenn die diskontinuierliche Phase der
Emulsion mit der Umgebungsflüssigkeit
in der Matrix mischbar ist, weil die Emulsionströpfchen verdünnt werden. Außerdem können die
durch die Polymerisation in der diskontinuierlichen Phase der Emulsion
gebildeten Teilchen als Reservoire für Bohrlochbehandlungschemikalien,
z. B. Kesselsteininhibitoren, dienen.
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In
einem Aspekt stellt die Erfindung daher ein Verfahren zur Bohrlochbehandlung
bereit, bei dem man in die ein Kohlenwasserstoff-Bohrloch umgebende
Matrix eine Emulsion einbringt, deren diskontinuierliche Phase einen
nicht polymerisierbaren, wasser- oder ölmischbaren flüssigen Träger, ein
polymerisierbares Monomer und einen thermisch aktivierten Polymerisationsinitiator
umfasst, wobei das Monomer 2 bis 40 Gew.-% der diskontinuierlichen
Phase ausmacht.
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In
einem weiteren Aspekt stellt die Erfindung eine Bohrlochbehandlungsemulsion
bereit, deren diskontinuierliche Phase einen nicht polymerisierbaren,
wasser- oder ölmischbaren
flüssigen
Träger,
ein polymerisierbares Monomer und einen thermisch aktivierten Polymerisationsinitiator
umfasst, wobei das Monomer 2 bis 40 Gew.-% der diskontinuierlichen
Phase ausmacht.
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In
einem weiteren Aspekt betrifft die Erfindung außerdem die Verwendung der beschriebenen
Emulsion als Kohlenwasserstoff-Bohrlochbehandlungsmittel.
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Die
erfindungsgemäßen oder
erfindungsgemäß verwendeten
Emulsionen können
entweder Öl-in-Wasser- oder Wasser-in-Öl-Emulsionen
sein, d. h. die kontinuierliche Phase kann entweder wasser- oder ölmischbar
sein und die diskontinuierliche Phase kann entsprechend entweder öl- oder wassermischbar
sein. Im Allgemeinen sind Öl-in-Wasser-Emulsionen
bevorzugt. Man kann aber Wasser-in-Öl-Emulsionen zum Beispiel dann
verwenden, wenn es aus bestimmten Gründen erwünscht ist, die Kohlenwasserstoffströmungsgeschwindigkeit
in einer Kohlenwasserstoffführenden
Schicht zu verringern oder wenn es erwünscht ist, Reservoire wasserlöslicher
Bohrlochbehandlungschemikalien in einer Zone einer Kohlenwasserstoff-führenden Schicht
anzuordnen, bevor wesentliche Mengen Wasser diese Zone erreichen.
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Die
hier verwendeten Begriffe Öl-in-Wasser-Emulsion
und Wasser-in-Öl-Emulsion
beziehen sich auf Emulsionen mit einer kontinuierlichen flüssigen Phase
und einer diskontinuierlichen flüssigen
Phase, wovon eine wassermischbar ist und die andere nicht. Obgleich
die wassermischbare Phase im Allgemeinen wässrig ist, ist sie dies nicht
zwingend und kann anstelle von Wasser zum Beispiel ein Lösungsmittel
oder Lösungsmittelgemisch,
wie einen Alkohol, umfassen, das wassermischbar ist.
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Die
erfindungsgemäßen oder
erfindungsgemäß verwendeten
Emulsionen enthalten im Allgemeinen wenigstens einen Stabilisator,
zum Beispiel ein oberflächenaktives
Mittel (z. B. ein Amphiphil) oder ein Makromolekül, zum Beispiel ein Polysaccharid
oder Polysaccharidderivat wie einen Celluloseether, z. B. Hydroxypropylmethylcellulose.
Gegebenenfalls können
die Emulsionen auch Gummen und/oder Geliermittel als Stabilisatoren
enthalten. Der Stabilisator wird vorzugsweise als eine untergeordnete
Komponente der Emulsion verwendet, z. B. in Mengen, die zur Stabilisierung
der Emulsion für
die Spanne zwischen der Herstellung und der Untertage-Verbringung
ausreichen. Im Allgemeinen macht der Stabilisator bis zu 20 Gew.-%
der kontinuierlichen Phase aus, z. B. 0,5 bis 10 Gew.-%, vorzugsweise
1 bis 5 Gew.-%, insbesondere 1,5 bis 3 Gew.-%. Beispiele geeigneter
Stabilisatoren in Form oberflächenaktiver
Mittel umfassen die oberflächenaktiven
Mittel der Klasse Span und Tween. Nichtionische oberflächenaktive
Mittel wie Berol 06 (erhältlich
von Akzo Nobel und vorliegend als 10 EO bezeichnet, da der Stabilisator
10 Ethoxygruppen pro Molekül
enthält),
HTAB (Hexadecyltrimethylammoniumbromid), Berol 26 (erhältlich von
Akzo Nobel) und insbesondere Span 80 sind besonders bevorzugt.
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Der
Begriff Monomer soll vorliegend die molekularen Baueinheiten bezeichnen,
aus denen ein Polymer hergestellt werden kann. Der Begriff umfasst
daher das primäre
Monomer sowie alle verzweigenden oder nicht verzweigenden Comonomere
oder Vernetzungsmittel. Im Allgemeinen stellen jedoch die nicht
verzweigenden/nicht vernetzenden Monomere wenigstens 80 Gew.-%, vorzugsweise wenigstens
90 Gew.-%, insbesondere wenigstens 95 Gew.-% des gesamten Monomers
dar.
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Für die Öl-in-Wasser-Emulsionen
ist das Monomer vorzugsweise unter acrylischen, vinylischen und styrolischen
Monomeren und damit polymerisierbaren Comonomeren, Vernetzungsmitteln,
verzweigenden Monomeren etc. ausgewählt. Beispiele geeigneter Monomere
umfassen vinylaliphatische Monomere wie Ester der Acryl- und Methacrylsäure, Acrylnitril,
und vinylaromatische Monomere wie Styrol und substituierte Styrole. Bevorzugt
sind styrolische Monomere, wahlweise und vorzugsweise zusammen mit
Vernetzern, z. B. mit Divinylbenzol, und Methylmethacrylat wahlweise
und vorzugsweise zusammen mit Vernetzern wie EGMA (Ethylenglycoldimethacrylat).
Gegebenenfalls kann eines oder mehrere der Monomere funktionalisiert
sein, z. B. unter Ausbildung oberflächlicher saurer oder basischer
Gruppen (z. B. Carboxyl- oder Aminofunktionen) auf den erhaltenen
Polymerteilchen, zum Beispiel zum Abfangen von Metallatomen aus
dem Wasser, das die Teilchen erreicht, um so die Kesselstein-Bildung
zu verringern, zur leichteren Haftung der Teilchen an Formationsoberflächen, zur
leichteren Teilchenaggregation oder zum Hemmen der Teilchenaggregation,
etc. Geeignete vinylische Monomere umfassen Verbindungen der Formel
CH2=CR2, worin jedes
R unabhängig
für eine
aliphatische, cyclische Kohlenwasserstoff- oder funktionelle Gruppe
(z. B. mit bis zu 10 Kohlenstoffatomen) steht.
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Für die Wasser-in-Öl-Emulsionen
sind die Monomere vorzugsweise saure vinylische, styrolische oder acrylische
Monomere, z. B. Acrylsäure,
Methacrylsäure
etc. Wiederum wird vorzugsweise ein Vernetzungsmittel mitverwendet,
z. B. Bis-(N,N'-Methylenbisacrylamid).
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Das
Monomer macht vorzugsweise 2 bis 30 Gew.-% der diskontinuierlichen
Phase aus, insbesondere 3 bis 20 Gew.-%, speziell 5 bis 15 Gew.-%.
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Vernetzende
Monomere, z. B. Divinylbenzol und Bis, werden vorzugsweise in einem
Gewichtsverhältnis
zum nicht vernetzenden Monomer bis zu 1:1, insbesondere 1:100 bis
1:2, besonders bevorzugt 1:10 bis 1:3.
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Die
diskontinuierliche Phase der Emulsion enthält auch einen Polymerisationsinitiator,
vorzugsweise einen thermisch aktivierten Initiator, insbesondere
einen solchen, der bei Temperaturen über 70°C aktiviert wird. Dieser Initiator
liegt im Allgemeinen in 0,01 bis 2 Gew.-%, bezogen auf die diskontinuierliche
Phase, insbesondere 0,02 bis 0,2 Gew.-% vor.
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Beispiele öllöslicher
Initiatoren umfassen AIBN (2,2'-Azobis(2-methylpropionitril))
und Diazo- und organische
Peroxid- oder Peroxyesterverbindungen, insbesondere solche Verbindungen
mit lipophilen Kohlenstoffketten, und Beispiele wasserlöslicher
Initiatoren umfassen NH4S2O8, K4S2O8, wasserlösliche Diazosalze und andere
ionische Salze.
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Es
ist besonders bevorzugt, dass die diskontinuierliche Phase in einer Öl-in-Wasser-Emulsion
enthält: 2
bis 30 Gew.-% eines nicht vernetzenden öllöslichen Monomers, insbesondere
5 bis 8 Gew.-%; 0,5 bis 20 Gew.-% eines vernetzenden öllöslichen
Monomers, insbesondere 1 bis 2 Gew.-%, und 0,04 bis 0,15 Gew.-% eines
Polymerisationsinitiators.
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Die
diskontinuierliche Phase der Emulsion kann gegebenenfalls auch Bohrlochbehandlungschemikalien
oder deren Vorläufer
enthalten. Dabei kann es sich um beliebige Mittel handeln, mit denen
man Untertage-Probleme angeht, wie Korrosion, Verringerung des Kohlenwasserstoffstroms
oder H2S-Bildung. Beispiele derartiger Mittel
umfassen Kesselsteininhibitoren, Entschäumer, Korrosionsinhibitoren,
Biozide, oberflächenaktive
Mittel, Sauerstofffänger,
Bakterien, etc. So umfassen zum Beispiel typische Kesselsteininhibitoren
anorganische und organische Phosphonate (z. B. Natrium-aminotrismethylenphosphonat),
Polyaminocarbonsäuren,
Polyacrylamine, Polycarbonsäuren,
Polysulfonsäuren,
Phosphatester, anorganische Phosphate, Polyacrylsäuren, Inuline
(z. B. Natrium-carboxymethylinulin), Phytinsäure und Derivate (insbesondere
Carbonsäurederivate)
davon, Polyaspartate etc. Beispiele bevorzugter Bohrlochbehandlungschemikalien
umfassen: Hydrathemmer, Kesselsteininhibitoren, Asphalteninhibitoren,
Wachsinhibitoren und Korrosionsinhibitoren. Diese Inhibitoren sind
dem Fachmann auf dem Gebiet der Bohrlochbehandlung geläufig. Diese
Chemikalien können üblicherweise
bis zu 20 Gew.-% der diskontinuierlichen Phase ausmachen, z. B.
2 bis 10 Gew.-%.
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Die
diskontinuierliche Phase der Emulsion enthält ferner eine nicht polymerisierbare
Flüssigkeit,
z. B. ein Verdünnungsmittel,
einen Träger
oder ein Lösungsmittel.
Für Öl-in-Wasser-Emulsionen
ist dies üblicherweise
ein Kohlenwasserstoff, z. B. ein C4- bis
C60-Kohlenwasserstoff, oder ein Gemisch
derartiger Kohlenwasserstoffe, zum Beispiel ein Alkan, ein Mineralöl, ein Pflanzenöl oder ein
tierisches Öl.
Ein bevorzugtes Beispiel ist Lampenöl. Für Wasser-in-Öl-Emulsionen ist die
nicht polymerisierbare Flüssigkeit üblicherweise
Wasser.
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Diese
nicht polymerisierbare Flüssigkeit
kann bis zu etwa 98 Gew.-% der diskontinuierlichen Phase, z. B.
60 bis 90 Gew.-%, ausmachen.
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So
kann zum Beispiel eine Öl-in-Wasser-Emulsion
eine diskontinuierliche Phase aufweisen, die 85 bis 98 Gew.-% eines
gesättigten
flüssigen
Kohlenwasserstoffs enthält.
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Unter "flüssig" wird hier "flüssig bei
den Drücken
und Temperaturen, die untertage herrschen" verstanden. Die Flüssigkeiten sind jedoch vorzugsweise
auch bei Atmosphärendruck
und 21°C
im flüssigen
Zustand.
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Die
erfindungsgemäßen Emulsionen
weisen vorzugsweise eine Tröpfchengröße der diskontinuierlichen
Phase (D (v, 0,5)) von 1 bis 50 μm,
vorzugsweise 4 bis 25 μm
auf. Dies kann man mit üblichen
Emulgierverfahren, z. B. unter Verwendung von Rotor-Stator-Mischern
erreichen. Bei der Herstellung der Emulsion muss man jedoch darauf
achten, dass die diskontinuierliche Phase keinen Temperaturen über der
Initiierungstemperatur des Initiators ausgesetzt wird oder diese
Temperaturen nicht für
längere
Zeit übersteigt.
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Die
erfindungsgemäßen Emulsionen
sind vorzugsweise relativ verdünnt,
um z. B. eine größere Stabilität zu erreichen
und eine einheitlichere Tröpfchengröße zu bewahren.
Demzufolge stellt die diskontinuierliche Phase vorzugsweise 2 bis
40 Vol.-%, insbesondere 5 bis 20 Vol.-%, der erfindungsgemäßen Emulsionen
dar.
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Im
erfindungsgemäßen Verfahren
kann man die Emulsion vor und/oder nach Aufnahme der Kohlenwasserstoffförderung
(d. h. der Extraktion von Öl
oder Gas aus dem Bohrloch) untertage bringen. Vorzugsweise bringt
man die Emulsion untertage, bevor man die Förderung aufnimmt, insbesondere
in der Fertigstellungsphase der Bohrlocherrichtung.
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Die
Emulsion kann in das Bohrloch (z. B. in die Kohlenwasserstoff/führenden
Schichten oder in Rattenlöcher)
oder insbesondere in die umgebende Formation (z. B. in Spalten oder
in das Gestein selbst) eingebracht werden. Im letzteren Fall kann
die Emulsion zweckmäßigerweise
in einen rohrförmigen
Filter imprägniert
werden, z. B. eine Kiespackung oder einen Filteraufbau gemäß EP-A-656459
oder WO 96/27070; im letzteren Fall wird die Emulsion vorzugsweise
eingebracht, indem man sie in das Bohrloch hinunterdrückt.
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Wenn
die Emulsion in die umgebende Formation eingebracht wird, sollte
der angewandte Druck ausreichen, damit die Tröpfchen der dispergierten Phase
wenigstens 1 m, insbesondere wenigstens 1,5 m, stärker bevorzugt
wenigstens 2 m, in die Formation dringen. Gegebenenfalls kann man
die Emulsion in Verbindung mit Stützmittelteilchen (z. B. gemäß WO 99/54592)
einbringen, um eine Penetration von bis zu etwa 100 m in die Formation
zu erreichen. Erfindungs gemäße Emulsionen,
die außerdem
Stützmittelteilchen
enthalten, stellen einen weiteren Aspekt der Erfindung dar.
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Obgleich
sich das erfindungsgemäße Verfahren
besonders für
die Behandlung produzierender Bohrlöcher (d. h. solchen, aus denen
der Kohlenwasserstoff extrahiert wird) eignet, kann man es auch
für andere Bohrlöcher anwenden.
So kann man es zum Beispiel zum Absperren von Wasser aus Zonen oder
zur Behandlung von Injektionsbohrungen.
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Auf
die in Bezug genommenen Dokumente wird vollinhaltlich verwiesen.
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Die
Erfindung wird nun anhand der folgenden nicht limitierenden Beispiele
näher veranschaulicht. BEISPIEL
1 Öl-in-Wasser-Emulsion
| Wässrige Phase: | 10–3 M
wässrige
NaCl-Lösung
mit 2 Gew.-% Zusatz eines nichtionischen oberflächenaktiven Mittels. |
| Ölphase: | 6,5
Gew.-% Styrol
0,065 Gew.-% AIBN
1,5 Gew.-% Divinylbenzol
ad
100 Gew.-% Kerosin (Statoil Lampenparaffin) |
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Man
mischte die Öl-
und die wässrige
Phase in Volumenverhältnissen
von 1:4 und 1:19 bei 20000 U/min mit einem Bühler-Homogenisator. Es wurden
Emulsionen mit 10 EO und HTAB als oberflächenaktivem Mittel hergestellt.
Die 1:4-Emulsionen waren bei 70 °C
tagelang stabil; 10 EO ergab jedoch eine längere Stabilität. BEISPIEL
2 Öl-in-Wasser-Emulsion
| Wässrige Phase: | 10–3 M
wässrige
NaCl-Lösung
mit 2 Gew.-% Zusatz eines nichtionischen oberflächenaktiven Mittels. |
| Ölphase: | 6,5
Gew.-% Methylmethacrylat
0,065 Gew.-% AIBN
1,5 Gew.-%
EGMA (Ethylenglycoldimethacrylat)
ad 100 Gew.-% Kerosin (Statoil
Lampenparaffin) |
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Man
mischte die Öl-
und die wässrige
Phase in Volumenverhältnissen
von 1:4 und 1:19 bei 20000 U/min mit einem Bühler-Homogenisator. Es wurden
Emulsionen mit 10 EO und HTAB als oberflächenaktivem Mittel hergestellt.
Die 1:4-Emulsionen waren bei 70°C
tagelang stabil. Beide oberflächenaktiven
Mittel ergaben vergleichbare Stabilität.
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BEISPIEL 3
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Testpolymerisationen
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Man
erwärmte
die Zusammensetzungen der Beispiele 1 und 2 und entsprechende Zusammensetzungen
ohne den AIBN-Initiator 5 Stunden auf 70°C und ließ über Nacht stehen. Dann wurden
die Teilchengrößen der
erhaltenen Polymerteilchen mit einem Malvern Mastersizer bestimmt.
Die gemessenen Teilchengrößen sind
in der nachstehenden Tabelle 1 angegeben. Tabelle
1
BEISPIEL
4 Wasser-in-Öl-Emulsion
| Ölphase: | Kerosin
(Statoil Lampenparaffin) plus 2 Gew.-% oberflächenaktives Mittel |
| Wässrige Phase: | 6
Gew.-% Acrylsäure
1,5
Gew.-% Bis
0,06 Gew.-% NH4S2O8
ad 100 Gew.-%
Wasser |
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Man
mischte die Öl-
und die wässrige
Phase in Volumenverhältnissen
von 9:1 und 4:1 bei 10000 oder 20000 U/min in einem Buhler-Homogenisator.
In einem Fall wurde das Bis weggelassen. Emulsionen wurden unter
Verwendung von Span 80, Triton N-42 und Berol 26 als oberflächenaktivem
Mittel hergestellt. Die Emulsionen waren bei 70°C tagelang stabil. Span 80 lieferte
die besten Ergebnisse.
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BEISPIEL 5
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Testpolymerisationen
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Die
Span 80 enthaltenden Emulsionen des Beispiels 4 wurden polymerisiert,
indem man sie drei Stunden auf 80°C
erwärmte
und über
Nacht bei 60°C
stehen ließ.
Die Teilchengrößen wurden
wie im Beispiel 3 gemessen und die Ergebnisse sind in der nachstehenden
Tabelle 2 angegeben. Tabelle
2
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Ersichtlich
führen
die höheren
Scherraten zu kleineren Teilchen.
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BEISPIEL 6
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Kernblocking
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Um
zu zeigen, dass die erfindungsgemäßen Öl-in-Wasser-Emulsionen die
Porosität
der Formation (d. h. des umgebenden Gesteins) verringern können, wurden
zwei verschiedene Bohrkern-Flut-Versuche
durchgeführt.
In einem Fall sättigte
man einen Bohrkern aus Bentheimer Sandstein mit Öl und brachte unter Druck bei
einer Kerntemperatur von 80°C
eine Wasser-in-Öl-Emulsion ein; im
zweiten Fall sättigte
man einen Bentheimer Bohrkern mit Wasser und brachte unter Druck
bei einer Kerntemperatur von 80°C
eine Öl-in-Wasser-Emulsion
ein. Im ersten Fall würde
die Polymerisation der diskontinuierlichen Phase die Ölpermeabilität reduzieren,
im zweiten Fall die Wasserpermeabilität. Die Kerne wiesen einen anfänglichen
kabs von 2,6 D auf, was eine Porenhalsöffnung von
25 bis 35 um anzeigte. Die Ölpermeabilität wurde
um 15 % und die Wasserpermeabilität um 34 % reduziert.
