WO2014206970A1 - Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält - Google Patents

Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält Download PDF

Info

Publication number
WO2014206970A1
WO2014206970A1 PCT/EP2014/063247 EP2014063247W WO2014206970A1 WO 2014206970 A1 WO2014206970 A1 WO 2014206970A1 EP 2014063247 W EP2014063247 W EP 2014063247W WO 2014206970 A1 WO2014206970 A1 WO 2014206970A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas condensate
natural gas
solution
underground
deposit
Prior art date
Application number
PCT/EP2014/063247
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Vladimir Stehle
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Wintershall Holding GmbH filed Critical Wintershall Holding GmbH
Publication of WO2014206970A1 publication Critical patent/WO2014206970A1/de

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds

Definitions

  • the present invention relates to a process for the production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit containing a gas mixture with retrograde condensation behavior.
  • Gas mixtures with retrograde (retrogressive) condensation behavior coming from the region of the gas phase, undergo a partial condensation in the event of an isothermal reduction in pressure and return to the gas phase on further lowering of the pressure.
  • a retrograde condensation behavior occurs in a gas mixture whose temperature is above the critical temperature of the gas mixture.
  • Natural gas mixtures containing, for example, besides methane, ethane, propanes and butanes, 2 to 20% by volume of heavy hydrocarbons (C 5 +, such as, for example, pentanes and hexanes) generally have a retrograde condensation behavior.
  • the phase behavior of gas mixtures with retrograde condensation behavior is shown by way of example in FIG.
  • This liquid gas condensate can block the Bohrlochnahzone, the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate through the production wells decreases sharply or even completely comes to a standstill. This effect is particularly pronounced in the production of natural gas and / or natural gas condensate deposits, which have a low permeability. By blocking the porous rocks in the area of the borehole near zone, the inflow of natural gas and / or natural gas condensate to the production well is severely restricted or even completely stopped. Depending on the geological characteristics of the deposit and on the pressure and temperature conditions in the deposit, the area where the liquid gas condensate blocks the flow of natural gas and / or natural gas condensate to the production well may be 5 to 100 m wide.
  • the region in which the blocking is brought about by the liquid gas condensate generally has a quasi-cylindrical shape in the center of which the production bore lies.
  • RU 2018639 describes a method for preventively preventing the formation of liquid gas condensate in a gas condensate reservoir.
  • the process described there is also known as "cycling-process.”
  • the heavy hydrocarbons (C 5 +) are separated from light hydrocarbons (such as methane, ethane, and propanes) by light hydrocarbons Gas “pressed back into the deposit to increase the reservoir pressure.
  • the "cyc // ng" process is very time-consuming and cost-intensive and, with this process, the formation of liquid gas condensate in gas condensate deposits can not be reliably prevented.
  • SU 605429 describes a process for the development of gas condensate deposits.
  • the deposit is flooded with highly mineralized water.
  • the high mineralization prevents the solution of gases in the flood water and thus allows the displacement of the natural gas and the natural gas condensate from the area of the borehole near the production well.
  • a disadvantage of this method is the massive dilution of the deposit by the injected flood water.
  • the injected flood water itself can lead to a blockage of the Bohrlochnahzone. This method does not allow for an effective increase in production rates.
  • SU 1596081 and RU 2064572 disclose methods in which the gas condensate deposit is treated with seismic waves.
  • the seismic waves should thereby lead to an increase in the delivery rate from the gas condensate deposit. This process is not very efficient, especially in low-lying deposits.
  • RU 2415257 describes a method of stimulating the rates of delivery of gas condensate deposits by electromagnetic waves. This method is also unsuitable, especially for low-lying deposits.
  • RU 2245997 discloses a method in which solvents are injected into the well area at cyclic intervals to dissolve the liquid condensate.
  • the solvents used for this purpose are aqueous mixtures of acetone and methanol, chloroform and methanol or acetone and chloroform.
  • a disadvantage of this method is that the introduced aqueous mixtures also lead to a dilution of Bohrlochnah Kunststoffs.
  • the process is associated with the organic solvents used at an enormous cost.
  • the organic solvents used also cause environmental problems due to their toxicity.
  • the not yet disclosed European application EP 12 186 281.7 describes a method for the production of natural gas and / or natural gas condensate from underground gas condensate deposits with retrograde condensation behavior.
  • a solution containing urea is injected into the underground gas condensate deposit.
  • a rest phase is inserted, in which the urea hydrolyzes, whereby the gases form ammonia and carbon dioxide.
  • an effective increase in the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit is achieved.
  • a disadvantage of the process described in EP 12 186 281.7 is that it is primarily suitable for the development of underground gas condensate deposits which have a reservoir temperature (T L ) of greater than 80 ° C., since urea hydrolyzes only very slowly below this temperature. Even for deposits with reservoir temperatures (T L ) above 80 ° C, it is sometimes necessary to take periods of rest lasting several days in order to guarantee complete hydrolysis of the urea to ammonia and carbon dioxide. This reduces the efficiency of the method described in EP 12 186 281.7 and limits the possible fields of use.
  • the present invention is therefore based on the object to provide an improved method for the production of natural gas and / or natural gas condensate from underground gas condensate deposits containing a gas mixture having a retrograde condensation behavior.
  • the method should not or only to a lesser extent have the disadvantages of the prior art described above.
  • the inventive method should be inexpensive and easy to carry out and to an effective increase in the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate from gas condensate deposits after the Well close zone has been at least partially blocked by liquid gas condensate.
  • the method should also be usable in underground gas condensate deposits which have reservoir temperatures (T L ) below 80 ° C.
  • the object is achieved by a method for the production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit containing a gas mixture with retrograde condensation behavior, comprising at least the process steps a) down at least one production well into the underground gas condensate deposit and promotion of natural gas and / or natural gas condensate from the underground production well through the at least one production well,
  • the method according to the invention makes it possible to effectively increase the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate from a gas condensate deposit in which the well area is blocked by liquid natural gas condensate.
  • the method according to the invention has the advantage that it manages with cost-effective and toxicologically harmless substances.
  • At least one production well is drilled into the underground gas condensate deposit.
  • the downcasting of the at least one production well into the underground gas condensate deposit takes place by conventional methods known to the person skilled in the art and is described for example in EP 0 952 300.
  • the production drilling can be a vertical, horizontal or around a deflected hole.
  • the production well is a deflected well that includes a quasi-vertical and a quasi-horizontal section.
  • the gas condensate deposit contains a gas mixture with a retrograde condensation behavior. Such gas condensate deposits are also referred to as retrograde gas condensate deposits.
  • the gas mixture contained in the underground gas condensate deposit generally contains from 80 to 98% by volume of light hydrocarbons and from 2 to 20% by volume of heavy hydrocarbons.
  • light hydrocarbons are understood according to the invention methane, ethane, propanes and butanes.
  • Hydrocarbons according to the invention are understood to mean hydrocarbons having 5 or more carbon atoms, for example pentanes, hexanes and heptanes and optionally higher hydrocarbons.
  • propanes, butanes, pentanes, hexanes and heptanes are understood in the present case to mean both the unbranched hydrocarbon compounds and also all branched isomers of the abovementioned hydrocarbon compounds.
  • the properties of gas mixtures with retrograde condensation behavior are shown purely by way of example in FIG.
  • the area denoted by (al) describes the single-phase region in which the gas mixture is present exclusively in liquid form.
  • the single-phase region marked with (av) shows the region in which the gas mixture is exclusively gaseous.
  • the region marked (l + v) shows the biphasic region in which one part of the gas mixture is in liquid form and another part is in gaseous form.
  • (CP) shows the critical point of the gas mixture connecting the bubble point curve (bpc) to the dew point curve (dpc).
  • the Bubble Point Curve (bpc) is also referred to as the bubble-po / nf curve, and the dew point curve (dpc) is also called the dew-point curve.
  • the bubble point curve (bpc) separates the single-phase liquid region (a1) from the biphasic region (l + v).
  • the gas mixture is virtually 100% liquid and contains only infinitesimal amounts of gas.
  • the dew point curve (dpc) separates the single-phase gaseous region (av) from the two-phase region (l + v).
  • the gas mixture is virtually 100% gaseous and contains only infinitesimal amounts of liquid.
  • T On the horizontal axis is the temperature (T), on the vertical axis the pressure (P) is plotted.
  • a gas mixture with a retrograde condensation behavior undergoes a partial condensation in the event of an isothermal reduction in pressure and reverts to the gas phase on further lowering of the pressure.
  • the retrograde condensation behavior usually occurs at temperatures which are above the critical point (CP) of the gas mixture.
  • CP critical point
  • the gas mixture with retrograde 10 condensation behavior at point (A) is gaseous and single-phase.
  • the gas mixture at point (B) reaches the dew point curve (dpc).
  • the gas mixture is virtually 100% gaseous, but an infinitesimal amount of liquid begins to form.
  • the pressure is further reduced, the gas mixture passes into the two-phase region (l + v), in which partial condensation forms a liquid phase in addition to the gas phase.
  • natural gas and liquid natural gas condensate are juxtaposed in a two-phase system.
  • the gas mixture again reaches the dew point curve (dpc) (indicated by dot (D) 20 in FIG. 1).
  • the dew point curve (dpc) is exceeded, the gas mixture reverts to the single-phase gaseous state.
  • point (E) in Figure 1 the gas mixture is again in gaseous and single-phase.
  • the illustration in FIG. 1 merely serves to explain the condensation behavior of retrograde gas mixtures without restricting the present invention.
  • the reservoir temperature T L of the gas condensate deposits from which natural gas and / or natural gas condensate are conveyed by the process according to the invention is usually in the range from 35 to 150 ° C., preferably in the range from 40 to 150 ° C., particularly preferably in the range from 45 to 120 ° C and in particular in the range of 30 55 ° C to 100 ° C.
  • the reservoir temperature T L of the gas condensate deposits enables the complete decomposition of the ammonium compound (AV) to form carbon dioxide and ammonia in a relatively short time, for example within 6 hours to 20 days.
  • the present invention thus also relates to a process in which the underground gas condensate deposit has a storage temperature in the range of 35 to 150 ° C, preferably in the range of 40 to 150 ° C, more preferably in the range of 45 to 120 ° C and in particular in the range of 55 to 100 ° C.
  • the initial reservoir pressure that is, the pressure before carrying out the process according to the invention, is usually in the range of 80 to 1500 bar, normally the initial reservoir pressure in gas condensate reservoirs is 300 to 600 bar.
  • the permeability of the underground gas condensate deposits is generally in the range of 0.01 to 10 mD (MilliDarcy).
  • the porosity of the underground gas condensate deposits is generally in the range of 0.1 to 30%.
  • natural gas and natural gas condensate do not in this context mean a pure hydrocarbon mixture.
  • the natural gas and / or natural gas condensate can of course also contain other substances in addition to methane, ethane, propanes, butanes, hexanes and heptanes and optionally higher hydrocarbons.
  • formation water is understood to mean water which is originally present in the deposit, and water which has been introduced into the deposit through secondary and tertiary production process steps, for example so-called floodwater.
  • the formation water also includes water which has optionally been introduced into the gas condensate deposit by the process according to the invention.
  • a gas mixture with a retrograde condensation behavior has the following composition (data in mol%):
  • natural gas is understood as meaning gaseous gas mixtures which are conveyed from the gas condensate deposit.
  • Natural gas condensate is understood as meaning liquid mixtures which are conveyed from the gas condensate reservoir.
  • the state of aggregation of the mixtures extracted from the gas condensate deposit depends on the temperature and the pressure in the deposit or in the production well. According to the method of the invention, it is possible to exclusively feed natural gas through the production well. In addition, it is possible to promote only natural gas condensate through the production well. It is also possible to promote a mixture of natural gas and natural gas condensate through the production well.
  • the state of aggregation of the further substances optionally present in the natural gas or in the natural gas condensate likewise depends on the pressure and the temperature in the deposit or in the production well.
  • the other substances may likewise be present in liquid form or in gaseous form in the mixture conveyed through the production well.
  • the reservoir pressure is sufficient to deliver natural gas and / or natural gas condensate from the reservoir through the production well, this is done by conventional production methods.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which, after the sinking, the at least one production well is introduced into the underground gas condensate deposit (process step a) and before the solution (L) is injected into the underground gas condensate reservoir (process step b)).
  • first, natural gas and / or natural gas condensate (by conventional methods) is conveyed through the at least one production well.
  • process step b) directly after the production well has been lowered in order to prevent the formation of natural gas condensate.
  • process step a natural gas and / or natural gas condensate are first conveyed by conventional methods from the gas condensate deposit.
  • the pressure in the gas condensate reservoir decreases, with the temperature of the gas condensate reservoir remaining largely unchanged.
  • the production of natural gas and / or natural gas condensate from the gas condensate reservoir results in isothermal pressure reduction.
  • the temperature of the gas condensate storage in the implementation of the method according to the invention remains largely constant, that is, that the temperature of the gas condensate deposit by a maximum of +/- 20 ° C, preferably by +/- 10 ° C, and more preferably by +/- 5 ° C when carrying out the method according to the invention compared to the initial storage temperature before carrying out the method according to the invention changes.
  • the pressure reduction is most pronounced near the production well and decreases with increasing distance from the production well.
  • FIG. 2 shows by way of example the pressure curve in the underground gas condensate deposit as a function of the distance to the production well. The distance to the production bore is plotted on the horizontal axis in meters.
  • the reservoir jerk (P) is plotted on the dashed vertical axis. At a certain distance from the production well, the reservoir pressure (P) reaches a value at which partial condensation of the retrograde gas mixture begins. This distance is shown by the vertical dotted line in FIG. At point (B) on the dashed reservoir pressure curve (P), formation of a biphasic mixture containing natural gas and natural gas condensate begins. Point (B) on the dashed reservoir pressure curve (P) corresponds to point (B) in Figure 1. To the left of the dotted line, the gas mixture is in two-phase (range (l + v)). To the right of the dotted line, the gas mixture is in single phase (area (av)).
  • the proportion of liquid natural gas condensate is plotted on the vertical axis (KG) and is shown by the solid curve (KG) in Figure 2. Above a certain concentration of liquefied natural gas condensate, the well zone is blocked, which reduces or completely stops the production rates of natural gas and / or natural gas condensate from the gas condensate reservoir. This critical area is represented by the gray-shaded area (KB) in FIG. The critical concentration of the liquid natural gas condensate in the gas mixture is represented by the point (KS) on the curve (KG) in FIG. FIG.
  • the production of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate reservoir through the at least one production well is generally carried out until a reduction in the production rate of natural gas and / or natural gas condensate is registered.
  • the reduction of the delivery rate is due to the formation of the critical area (KB), which is at least partially blocked by liquid natural gas condensate.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a process in which the underground gas condensate deposit before the implementation of process step b) has a critical area (KB) which is at least partially blocked by liquid natural gas condensate.
  • KB critical area
  • method step a) involves the downsizing of at least one production well into the underground gas condensate deposit, the production of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit to the formation of a critical region (KB ) which is at least partially blocked by liquid natural gas condensate and which comprises adjusting the production of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate reservoir through the at least one production well.
  • KB critical region
  • Process Step b) In process step b), a solution (L) containing a solvent and at least one ammonium compound (AV) is injected through the production well into the underground gas condensate reservoir.
  • AV ammonium compound
  • the solution (L) in step b) is injected through the at least one production well into the underground gas condensate reservoir at a pressure less than the minimum local rock stress of the underground gas condensate reservoir.
  • the minimum in-situ rock press of the underground gas condensate deposit is also referred to as the minimum principal stress. This is understood to mean the pressure necessary to form fissures and cracks in the underground gas condensate reservoir. Such fissures and cracks are also referred to as fracking cracks.
  • the solution (L) is injected in step b) with a pressure in the underground gas condensate deposit, the maximum of 90%, preferably at most 80%, more preferably at most 50% and most preferably at most 20% of the minimum local Rock load of the underground gas condensate deposit corresponds.
  • the solution (L) is therefore not used in step b) as a fracking liquid.
  • at least one ammonium compound (AV) according to the invention means both exactly one ammonium compound (AV) and mixtures of two or more ammonium compounds (AV).
  • the ammonium compound (AV) decomposes in the underground gas condensate deposit to carbon dioxide and ammonia.
  • the gases formed dissolve in the liquids present in the underground gas condensate reservoir, ie in the gas condensate or the formation water.
  • the gases have, as described below under process step c), a positive influence on the rheological properties of existing in the underground gas condensate storage fluids.
  • ammonium compounds (AV) have a high gravimetric and volumetric carbon dioxide and ammonia storage density. That is, with relatively small amounts by weight of the ammonium compounds (AV), large amounts of carbon dioxide or ammonia can be introduced into the underground gas condensate reservoir.
  • the solution (L) can be produced easily and quickly. The energy expenditure for the liberation of ammonia and carbon dioxide in the underground gas condensate deposit is low and complete decomposition of the ammonium compounds (AV) in the underground gas condensate deposit is guaranteed.
  • the ammonium compounds (AV) are inexpensive and toxicologically harmless. The decomposition of the ammonium compounds (AV) in the underground gas condensate deposit takes place by-product-free and is therefore environmentally friendly.
  • the solution (L) does not adversely affect the permeability of the underground gas condensate deposit.
  • the solution (L) contains from 20 to 80% by weight of the ammonium compound (AV) and from 80 to 20% by weight of solvent, the solvent containing water, alcohol or a mixture of water and alcohol, based on the total weight of the solution (L).
  • the solution (L) contains 30 to 70% by weight of the ammonium compound (AV) and 70 to 30% by weight of solvent, based on the total weight of the solution (L).
  • the present invention thus also provides a process in which the solution (L) contains from 20 to 80% by weight of at least one ammonium compound (AV) and from 80 to 20% by weight of solvent, the solvent being water, alcohol or a mixture of water and alcohol, in each case based on the total weight of the solution (L).
  • AV ammonium compound
  • solvent thus only water can be used. It is also possible to use only alcohol as solvent. In addition, it is possible to use as solvent a mixture of water and alcohol. As alcohol, exactly one alcohol can be used. It is also possible to use a mixture of two or more alcohols. As alcohol can be methanol, ethanol, 1 - Propanol, 2-propanol or a mixture of two or more of these alcohols are used. Preferred alcohol is methanol.
  • Ammonium carbamate is commercially available in the form of colorless crystals which are readily soluble in water. In aqueous solution, the noticeable decomposition of ammonium carbamate begins at temperatures of 35 ° C; at temperatures above 60 ° C, the decomposition to carbon dioxide and ammonia is complete.
  • Ammonium hydrogencarbonate is commercially available as a white, crystalline powder which dissolves well in water. In aqueous solution, the noticeable decomposition of ammonium bicarbonate begins at temperatures of 35 ° C; at temperatures above 60 ° C, the decomposition to carbon dioxide and ammonia is complete.
  • Ammonium carbonate is commercially available as a colorless, crystalline solid that dissolves well in water. In aqueous solution, decomposition to carbon dioxide and ammonia occurs completely at temperatures above 58 ° C.
  • ammonium compounds (AV) used according to the invention can therefore also be used in underground gas condensate deposits which, for example, have reservoir temperatures (T L ) in the range from 55 to 70 ° C.
  • T L reservoir temperatures
  • the urea described in the not yet disclosed application EP 12 186 281.7 is not suitable for such deposits, since the urea hydrolysis in
  • Step c) such store temperatures (T L ) runs very slowly.
  • the resting phase according to Step c) is therefore very long when using urea, so that the production of natural gas and / or natural gas condensate must be interrupted for many days.
  • the solution (L) can consist only of solvent and at least one ammonium compound (AV), the above statements and preferences apply accordingly. However, it is also possible to add at least one surface-active component (surfactant) to the solution (L).
  • the solution (L) preferably contains 0.1 to 5 wt .-%, particularly preferably 0.5 to 1 wt .-% of at least one surfactant, based on the total weight of the solution (L).
  • anionic, cationic and nonionic surfactants As surface-active components it is possible to use anionic, cationic and nonionic surfactants.
  • Common nonionic surfactants are, for example, ethoxylated mono-, di- and trialkylphenols, ethoxylated fatty alcohols and polyalkylene oxides.
  • polyalkylene oxides preferably C 2 -C 4 -alkylene oxides and phenylsubstituted C 2 -C 4 -alkylene oxides, in particular polyethyleneoxides, polypropyleneoxides and poly (phenylethyleneoxides), especially block copolymers, in particular polypropylene oxide and polyethylene oxide blocks or poly (phenylethylene oxide) and Polyethylene oxide blocks having polymers, and also random copolymers of these alkylene oxides suitable.
  • Alkylenoxidblockcopolymerisate are known and commercially z. B. under the name Tetronice and Pluronic (BASF) available.
  • Typical anionic surfactants are, for example, alkali metal and ammonium salts of alkyl sulfates (alkyl radical: C 8 -C 12 ), of sulfuric monoesters of ethoxylated alkanols (alkyl radical: C 12 -C 18 ) and ethoxylated alkylphenols (alkyl radicals: C 4 -C 12 ) and of alkylsulfonic acids ( Alkyl radical: Ci 2 -Ci 8 ).
  • Suitable cationic surfactants are for example C 6 -C having 8 alkyl, alkylaryl, or heterocyclic radicals, primary, secondary, tertiary or quaternary ammonium salts, pyridinium salts, imidazolinium salts, Oxozoliniumsalze, morpholinium, Propyliumsalze, sulfonium salts and phosphonium salts.
  • Cetyltrimethylammoniumbromid and sodium lauryl sulfate called.
  • the use of surface-active components in the solution (L) lowers the surface tension of the solution (L). As a result, the solution (L), better penetrate the areas of the Bohrlochnahzone blocked by the natural gas condensate and displace the natural gas condensate.
  • the solution (L) is usually provided above ground by dissolving at least one ammonium compound (AV) in the solvent.
  • AV ammonium compound
  • the solution (L) can be heated.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the solution (L) is heated before or during the injection according to method step b).
  • the solution (L) is maintained at a temperature (T AV ) of ⁇ 30 ° C to prevent decomposition of the ammonium compound (AV) and concomitant release of carbon dioxide and ammonia supernatant.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the solution (L) before injection according to method step b) has a temperature (T A v) which is ⁇ 30 ° C, the temperature preferably in the range from 1 to 30 ° C and more preferably in the range of 5 to 25 ° C.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the solution (L) before and during the injection according to method step b) has a temperature (T AV ), wherein the temperature is ⁇ 30 ° C, preferably in the range of 1 to 30 ° C and more preferably in the range of 5 to 25 ° C.
  • the solution (L) can be used as a true solution (L). It is also possible to use as solution (L) a mixture which contains solvent and at least one ammonium compound (AV) in dissolved form and at least one ammonium compound (AV) in undissolved form, for example in the form of crystals. For the process according to the invention, it is sufficient if the solution (L) can be pumped by conventional pumps into the gas condensate reservoir. Preferably, a true solution is used as solution (L).
  • the solution (L) in addition to the ammonium compounds (AV) additionally contain other compounds (VW), which can release carbon dioxide or ammonia.
  • VW ammonium compounds
  • suitable Further compounds (WV) are, for example, urea and / or ammonium formate.
  • WV urea is preferred.
  • Urea converts to ammonia and carbon dioxide in the presence of water by hydrolysis according to the following equation (Id):
  • thermohydrolysis The hydrolysis of urea with water under the action of heat is also referred to as thermohydrolysis.
  • the rate of hydrolysis of the urea contained in the solution (L) increases with increasing temperature.
  • the hydrolysis of urea at a given reservoir temperature (T L ) is significantly slower than the decomposition of the ammonium compounds (AV) used according to the invention.
  • the ammonium compounds (AV) used according to the invention decompose completely at the reservoir temperatures (T L ) of the underground gas condensate deposit to form ammonia and carbon dioxide.
  • the formation of the ammonia alkalises the liquids contained in the underground gas condensate deposit, such as, for example, the formation water or the water contained in the solution (L).
  • the ammonia liberated from the ammonium compounds (AV) catalyses the hydrolysis of the urea.
  • ammonium compounds (AV) used according to the invention thus act as a catalyst (initiator) for the hydrolysis of urea in the solution (L). This makes it possible to safely ensure the hydrolysis of the optionally contained in the solution (L) urea at the predetermined deposit temperatures (T L ) of the underground gas condensate deposit.
  • Ammonia and carbon dioxide wherein additional water, hydrogen or carbon monoxide may be formed depending on the conditions in the underground gas condensate storage facility.
  • the further compound (WV) is generally present in amounts of 1 to 30 wt .-%, preferably in amounts of 5 to 20 wt .-% in of the solution (L), in each case based on the total weight of the solution (L).
  • a solution (L1) in the underground gas condensate deposit is injected to increase the reservoir temperature (T L ).
  • solution (L1) for example, solutions are suitable which contain alcohols. Preferred alcohols are methanol (boiling point at normal pressure 64.7 ° C) and ethanol (boiling point at atmospheric pressure 78.37 ° C).
  • the subject matter of the present invention is therefore also a process in which prior to process step b) a solution (L1) is injected through the production well into the underground gas condensate deposit containing at least one alcohol.
  • the alcohol is selected from the group consisting of methanol and ethanol.
  • the solution (L1) is preferably injected at a temperature of at least 40 ° C through the production well into the underground gas condensate deposit.
  • the upper limit of the temperature of the solution (L1) is limited by the boiling point of the alcohol used. Higher temperatures can be achieved, for example, by injecting solution (L1) under pressure.
  • the solution (L1) has a temperature in the range of at least 50 ° C to the boiling point of the alcohol used under atmospheric pressure, more preferably in the range of 60 ° C to boiling point of the alcohol used at atmospheric pressure.
  • the use of the solution (L1) has the advantage that the pore paths are heated in the vicinity of the production well in the underground gas condensate deposit.
  • any existing formation water is mobilized in the underground gas condensate deposit.
  • the dynamic balance between condensation and evaporation of the natural gas condensate in the underground gas condensate reservoir changes.
  • a solution (L1) After the injection of a solution (L1) through the production well into the underground gas condensate deposit, the process according to the invention is continued according to process step b).
  • the injection of a solution (L1) before process step b) can of course also be used in a process for the production of natural gas and / or natural gas condensate from an underground gas condensate deposit whose reservoir temperature (T L ) is> 40 ° C.
  • a solution (L) containing at least one ammonium compound (AV) is injected through the production well into the underground gas condensate reservoir.
  • a solution (L2) containing another compound (VW) is injected through the production well into the underground gas condensate deposit.
  • the ammonium compound (AV) first decomposes, releasing ammonia and carbon dioxide.
  • the ammonia subsequently catalyses the hydrolysis of the further compound (VW), that is to say preferably the urea or the ammonium formate.
  • step b) first the solution (L2) containing a further compound (WV) is injected through the production well into the underground gas condensate deposit. Thereafter, that is, before step c), the solution (L) containing at least one ammonium compound (AV) is injected through the production well into the underground gas condensate reservoir. Also in this embodiment, first the ammonium compound (AV) decomposes, releasing ammonia and carbon dioxide. The ammonia subsequently catalyses the hydrolysis of the further compound (WV), that is to say preferably the urea or the ammonium formate.
  • WV further compound
  • At least one solution (L) containing at least one ammonium compound (AV) is first injected through the production well into the underground gas condensate reservoir. Subsequently, that is, before step c), a solution (L3) containing an organic solvent is injected through the production well into the underground gas condensate deposit.
  • the solution (L3) preferably contains at least one solvent selected from the group consisting of methanol, acetone and chloroform. This embodiment is shown by way of example in FIG. Through the solution (L3) is formed in the vicinity of the production well (3) a zone (6), which is sealed with organic solvent. In the quiescent phase according to process step c), ammonia and carbon dioxide are evolved from the solution (L) containing at least one ammonium compound (AV).
  • the zone (7) is formed, in which ammonia and carbon dioxide form from the solution (L) in process step c).
  • the zone (6) Through the zone (6), the escape of carbon dioxide or ammonia through the production bore (3) is largely prevented.
  • the zone (7) is thus saturated after process step c) with the gases ammonia and carbon dioxide. This guarantees an increase of the gas pressure in the zone (7), which effectively reduces the blockage by natural gas condensate.
  • the amount of solution (L) injected in step b) depends on the geological parameters of the underground gas condensate deposit, including the permeability of the deposit and the size of the area (critical area (KB) of Figure 2) in which the Bohrlochnahzone is blocked by liquid natural gas condensate.
  • the solution (L) is injected in volumes corresponding at most to the pore volume of the critical area (KB) blocked by the liquid natural gas condensate.
  • Suitable volumes of the solution (L) injected in step b) are in the range of 1 to 10 m 3 per 1 m the production well, which is surrounded by the critical region (KB), preferably in the range of 2 to 8 m 3 , particularly preferably in the range of 3 to 7 m 3 .
  • the present invention thus also provides a process in which the solution (L) in process step b) is injected in volumes which, in the decomposition of the ammonium compound (AV), lead to a gas volume of carbon dioxide and ammonia which is at least the pore volume of the critical Range (KB).
  • methanol may be added to the solution (L).
  • final phase means that at least 90% by weight of the solution (L) has been injected, based on the total weight of the solution (L) injected in process step b). It is also possible to completely inject solution (L) and subsequently inject methanol.
  • the subject matter of the present invention is thus also a process in which, together with the injection of the solution (L) or after the injection of the solution (L) according to (process step b), methanol is injected into the production well.
  • the described solution (L) can also be used for flooding gas condensate deposits.
  • at least one hole is used as a continuous injection well.
  • the solution (L) is injected into this hole.
  • the solution (L) forms gases in the deposit. This process can be used particularly efficiently in the development of deposits which were shut down due to the massive failure of a retrograde gas condensate.
  • a quiescent phase is generally set up in which the at least one ammonium compound (AV) in the underground gas condensate deposit is decomposed to ammonia and carbon dioxide.
  • the duration of this quiescent phase is chosen so that a complete decomposition of the at least one ammonium compound (AV) takes place.
  • the rate at which the decomposition of the ammonium compound (AV) occurs depends on the reservoir temperature (T L ) of the underground gas condensate Deposit and the temperature at which the solution (L) in step b) is injected from.
  • T L reservoir temperature
  • the period of rest is generally in the range of 6 hours to 20 days, preferably in the range of 1 to 10 days.
  • the rest phase may be shorter, for example 1 to 3 days.
  • the period of rest is 2 to 5 days.
  • the rest phase must be chosen correspondingly longer, for example in the range of 3 to 8 days.
  • the ammonium compound (AV) contained in the solution (L) in the underground gas condensate deposit is completely decomposed to carbon dioxide and ammonia.
  • the optionally contained further compound (VW) is completely hydrolyzed during the rest phase to ammonia and carbon dioxide.
  • the production well is closed in a preferred embodiment. This can be done by conventional means, such as packers. Closing the production well increases the pressure in the critical region (KB) of the underground gas condensate reservoir, which increases the efficiency of the process according to the invention.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the at least one production well is closed during the quiescent phase according to step c).
  • the resulting carbon dioxide is partially dissolved in natural gas and mainly in the liquid natural gas condensate.
  • the viscosity of the liquid natural gas condensate is lowered, whereby the mobility of the liquid natural gas condensate in the critical range (KB) of the gas condensate reservoir is significantly increased.
  • the resulting ammonia dissolves in the formation water present in the deposit as well as in the water injected with the solution (L) and forms an alkaline ammonia buffer system having a pH of 9-10. If the deposit is slightly diluted, highly alkaline solutions are formed. Under certain conditions, ammonia in the reservoir may also partially liquefy. Liquid ammonia and aqueous ammonia solutions are very good solvents. This additionally increases the mobility of the liquid natural gas condensate.
  • This buffer system has a surfactant-like action in the underground gas condensate reservoir.
  • the interfacial tension between the Phases ie reduced between the natural gas phase and the liquid natural gas condensate phase and optionally the Formationswasserphase.
  • the formation of the gases (ammonia and carbon dioxide) in the underground gas condensate deposit also has a purely mechanical displacement effect of the liquid natural gas condensate.
  • the viscosity of the liquid natural gas condensate and increasing the mobility of the liquid natural gas condensate the production of natural gas and liquefied natural gas condensate from the underground gas condensate reservoir is facilitated.
  • the delivery rate increases significantly.
  • natural gas flushes the liquid natural gas condensate present in the critical area (KB) of the underground gas condensate deposit in the direction of the production well. This leads to a further increase in the production rate.
  • the solution (L) is introduced in such amounts that the gas volume resulting from the decomposition of the ammonium compound (AV) corresponds at least to the pore volume of the critical region (KB) of the underground gas condensate reservoir.
  • the present invention thus also relates to the use of a solution (L) as a means for increasing the delivery rates of natural gas and / or natural gas condensate from a gas condensate reservoir containing a gas mixture with retrograde condensation behavior.
  • a solution (L) as a means for increasing the delivery rates, the above statements and preferences with regard to the solution (L) apply accordingly.
  • process step d) natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit is promoted, that is, the promotion is resumed.
  • the promotion takes place according to conventional methods.
  • the natural gas and the natural gas condensate can be conveyed through the production well, through which, in process step b), the solution (L) was injected into the underground gas condensate reservoir. It is also possible to drill additional wells into the underground gas condensate deposit.
  • the production of natural gas and natural gas condensate can then be carried out through the production well or through further drilling.
  • the production bore can also fulfill the function of an injection well through which a flood medium is pressed into the underground gas condensate deposit, the actual promotion then takes place via the one or more further holes.
  • step b) It is also possible to inject a flood medium via the one or more further holes into the underground gas condensate deposit and carry out the production through the production through which in step b) the solution (L) was injected.
  • the production of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit is continued in accordance with process step d) until the resulting pressure reduction in the underground gas condensate reservoir leads to the formation of liquid natural gas condensate, whereby the critical region (KB) is formed and the delivery rates decrease significantly.
  • steps b) and c) are performed again.
  • the steps b) and c) of the method according to the invention are thus always carried out when a critical area (KB) forms again in the underground gas condensate deposit which is blocked by liquid natural gas condensate.
  • the subject matter of the present invention is therefore also the use of a solution (L) as a means for increasing the delivery rates of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit having a gas mixture with retrograde condensation behavior.
  • Ammonia and carbon dioxide forms.
  • FIG. 1 The figures show in detail: FIG. 1
  • FIG. 2 The phase behavior of gas mixtures with retrograde condensation behavior.
  • Figure 3 shows different embodiments of a drilled hole 3.
  • Figure 3a shows a vertical production bore. Region 4 represents the area which is blocked by liquid natural gas condensate.
  • Figure 3b shows an embodiment in which a deflected bore has been drilled.
  • FIG. 3 c shows an embodiment in which a deflected well has been drilled and in which the underground gas condensate deposit has a fracking gap 5.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft eine Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte a) Niederbringen mindestens einer Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte und Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Produktionsbohrung durch die mindestens eine Produktionsbohrung, b) Injizieren einer Lösung (L), die ein Lösungsmittel und mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Ammoniumcarbamat, Ammoniumhydrogencarbonat und Ammoniumcarbonat enthält, durch die mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte, c) Einlegen einer Ruhephase, in der die in der Lösung (L) enthaltene Ammoniumverbindung (AV) unter Bildung von Kohlendioxid und Ammoniak zersetzt wird, d) Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte durch die mindestens eine Produktionsbohrung.

Description

Verfahren zur Förderung von Erdgas und Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält.
Gasgemische mit retrogradem (rückschreitendem) Kondensationsverhalten durchlaufen, aus dem Bereich der Gasphase kommend, bei einer isothermen Druckerniedrigung eine Teilkondensation und gehen bei weiterer Druckerniedrigung wieder in die Gasphase über. Im Allgemeinen tritt ein retrogrades Kondensationsverhalten in einem Gasgemisch auf, dessen Temperatur oberhalb der kritischen Temperatur des Gasgemischs liegt. Erdgasgemische, die beispielsweise neben Methan, Ethan, Propanen und Butanen 2 bis 20 Vol.-% schwerer Kohlenwasserstoffe (C5+; wie beispielsweise Pentane und Hexane) enthalten, weisen im Allgemeinen ein retrogrades Kondensationsverhalten auf. Das Phasenverhalten von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten ist exemplarisch in Figur 1 dargestellt.
Bei der Entwicklung von Gaskondensat-Lagerstätten, die Gasgemische mit retrogradem Kondensationsverhalten enthalten (auch als retrograde Gaskondensat- Lagerstätten bezeichnet), führt das Kondensationsverhalten der vorstehend beschriebenen retrograden Gasgemische zu Problemen. Bei der Entnahme von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus solchen Lagerstätten durch eine Produktionsbohrung reduziert sich der Druck in der Lagerstätte, wobei die Temperatur der Lagerstätte dabei weitestgehend unverändert bleibt. Durch diese quasi-isotherme Druckerniedrigung in der Lagerstätte kommt es zu einer Teilkondensation des in der Lagerstätte enthaltenen Erdgases. Die Druckerniedrigung ist dabei in der Nähe der Produktionsbohrung (Bohrlochnahzone) am stärksten ausgeprägt. Durch die Teilkondensation bildet sich, insbesondere im Bereich der Bohrlochnahzone, ein flüssiges Gaskondensat. Dieses flüssige Gaskondensat kann dabei die Bohrlochnahzone blockieren, wobei die Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung stark abnimmt oder sogar vollständig zum Erliegen kommt. Besonders ausgeprägt ist dieser Effekt bei der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat-Lagerstätten, die eine niedrige Permeabilität aufweisen. Durch die Blockierung der porösen Gesteine im Bereich der Bohrlochnahzone wird der Zufluss von Erdgas und/oder Erdgaskondensat zur Produktionsbohrung stark eingeschränkt oder kommt sogar vollständig zum Erliegen. Abhängig von den geologischen Eigenschaften der Lagerstätte sowie von den Druck- und Temperaturverhältnissen in der Lagerstätte, kann der Bereich, in dem das flüssige Gaskondensat den Zufluss von Erdgas und/oder Erdgaskondensat zur Produktionsbohrung blockiert, 5 bis 100 m breit sein. Der Bereich, in dem die Blockierung durch das flüssige Gaskondensat herbeigeführt wird, hat dabei im Allgemeinen eine quasi-zylinderförmige Form, in deren Zentrum die Produktionsbohrung liegt. Die durch die Förderung auftretende Absenkung des Lagerstättend rucks und durch die damit eintretende Blockierung mit flüssigem Gaskondensat kann in einigen Fällen sogar zum Verlust der Lagerstätte führen.
Im Stand der Technik sind Verfahren beschrieben, die zu einer Minderung der Bildung von flüssigem Gaskondensat und zu einer Verbesserung der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte führen.
RU 2018639 beschreibt ein Verfahren zur präventiven Verhinderung der Bildung von flüssigem Gaskondensat in einer Gaskondensat-Lagerstätte. Das dort beschriebene Verfahren ist auch als„cycling-process" bekannt. Dabei werden bei der Gasförderung die schweren Kohlenwasserstoffe (C5+) obertage von leichten Kohlenwasserstoffen (wie beispielsweise Methan, Ethan und Propanen) abgetrennt. Die leichten Kohlenwasserstoffe werden als sogenanntes„trockenes Gas" wieder in die Lagerstätte eingepresst, um den Lagerstättendruck zu erhöhen. Das„cyc//ng"-Verfahren ist sehr aufwändig und kostenintensiv. Darüber hinaus lässt sich mit diesem Verfahren die Bildung von flüssigem Gaskondensat in Gaskondensat-Lagerstätten nicht zuverlässig verhindern.
SU 605429 beschreibt ein Verfahren zur Entwicklung von Gaskondensat-Lagerstätten. Bei diesem Verfahren wird die Lagerstätte mit hoch mineralisiertem Wasser geflutet. Die hohe Mineralisierung verhindert dabei die Lösung von Gasen in dem Flutwasser und erlaubt somit die Verdrängung des Erdgases und des Erdgaskondensates aus dem Bereich der Bohrlochnahzone der Produktionsbohrung. Nachteilig an diesem Verfahren ist die massive Verwässerung der Lagerstätte durch das eingepresste Flutwasser. Darüber hinaus kann das eingepresste Flutwasser selbst zu einer Blockierung der Bohrlochnahzone führen. Dieses Verfahren ermöglicht keine effektive Steigerung der Förderraten.
SU 1596081 und RU 2064572 offenbaren Verfahren, bei denen die Gaskondensat- Lagerstätte mit seismischen Wellen behandelt wird. Die seismischen Wellen sollen dabei zu einer Erhöhung der Förderrate aus der Gaskondensat-Lagerstätte führen. Insbesondere bei tiefliegenden Lagerstätten ist dieses Verfahren wenig effizient. RU 2415257 beschreibt ein Verfahren zur Stimulierung der Förderraten von Gaskondensat-Lagerstätten mittels elektromagnetischer Wellen. Auch dieses Verfahren ist, insbesondere für tiefliegende Lagerstätten, ungeeignet.
RU 2245997 offenbart ein Verfahren, bei dem in den Bohrlochnahbereich in zyklischen Abständen Lösungsmittel eingepresst werden, um das flüssige Kondensat zu lösen. Als Lösungsmittel werden hierzu wässrige Gemische von Aceton und Methanol, Chloroform und Methanol oder Aceton und Chloroform verwendet. Nachteilig an diesem Verfahren ist, dass die eingebrachten wässrigen Gemische ebenfalls zu einer Verwässerung des Bohrlochnahbereichs führen. Darüber hinaus ist das Verfahren durch die eingesetzten organischen Lösungsmittel mit enormen Kosten verbunden. Die eingesetzten organischen Lösungsmittel führen darüber hinaus durch ihre Toxizität zu Umweltproblemen.
Die noch nicht offengelegte europäische Anmeldung EP 12 186 281.7 beschreibt ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten mit retrogradem Kondensationsverhalten. Hierbei wird eine Lösung, die Harnstoff enthält, in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Anschließend wird eine Ruhephase eingelegt, in der der Harnstoff hydrolysiert, wobei sich die Gase Ammoniak und Kohlendioxid bilden. Hierdurch wird eine effektive Steigerung der Förderrate an Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte erreicht. Nachteilig an dem in der EP 12 186 281.7 beschriebenen Verfahren ist, dass es vorwiegend zur Entwicklung von unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten geeignet ist, die eine Lagerstättentemperatur (TL) von größer 80 °C aufweisen, da Harnstoff unterhalb dieser Temperatur nur sehr langsam hydrolysiert. Auch bei Lagerstätten mit Lagerstättentemperaturen (TL) oberhalb von 80 °C müssen teilweise mehrtägige Ruhephasen eingelegt werden, um eine vollständige Hydrolyse des Harnstoffs zu Ammoniak und Kohlendioxid zu garantieren. Dies reduziert die Effizienz des in der EP 12 186 281 .7 beschriebenen Verfahrens und beschränkt die möglichen Einsatzbereiche. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten bereitzustellen, die ein Gasgemisch enthalten, das ein retrogrades Kondensationsverhalten aufweist. Das Verfahren soll die Nachteile des vorstehend beschriebenen Standes der Technik nicht oder nur in vermindertem Maße aufweisen. Das erfindungsgemäße Verfahren soll kostengünstig und einfach durchführbar sein und zu einer effektiven Erhöhung der Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus Gaskondensat-Lagerstätten führen, nachdem die Bohrlochnahzone durch flüssiges Gaskondensat zumindest teilweise blockiert wurde.
Darüber hinaus soll das Verfahren auch in unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten einsetzbar sein, die Lagerstättentemperaturen (TL) unterhalb von 80 °C aufweisen.
1. Gelöst wird die Aufgabe durch ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte a) Niederbringen mindestens einer Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte und Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Produktionsbohrung durch die mindestens eine Produktionsbohrung,
Injizieren einer Lösung (L), die ein Lösungsmittel und mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Ammoniumcarbamat, Ammoniumhydrogencarbonat und Ammoniumcarbonat enthält, durch die mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische
Gaskondensat-Lagerstätte, c) Einlegen einer Ruhephase, in der die in der Lösung (L) enthaltene Ammoniumverbindung (AV) unter Bildung von Kohlendioxid und Ammoniak zersetzt wird, d) Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte durch die mindestens eine Produktionsbohrung. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die effektive Steigerung der Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte, in der die Bohrlochnahzone durch flüssiges Erdgaskondensat blockiert ist. Das erfindungsgemäße Verfahren hat den Vorteil, dass es mit kostengünstigen und toxikologisch unbedenklichen Substanzen auskommt.
Verfahrensschritt a)
In Verfahrensschritt a) wird mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte niedergebracht. Das Niederbringen der mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte erfolgt durch konventionelle, dem Fachmann bekannte Methoden und ist beispielsweise in der EP 0 952 300 beschrieben. Bei der Produktionsbohrung kann es sich um eine vertikale, horizontale oder um eine abgelenkte Bohrung handeln. Bevorzugt ist die Produktionsbohrung eine abgelenkte Bohrung, die einen quasi-vertikalen und einen quasi-horizontalen Abschnitt umfasst. Die Gaskondensat-Lagerstätte enthält dabei ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten. Solche Gaskondensat-Lagerstätten werden auch als retrograde Gaskondensat-Lagerstätten bezeichnet. Das in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte enthaltene Gasgemisch enthält im Allgemeinen 80 bis 98 Vol.-% leichte Kohlenwasserstoffe und 2 bis 20 Vol.-% schwere Kohlenwasserstoffe. Unter leichten Kohlenwasserstoffen werden erfindungsgemäß Methan, Ethan, Propane und Butane verstanden. Unter schweren Kohlenwasserstoffen werden erfindungsgemäß Kohlenwasserstoffe mit 5 und mehr Kohlenstoffatomen verstanden, beispielsweise Pentane, Hexane und Heptane sowie gegebenenfalls höhere Kohlenwasserstoffe. Unter den Bezeichnungen Propane, Butane, Pentane, Hexane und Heptane werden vorliegend sowohl die unverzweigten Kohlenwasserstoffverbindungen, als auch sämtliche verzweigte Isomere der vorstehenden Kohlenwasserstoffverbindungen verstanden.
Die Eigenschaften von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten sind rein exemplarisch in Figur 1 dargestellt. Der mit (al) bezeichnete Bereich beschreibt dabei den einphasigen Bereich, in dem das Gasgemisch ausschließlich in flüssiger Form vorliegt. Der mit (av) gekennzeichnete einphasige Bereich zeigt den Bereich, in dem das Gasgemisch ausschließlich gasförmig vorliegt. Der mit (l+v) gekennzeichnete Bereich zeigt den zweiphasigen Bereich, in dem ein Teil des Gasgemischs in flüssiger Form und ein anderer Teil in gasförmiger Form vorliegen. (CP) zeigt den kritischen Punkt des Gasgemischs, der die Blasenbildungspunktkurve (bpc) mit der Taupunktkurve (dpc) verbindet. Die Blasenbildungspunktkurve (bpc) wird auch als bubble- po/nf-Kurve bezeichnet, die Taupunktkurve (dpc) wird auch als dew-point- Kurve bezeichnet.
Die Blasenbildungspunktkurve (bpc) trennt den einphasigen flüssigen Bereich (al) vom zweiphasigen Bereich (l+v). Auf der Blasenbildungspunktkurve (bpc) ist das Gasgemisch praktisch zu 100 % flüssig und enthält nur infinitesimale Mengen an Gas. Die Taupunktkurve (dpc) trennt den einphasigen gasförmigen Bereich (av) vom zweiphasigen Bereich (l+v). Auf der Taupunktkurve (dpc) ist das Gasgemisch praktisch zu 100 % gasförmig und enthält nur infinitesimale Mengen an Flüssigkeit.
Auf der horizontalen Achse ist die Temperatur (T), auf der vertikalen Achse der Druck (P) aufgetragen. Ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten durchläuft bei einer isothermen Druckerniedrigung eine Teilkondensation und geht bei weiterer Druckerniedrigung wieder in die Gasphase über. Das retrograde Kondensationsverhalten tritt in der Regel bei Temperaturen auf, die oberhalb des 5 kritischen Punkts (CP) des Gasgemischs liegen. Nachfolgend wird exemplarisch das Verhalten eines Gemischs bei einer vorgegebenen Temperatur beschrieben, die oberhalb des kritischen Punkts (CP) liegt.
Bei einer vorgegebenen Temperatur (T-i) liegt das Gasgemisch mit retrogradem 10 Kondensationsverhalten am Punkt (A) gasförmig und einphasig vor. Bei der isothermen Druckerniedrigung (in Figur 1 durch die gestrichelte Linie gekennzeichnet) erreicht das Gasgemisch am Punkt (B) die Taupunktkurve (dpc). An diesem Punkt liegt das Gasgemisch praktisch zu 100 % gasförmig vor, es beginnt sich jedoch eine infinitesimale Menge an Flüssigkeit zu bilden. Bei weiterer Druckerniedrigung geht das 15 Gasgemisch in den zweiphasigen Bereich (l+v) über, in dem sich durch Teilkondensation neben der Gasphase auch eine Flüssigphase ausbildet. An Punkt (C) liegen somit Erdgas und flüssiges Erdgaskondensat in einem Zweiphasensystem nebeneinander vor. Wird der Druck weiter isotherm erniedrigt, erreicht das Gasgemisch erneut die Taupunktkurve (dpc) (in Figur 1 durch Punkt (D) 20 gekennzeichnet). Mit Überschreiten der Taupunktkurve (dpc) geht das Gasgemisch erneut in den einphasigen gasförmigen Zustand über. An Punkt (E) in Figur 1 liegt das Gasgemisch wieder gasförmig und einphasig vor. Die Darstellung in Figur 1 dient lediglich der Erläuterung des Kondensationsverhaltens retrograder Gasgemische, ohne die vorliegende Erfindung zu beschränken.
25
Die Lagerstättentemperatur TL der Gaskondensat-Lagerstätten, aus denen mit dem erfindungsgemäßen Verfahren Erdgas und/oder Erdgaskondensat gefördert wird, liegt üblicherweise im Bereich von 35 bis 150 °C, bevorzugt im Bereich von 40 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 45 bis 120 °C und insbesondere im Bereich von 30 55 °C bis 100 °C.
Die Lagerstättentemperatur TL der Gaskondensat-Lagerstätten ermöglicht in relativ kurzer Zeit, beispielsweise innerhalb von 6 Stunden bis 20 Tagen, die vollständige Zersetzung der Ammoniumverbindung (AV) unter Bildung von Kohlendioxid und 35 Ammoniak.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eine Lagerstättentemperatur im Bereich von 35 bis 150 °C, bevorzugt im Bereich von 40 bis 150 °C, besonders bevorzugt im 40 Bereich von 45 bis 120 °C und insbesondere im Bereich von 55 bis 100 °C aufweist. Der anfängliche Lagerstättendruck, das heißt, der Druck vor der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens, liegt üblicherweise im Bereich von 80 bis 1500 bar, normalerweise beträgt der anfängliche Lagerstättendruck bei Gaskondensat- Lagerstätten 300 bis 600 bar.
Die Permeabilität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten liegt im Allgemeinen im Bereich von 0,01 bis 10 mD (MilliDarcy).
Die Porosität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten liegt im Allgemeinen im Bereich von 0,1 bis 30 %.
Nach dem Niederbringen der Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte ist der Lagerstättendruck in der Regel zunächst ausreichend, um Erdgas und/oder Erdgaskondensat nach konventionellen Methoden durch die Produktionsbohrung zu fördern. Unter den Begriffen Erdgas und Erdgaskondensat ist in diesem Zusammenhang selbstverständlich nicht ein reines Kohlenwasserstoffgemisch zu verstehen. Das Erdgas und/oder Erdgaskondensat kann neben Methan, Ethan, Propanen, Butanen, Hexanen und Heptanen sowie gegebenenfalls höheren Kohlenwasserstoffen selbstverständlich auch weitere Stoffe enthalten.
Weitere Stoffe können beispielsweise schwefelhaltige Kohlenwasserstoffe oder Formationswasser sein. Unter Formationswasser wird vorliegend Wasser verstanden, das in der Lagerstätte ursprünglich vorhanden ist sowie Wasser, das durch Verfahrensschritte der sekundären und tertiären Förderung in die Lagerstätte eingebracht wurde, beispielsweise sogenanntes Flutwasser. Das Formationswasser umfasst auch Wasser, das gegebenenfalls durch das erfindungsgemäße Verfahren in die Gaskondensat-Lagerstätte eingebracht wurde. Ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten weist beispielsweise die folgende Zusammensetzung auf (Angaben in Mol.-%):
Methan 74,6 %
Ethan 8,9 %
Propan 3,8 %
Butan 1 ,8 %
Pentan 6,4 %
Stickstoff 4,5 %
Ursprüngliche Dichte 0,745 g/cm3. Unter Erdgas werden vorliegend gasförmige Gasgemische verstanden, die aus der Gaskondensat-Lagerstätte gefördert werden. Unter Erdgaskondensat werden flüssige Gemische verstanden, die aus der Gaskondensat-Lagerstätte gefördert werden. Der Aggregatzustand der aus der Gaskondensat-Lagerstätte geförderten Gemische hängt von der Temperatur und dem Druck in der Lagerstätte beziehungsweise in der Produktionsbohrung ab. Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es möglich, ausschließlich Erdgas durch die Produktionsbohrung zu fördern. Darüber hinaus ist es möglich, ausschließlich Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung zu fördern. Es ist auch möglich, eine Mischung aus Erdgas und Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung zu fördern. Der Aggregatzustand der im Erdgas beziehungsweise im Erdgaskondensat gegebenenfalls vorhandenen weiteren Stoffe hängt ebenfalls vom Druck und der Temperatur in der Lagerstätte beziehungsweise in der Produktionsbohrung ab. Die weiteren Stoffe können ebenfalls in flüssiger Form beziehungsweise in gasförmiger Form in der durch die Produktionsbohrung geförderten Mischung enthalten sein. Für den Fall, dass nach dem Niederbringen der Produktionsbohrung (Verfahrensschritt a)) der Lagerstättendruck ausreichend ist, um Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der Lagerstätte durch die Produktionsbohrung zu fördern, geschieht dies durch konventionelle Fördermethoden. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem nach dem Niederbringen der mindestens ein Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (Verfahrensschritt a)) und vor dem Injizieren der Lösung (L) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (Verfahrensschritt b)) zunächst Erdgas und/oder Erdgaskondensat (durch konventionelle Methoden) durch die mindestens eine Produktionsbohrung gefördert wird.
Dies ist jedoch nicht zwingend erforderlich. Es ist auch möglich, Verfahrensschritt b) direkt nach Niederbringen der Produktionsbohrung präventiv durchzuführen, um die Bildung von Erdgaskondensat zu verhindern. In der Regel wird nach Verfahrensschritt a) jedoch zunächst Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch konventionelle Methoden aus der Gaskondensat-Lagerstätte gefördert. Durch die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der Gaskondensat-Lagerstätte nimmt der Druck in der Gaskondensat-Lagerstätte ab, wobei die Temperatur der Gaskondensat-Lagerstätte weitestgehend unverändert bleibt. Somit führt die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der Gaskondensat-Lagerstätte zu einer isothermen Druckerniedrigung. Unter isotherm wird vorliegend verstanden, dass die Temperatur der Gaskondensat-Lagerstätte bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens weitestgehend konstant bleibt, das heißt, dass sich die Temperatur der Gaskondensat-Lagerstätte um maximal +/- 20 °C, bevorzugt um +/- 10 °C, und besonders bevorzugt um +/- 5 °C bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Vergleich zur anfänglichen Lagerstättentemperatur vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ändert. Die Druckerniedrigung ist in der Nähe der Produktionsbohrung am stärksten ausgeprägt und nimmt mit zunehmendem Abstand von der Produktionsbohrung ab. Figur 2 zeigt exemplarisch den Druckverlauf in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte in Abhängigkeit vom Abstand zur Produktionsbohrung. Der Abstand zur Produktionsbohrung ist auf der horizontalen Achse in Metern aufgetragen. Der Lagerstättend ruck (P) ist auf der gestrichelten vertikalen Achse aufgetragen. In einem bestimmten Abstand von der Produktionsbohrung erreicht der Lagerstättendruck (P) einen Wert, an dem die Teilkondensation des retrograden Gasgemischs beginnt. Dieser Abstand ist durch die vertikale gepunktete Linie in Figur 2 dargestellt. An Punkt (B) auf der gestrichelten Lagerstättendruckkurve (P) beginnt die Ausbildung eines zweiphasigen Gemischs, das Erdgas und Erdgaskondensat enthält. Punkt (B) auf der gestrichelten Lagerstättendruckkurve (P) entspricht Punkt (B) in Figur 1. Links von der gepunkteten Linie liegt das Gasgemisch zweiphasig vor (Bereich (l+v)). Rechts von der gepunkteten Linie liegt das Gasgemisch einphasig vor (Bereich (av)).
Mit Einsetzen der Teilkondensation steigt der Anteil an flüssigem Erdgaskondensat. Der Anteil an flüssigem Erdgaskondensat ist auf der vertikalen Achse (KG) aufgetragen und wird durch die durchgezogene Kurve (KG) in Figur 2 dargestellt. Ab einer gewissen Konzentration von flüssigem Erdgaskondensat wird die Bohrlochnahzone blockiert, wodurch die Förderraten von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der Gaskondensat-Lagerstätte abnehmen oder vollständig zum Erliegen kommen. Dieser kritische Bereich ist durch den grau unterlegten Bereich (KB) in Figur 2 dargestellt. Die kritische Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im Gasgemisch ist durch den Punkt (KS) auf der Kurve (KG) in Figur 2 dargestellt. Figur 2 erläutert lediglich exemplarisch die Verhältnisse in einer Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten aufweist, ohne die vorliegende Erfindung hierauf zu beschränken. Die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte durch die mindestens eine Produktionsbohrung wird in der Regel so lange durchgeführt, bis eine Reduktion der Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat registriert wird. Die Reduktion der Förderrate ist auf die Ausbildung des kritischen Bereichs (KB) zurückzuführen, der durch flüssiges Erdgaskondensat zumindest teilweise blockiert ist.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte vor der Durchführung Verfahrensschritts b) einen kritischen Bereich (KB) aufweist, der durch flüssiges Erdgaskondensat zumindest teilweise Blockiert ist. Vor dem Injizieren der Lösung (L) in Verfahrensschritt b) wird die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat in der Regel eingestellt.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Verfahrensschritt a) das Niederbringen mindestens einer Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte, die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte bis zur Ausbildung eines kritischen Bereichs (KB), der durch flüssiges Erdgaskondensat zumindest teilweise blockiert ist und das Einstellen der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte durch die mindestens eine Produktionsbohrung umfasst.
Verfahrensschritt b) In Verfahrensschritt b) wird eine Lösung (L), die ein Lösungsmittel und mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) durch die mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte mit einem Druck injiziert, der kleiner als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte ist. Hierdurch wird die Bildung von Zerklüftungen und Rissen im Umgebungsgestein der Produktionsbohrung, infolge einer hydraulischen Einwirkung des Flüssigkeitsdrucks der Lösung (L) vermieden. Die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung (minimum in-situ rock press) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte wird auch als minimale Grundbelastung (minimum principal stress) bezeichnet. Hierunter wird der Druck verstanden, der notwendig ist, um in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte Zerklüftungen und Risse auszubilden. Solche Zerklüftungen und Risse werden auch als Frack-Risse bezeichnet.
In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform wird die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) mit einem Druck in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert, der maximal 90 %, bevorzugt maximal 80 %, besonders bevorzugt maximal 50 % und insbesondere bevorzugt maximal 20 % der minimalen örtlichen Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte entspricht.
Die Lösung (L) wird in Verfahrensschritt b) somit nicht als Frack-Flüssigkeit eingesetzt. Unter„mindestens eine Ammoniumverbindung (AV)" werden erfindungsgemäß sowohl genau eine Ammoniumverbindung (AV), als auch Mischungen aus zwei oder mehreren Ammoniumverbindungen (AV) verstanden. Die Ammoniumverbindung (AV) zersetzt sich in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte zu Kohlendioxid und Ammoniak. Die gebildeten Gase lösen sich in den in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vorhandenen Flüssigkeiten, d.h. in dem Gaskondensat bzw. dem Formationswasser. Die Gase haben dabei, wie nachfolgend unter Verfahrensschritt c) beschrieben, einen positiven Einfluss auf die rheologischen Eigenschaften der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vorhandenen Flüssigkeiten. Der Einsatz der Ammoniumverbindungen (AV) ist dabei mit den folgenden Vorteilen verbunden: Die Ammoniumverbindungen (AV) weisen eine hohe gravimetrische und volumetrische Kohlendioxid- und Ammoniakspeicherdichte auf. Das heißt, mit relativ geringen Gewichts- bzw. Volumenmengen der Ammoniumverbindungen (AV) können große Mengen an Kohlendoxid oder Ammoniak in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eingebracht werden. Die Lösung (L) lässt sich einfach und schnell herstellen. Der Energieaufwand für die Freisetzung von Ammoniak und Kohlendioxid in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte ist gering und eine vollständige Zersetzung der Ammoniumverbindungen (AV) in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte wird sicher gewährleistet. Die Ammoniumverbindungen (AV) sind kostengünstige und toxikologisch unbedenklich. Die Zersetzung der Ammoniumverbindungen (AV) in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte erfolgt nebenproduktfrei und ist somit umweltverträglich. Die Lösung (L) beeinträchtigt die Permeabilität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte nicht nachteilig.
Üblicherweise enthält die Lösung (L) 20 bis 80 Gew.-% der Ammoniumverbindung (AV) und 80 bis 20 Gew.-% Lösungsmittel, wobei das Lösungsmittel Wasser, Alkohol oder eine Mischung aus Wasser und Alkohol enthält, bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L). Bevorzugt enthält die Lösung (L) 30 bis 70 Gew.-% der Ammoniumverbindung (AV) und 70 bis 30 Gew.-% Lösungsmittel, bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Lösung (L) 20 bis 80 Gew.-% mindestens einer Ammoniumverbindung (AV) und 80 bis 20 Gew.-% Lösungsmittel enthält, wobei das Lösungsmittel Wasser, Alkohol oder eine Mischung aus Wasser und Alkohol enthält, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L).
Als Lösungsmittel (Lösemittel) kann somit nur Wasser eingesetzt werden. Es ist auch möglich als Lösemittel nur Alkohol einzusetzen. Darüber hinaus ist es möglich als Lösemittel eine Mischung aus Wasser und Alkohol einzusetzen. Als Alkohol kann genau ein Alkohol eingesetzt werden. Es ist auch möglich eine Mischung aus zwei oder mehreren Alkoholen einzusetzen. Als Alkohol kann Methanol, Ethanol, 1 - Propanol, 2-Propanol oder eine Mischung von zwei oder mehreren dieser Alkohole eingesetzt werden. Als Alkohol bevorzugt ist Methanol.
Die Zersetzung von Ammoniumcarbamat folgt der nachstehenden Reaktionsgleichung 5 (la):
H2N-(COO)0 +NH4® ► 2NH3 + C02 (l a)
Die Zersetzung von Ammoniumhydrogencarbonat folgt der nachstehenden 10 Reaktionsgleichung (Ib):
HCO3 0 +NH4 ® ► NH3 + C02 + H20 (Ib)
Die Zersetzung von Ammoniumcarbonat folgt der nachstehenden Reaktionsgleichung 15 (Ic):
C03 2 ® +2NH_P ► 2NH3 + C02 + H20 (Ic)
Ammoniumcarbamat ist kommerziell in Form farbloser Kristalle erhältlich, die in 20 Wasser gut löslich sind. In wässriger Lösung beginnt die merkliche Zersetzung von Ammoniumcarbamat ab Temperaturen von 35 °C; bei Temperaturen oberhalb von 60 °C läuft die Zersetzung zu Kohlendioxid und Ammoniak vollständig ab.
Ammoniumhydrogencarbonat ist kommerziell als weißes, kristallines Pulver erhältlich, 25 welches sich gut in Wasser löst. In wässriger Lösung beginnt die merkliche Zersetzung von Ammoniumhydrogencarbonat ab Temperaturen von 35 °C; bei Temperaturen oberhalb von 60 °C läuft die Zersetzung zu Kohlendioxid und Ammoniak vollständig ab.
Ammoniumcarbonat ist kommerziell als farbloser, kristalliner Feststoff erhältlich, der 30 sich gut in Wasser löst. In wässriger Lösung läuft bei Temperaturen oberhalb von 58 °C die Zersetzung zu Kohlendioxid und Ammoniak vollständig ab.
Wie vorstehend gezeigt, läuft die vollständige Zersetzung der erfindungsgemäß eingesetzten Ammoniumverbindungen (AV) bereits bei Temperaturen im Bereich von
35 60 °C vollständig ab. Die erfindungsgemäß eingesetzten Ammoniumverbindungen (AV) können daher auch in unterirdischen Gaskondensatlagerstätten eingesetzt werden, die beispielsweise Lagerstättentemperaturen (TL) im Bereich von 55 bis 70 °C aufweisen. Der in der noch nicht offengelegten Anmeldung EP 12 186 281 .7 beschriebene Harnstoff ist für solche Lagerstätten nicht geeignet, da die Harnstoff-Hydrolyse bei
40 solchen Lagerstättentemperaturen (TL) sehr langsam abläuft. Die Ruhephase gemäß Schritt c) ist beim Einsatz von Harnstoff daher sehr lang, so dass die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat für viele Tage unterbrochen werden muss.
Die Lösung (L) kann lediglich aus Lösungsmittel und mindestens einer Ammoniumverbindung (AV) bestehen, wobei die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen entsprechend gelten. Es ist jedoch auch möglich, der Lösung (L) mindestens eine oberflächenaktive Komponente (Tensid) zuzugeben. In diesem Fall enthält die Lösung (L) bevorzugt 0,1 bis 5 Gew.-%, besonders bevorzugt 0,5 bis 1 Gew.-% mindestens eines Tensids, bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L).
Als oberflächenaktive Komponenten können anionische, kationische und nicht-ionische Tenside eingesetzt werden.
Gebräuchliche nicht-ionische Tenside sind beispielsweise ethoxylierte Mono-, Di- und Trialkylphenole, ethoxylierte Fettalkohole sowie Polyalkylenoxide. Neben den ungemischten Polyalkylenoxiden, bevorzugt C2-C4-Alkylenoxiden und phenylsubsitutierten C2-C4-Alkylenoxiden, insbesondere Polyethylenoxiden, Polypropylenoxiden und Poly(phenylethylenoxiden), sind vor allem Blockcopolymerisate, insbesondere Polypropylenoxid- und Polyethylenoxidblöcke oder Poly(phenylethylenoxid)-und Polyethylenoxidblöcke aufweisende Polymerisate, und auch statistische Copolymerisate dieser Alkylenoxide geeignet. Derartige Alkylenoxidblockcopolymerisate sind bekannt und im Handel z. B. unter den Namen Tetronice und Pluronic (BASF) erhältlich. Übliche anionische Tenside sind beispielsweise Alkalimetall- und Ammoniumsalze von Alkylsulfaten (Alkylrest: C8-C12), von Schwefelsäurehalbestern ethoxylierter Alkanole (Alkylrest: C12-C18) und ethoxylierter Alkylphenole (Alkylreste: C4-C12) und von Alkylsulfonsäuren (Alkylrest: Ci2-Ci8). Geeignete kationische Tenside sind beispielsweise C6-Ci8-Alkyl-, Alkylaryl- oder heterozyklische Reste aufweisende, primäre, sekundäre, tertiäre oder quartäre Ammoniumsalze, Pyridiniumsalze, Imidazoliniumsalze, Oxozoliniumsalze, Morpholiniumsalze, Propyliumsalze, Sulfoniumsalze und Phosphoniumsalze. Beispielhaft seinen Dodecylammoniumacetat oder das entsprechende Sulfat, Disulfate oder Acetate der verschiedenen 2-(N,N,N-Trimethylammonium)ethylparaffinsäure- Ester, N-Cetylpyridiniumsulfat und N-Laurylpyridiniumsalze,
Cetyltrimethylammoniumbromid und Natriumlaurylsulfat genannt.
Der Einsatz von oberflächenaktiven Komponenten in der Lösung (L) setzt die Oberflächenspannung der Lösung (L) herab. Hierdurch kann die Lösung (L), die durch das Erdgaskondensat blockierten Bereiche der Bohrlochnahzone besser durchdringen und das Erdgaskondensat verdrängen. Die Lösung (L) wird üblicherweise übertage durch Auflösen mindestens einer Ammoniumverbindung (AV) in dem Lösungsmittel bereitgestellt. Gegebenenfalls können dabei auch weitere Additive wie beispielsweise oberflächenaktive Komponenten (Tenside) zugegeben werden.
Um das Auflösen der mindestens einen Ammoniumverbindung (AV) in dem Lösungsmittel und die Herstellung der Lösung (L) zu beschleunigen, kann die Lösung (L) erwärmt werden. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Lösung (L) vor oder während dem Injizieren gemäß Verfahrensschritt b) erwärmt wird.
Bevorzugt wird die Lösung (L) jedoch bei einer Temperatur (TAV) von < 30 °C gehalten, um eine Zersetzung der Ammoniumverbindung (AV) und die damit verbundene Freisetzung von Kohlendioxid und Ammoniak obertage zu verhindern.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Lösung (L) vor dem Injizieren gemäß Verfahrensschritt b) eine Temperatur (TAv) aufweist, die < 30 °C ist, wobei die Temperatur bevorzugt im Bereich von 1 bis 30 °C und besonders bevorzugt im Bereich von 5 bis 25 °C liegt.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Lösung (L) vor und während dem Injizieren gemäß Verfahrensschritt b) eine Temperatur (TAV) aufweist, wobei die Temperatur die < 30 °C ist, bevorzugt im Bereich von 1 bis 30 °C und besonders bevorzugt im Bereich von 5 bis 25 °C liegt.
Hierdurch lässt sich die Freisetzung von Kohlendioxid und Ammoniak obertage beziehungsweise in der Produktionsbohrung während Verfahrensschritt b) sicher verhindern.
Die Lösung (L) kann als echte Lösung (L) eingesetzt werden. Es ist auch möglich, als Lösung (L) ein Gemisch einzusetzen, das Lösungsmittel und mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) in gelöster Form sowie mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) in ungelöster Form, beispielsweise in Form von Kristallen, enthält. Für das erfindungsgemäße Verfahren ist es ausreichend, wenn die Lösung (L) durch konventionelle Pumpen in die Gaskondensat-Lagerstätte verpumpt werden kann. Bevorzugt wird als Lösung (L) eine echte Lösung eingesetzt.
In einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann die Lösung (L) neben den Ammoniumverbindungen (AV) zusätzlich weitere Verbindungen (VW) enthalten, die Kohlendioxid beziehungsweise Ammoniak freisetzen können. Geeignete weitere Verbindungen (WV) sind beispielsweise Harnstoff und/oder Ammoniumformiat. Als weiter Verbindung (WV) ist Harnstoff bevorzugt.
Harnstoff wandelt sich in Gegenwart von Wasser durch Hydrolyse gemäß der folgenden Gleichung (Id) in Ammoniak und Kohlendioxid um:
H2N-CO-NH2+H20 ^ 2NH3+C02 (Id)
Ein Mol-Harnstoff und ein Mol-Wasser bilden dabei zwei Mol Ammoniak und ein Mol Kohlendioxid. Die Hydrolyse von Harnstoff mit Wasser unter Einwirkung von Wärme wird auch als Thermohydrolyse bezeichnet. Die Hydrolysegeschwindigkeit des in der Lösung (L) enthaltenen Harnstoffs steigt mit zunehmender Temperatur.
Wie vorstehend bereits dargelegt, verläuft die Hydrolyse von Harnstoff bei einer gegebenen Lagerstättentemperatur (TL) deutlich langsamer als die Zersetzung der erfindungsgemäß eingesetzten Ammoniumverbindungen (AV). Die erfindungsgemäß eingesetzten Ammoniumverbindungen (AV) zersetzen sich bei den Lagerstättentemperaturen (TL) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vollständig unter Bildung von Ammoniak und Kohlendioxid. Durch die Bildung des Ammoniaks werden die in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte enthaltenen Flüssigkeiten, wie beispielsweise das Formationswasser beziehungsweise das in der Lösung (L) enthaltene Wasser alkalisiert. Der aus den Ammoniumverbindungen (AV) freigesetzte Ammoniak katalysiert die Hydrolyse des Harnstoffs. Die erfindungsgemäß eingesetzten Ammoniumverbindungen (AV) fungieren somit als Katalysator (Initiator) für die Hydrolyse von Harnstoff in der Lösung (L). Hierdurch wird es möglich, auch die Hydrolyse des optional in der Lösung (L) enthaltenen Harnstoffs bei den vorgegebenen Lagerstättentemperaturen (TL) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte sicher zu gewährleisten.
Auch bei der Zersetzung von Ammoniumformiat (H-(COO) ® +NH4 )
Figure imgf000017_0001
Ammoniak und Kohlendioxid, wobei abhängig von den Bedingungen in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstäte zusätzlich Wasser, Wasserstoff oder Kohlenmonoxid gebildet werden können.
Für den Fall, dass die Lösung (L) eine weitere Verbindung (WV) enthält, ist die weitere Verbindung (WV) im Allgemeinen in Mengen von 1 bis 30 Gew.-%, bevorzugt in Mengen von 5 bis 20 Gew.-% in der Lösung (L) enthalten, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L).
Für den Fall, dass das erfindungsgemäße Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte eingesetzt werden soll, die eine Lagerstättentemperatur (TL) von < 40 °C aufweist, kann vor dem Injizieren der Lösung (L) gemäß Verfahrensschritt b) eine Lösung (L1 ) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert werden, um die Lagerstättentemperatur (TL) zu erhöhen. Als Lösung (L1 ) sind beispielsweise Lösungen geeignet, die Alkohole enthalten. Bevorzugte Alkohole sind Methanol (Siedepunkt bei Normaldruck 64,7 °C) und Ethanol (Siedepunkt bei Normaldruck 78,37 °C).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem vor Verfahrensschritt b) eine Lösung (L1 ) durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert wird, die mindestens einen Alkohol enthält. Bevorzugt ist der Alkohol ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Methanol und Ethanol. Die Lösung (L1 ) wird dabei bevorzugt mit einer Temperatur von mindestens 40 °C durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte injiziert. Die Obergrenze der Temperatur der Lösung (L1 ) ist durch den Siedepunkt des eingesetzten Alkohols limitiert. Höhere Temperaturen können beispielsweise durch Injizieren der Lösung (L1 ) unter Druck erreicht werden. Bevorzugt weist die Lösung (L1 ) eine Temperatur im Bereich von mindestens 50 °C bis Siedepunkt des eingesetzten Alkohols unter Normaldruck, besonders bevorzugt im Bereich von 60 °C bis Siedepunkt des eingesetzten Alkohols bei Normaldruck auf. Der Einsatz der Lösung (L1 ) hat den Vorteil, dass die Porenwege im Umgebungsbereich der Produktionsbohrung in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte erwärmt werden. Darüber hinaus wird in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte eventuell vorhandenes Formationswasser mobilisiert. Darüber hinaus ändert sich das dynamische Gleichgewicht zwischen Kondensation und Verdampfung des Erdgaskondensats in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte.
Nach der Injektion einer Lösung (L1 ) durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte wird das erfindungsgemäße Verfahren gemäß Verfahrensschritt b) fortgesetzt. Die Injektion einer Lösung (L1 ) vor Verfahrensschritt b) kann selbstverständlich auch in einem Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte eingesetzt werden, deren Lagerstättentemperatur (TL) > 40 °C ist.
In einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird in Verfahrensschritt b) zunächst eine Lösung (L), die mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Nachfolgend, das heißt vor Verfahrensschritt c), wird eine Lösung (L2), die eine weitere Verbindung (VW) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Untertage zersetzt sich zunächst die Ammoniumverbindung (AV), wodurch Ammoniak und Kohlendioxid freigesetzt werden. Der Ammoniak katalysiert nachfolgend die Hydrolyse der weiteren Verbindung (VW), das heißt bevorzugt des Harnstoffs beziehungsweise des Ammoniumformiats. In einer weiteren Ausführungsform wird in Verfahrensschritt b) zunächst die Lösung (L2), die eine weitere Verbindung (WV) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Danach, das heißt vor Verfahrensschritt c), wird die Lösung (L), die mindestens eine Ammonium-Verbindung (AV) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte injiziert. Auch in dieser Ausführungsform zersetzt sich zunächst die Ammoniumverbindung (AV), wodurch Ammoniak und Kohlendioxid freigesetzt werden. Der Ammoniak katalysiert nachfolgend die Hydrolyse der weiteren Verbindung (WV), das heißt bevorzugt des Harnstoffs beziehungsweise des Ammoniumformiats.
In einer weiteren Ausführungsform wird zunächst mindestens eine Lösung (L), die mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Nachfolgend, das heißt vor Verfahrensschritt c), wird eine Lösung (L3), die ein organisches Lösungsmittel enthält, durch die Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert. Die Lösung (L3) enthält dabei bevorzugt mindestens ein Lösungsmittel, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Methanol, Aceton und Chloroform. Diese Ausführungsform ist in Figur 4 exemplarisch dargestellt. Durch die Lösung (L3) bildet sich im Umgebungsbereich der Produktionsbohrung (3) eine Zone (6) aus, die mit organischem Lösungsmittel abgedichtet ist. In der Ruhephase gemäß Verfahrensschritt c) entwickelt sich aus der Lösung (L), die mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) enthält, Ammoniak und Kohlendioxid. Hierdurch bildet sich die Zone (7) aus, in der sich aus der Lösung (L) in Verfahrensschritt c) Ammoniak und Kohlendioxid bilden. Durch die Zone (6) wird der Austritt von Kohlendioxid beziehungsweise Ammoniak durch die Produktionsbohrung (3) weitestgehend verhindert. Die Zone (7) ist nach Verfahrensschritt c) somit mit den Gasen Ammoniak und Kohlendioxid gesättigt. Dies garantiert eine Steigerung des Gasdrucks in der Zone (7), wodurch die Blockierung durch Erdgaskondensat effektiv verringert wird.
Die vorstehenden Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können untereinander kombiniert werden.
Die Menge der in Verfahrensschritt b) injizierten Lösung (L) hängt von den geologischen Parametern der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte ab, unter anderem von der Permeabilität der Lagerstätte und der Größe des Bereichs (kritischer Bereich (KB) gemäß Figur 2), in dem die Bohrlochnahzone durch flüssiges Erdgaskondensat blockiert ist. Bevorzugt wird die Lösung (L) in Volumenmengen injiziert, die maximal dem Porenvolumen des kritischen Bereichs (KB) entsprechen, der durch das flüssige Erdgaskondensat blockiert ist. Geeignete Volumina der in Verfahrensschritt b) injizierten Lösung (L) liegen im Bereich von 1 bis 10 m3 pro 1 m der Produktionsbohrung, die vom kritischen Bereich (KB) umgeben ist, bevorzugt im Bereich von 2 bis 8 m3, besonders bevorzugt im Bereich von 3 bis 7 m3.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) in Volumenmengen injiziert wird, die bei der Zersetzung der Ammoniumverbindung (AV) zu einem Gasvolumen an Kohlendioxid und Ammoniak führen, das mindestens dem Porenvolumen des kritischen Bereichs (KB) entspricht. In der Finalphase der Injektion der Lösung (L) gemäß Verfahrensschritt b) kann der Lösung (L) Methanol zugesetzt werden. Unter Finalphase wird vorliegend verstanden, dass mindestens 90 Gew.-% der Lösung (L) injiziert wurden, bezogen auf das Gesamtgewicht der in Verfahrensschritt b) injizierten Lösung(L). Es ist auch möglich, die Lösung (L) vollständig zu injizieren und nachfolgend Methanol zu injizieren.
Hierdurch wird die Produktionsbohrung mit Methanol verfüllt. Dies erleichtert die Wiederaufnahme der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat in Verfahrensschritt d).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem zusammen mit dem Injizieren der Lösung (L) oder nach dem Injizieren der Lösung (L) gemäß (Verfahrensschritt b)) Methanol in die Produktionsbohrung injiziert wird.
Die beschriebene Lösung (L) kann auch zum Fluten von Gaskondensat-Lagerstätten verwendet werden. In diesem Fall wird mindestens eine Bohrung als kontinuierliche Injektionsbohrung verwendet. In diese Bohrung wird die Lösung (L) injiziert. Die Lösung (L) bildet in der Lagerstätte Gase. Besonders effizient kann dieses Verfahren bei der Entwicklung von Lagerstätten eingesetzt werden, die wegen massiven Ausfalls eines retrograden Gaskondensats stillgelegt wurden.
Verfahrensschritt c) Nach dem Injizieren der Lösung (L) wird im Allgemeinen eine Ruhephase eingelegt, in der die mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte zu Ammoniak und Kohlendioxid zersetzt wird. In einer bevorzugten Ausführungsform wird die Dauer dieser Ruhephase so gewählt, dass eine vollständige Zersetzung der mindestens einer Ammoniumverbindung (AV) stattfindet.
Die Geschwindigkeit, mit der die Zersetzung der Ammoniumverbindung (AV) erfolgt, hängt von der Lagerstättentemperatur (TL) der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte und der Temperatur, mit der die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) injiziert wird, ab. Bei hohen Lagerstättentemperaturen (TL) verläuft die Zersetzung entsprechend schneller, so dass die Ruhephase kürzer gewählt werden kann. Der Zeitraum der Ruhephase liegt im Allgemeinen im Bereich von 6 h bis 20 Tage, bevorzugt im Bereich von 1 bis 10 Tage. Bei Lagerstättentemperaturen (TL) von > 80 °C kann die Ruhephase kürzer gewählt werden, beispielsweise 1 bis 3 Tage. Bei Lagerstättentemperaturen (TL) im Bereich von 55 bis 100 °C wird als Zeitraum für die Ruhephase beispielsweise ein Bereich von 2 bis 5 Tage gewählt. Für den Fall, dass die Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von 40 bis 60 °C liegt, muss die Ruhephase entsprechend länger gewählt werden, beispielsweise im Bereich von 3 bis 8 Tage.
Durch das Einlegen der Ruhephase wird die in der Lösung (L) enthaltene Ammoniumverbindung (AV) in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vollständig zu Kohlendioxid und Ammoniak zersetzt. Die optional enthaltene weitere Verbindung (VW) wird während der Ruhephase vollständig zu Ammoniak und Kohlendioxid hydrolysiert.
Während der Ruhephase wird in einer bevorzugten Ausführungsform die Produktionsbohrung verschlossen. Dies kann durch übliche Mittel, wie beispielsweise Packer, erfolgen. Durch das Verschließen der Produktionsbohrung steigt der Druck im kritischen Bereich (KB) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte an, wodurch die Effizienz des erfindungsgemäßen Verfahrens erhöht wird. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die mindestens eine Produktionsbohrung während der Ruhephase gemäß Schritt c) verschlossen wird.
Das entstandene Kohlendioxid löst sich teilweise im Erdgas und vorwiegend im flüssigen Erdgaskondensat. Hierdurch wird die Viskosität des flüssigen Erdgaskondensats erniedrigt, wodurch die Mobilität des flüssigen Erdgaskondensats im kritischen Bereich (KB) der Gaskondensat-Lagerstätte deutlich gesteigert wird. Der entstandene Ammoniak löst sich im in der Lagerstätte vorhandenen Formationswasser sowie in dem mit der Lösung (L) injizierten Wasser und bildet ein alkalisches Ammoniak-Puffersystem mit einem pH-Wert von 9 bis 10 aus. Wenn die Lagerstätte schwach verwässert ist, bilden sich hochalkalische Lösungen. Unter bestimmten Bedingungen kann sich Ammoniak in der Lagerstätte auch teilweise verflüssigen. Flüssiger Ammoniak und wässrige Ammoniaklösungen sind sehr gute Lösungsmittel. Dadurch steigt zusätzlich die Mobilität des flüssigen Erdgaskondensates.
Dieses Puffersystem hat eine Tensid-artige Wirkung in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte. Hierdurch wird die Grenzflächenspannung zwischen den Phasen, d.h. zwischen der Erdgasphase und der flüssigen Erdgaskondensatphase sowie gegebenenfalls der Formationswasserphase verringert. Die Bildung der Gase (Ammoniak und Kohlendioxid) in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte hat darüber hinaus auch eine rein mechanische Verdrängungswirkung des flüssigen Erdgaskondensats. Durch die Erniedrigung der Viskosität des flüssigen Erdgaskondensats und der Erhöhung der Mobilität des flüssigen Erdgaskondensats wird die Förderung von Erdgas und flüssigem Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte erleichtert. Hierdurch steigt die Förderrate deutlich an. Bei der Förderung von Erdgas spült das Erdgas das im kritischen Bereich (KB) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vorhandene flüssige Erdgaskondensat mit in Richtung Produktionsbohrung. Dies führt zu einer weiteren Steigerung der Förderrate.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird in Verfahrensschritt b) die Lösung (L) in solchen Mengen eingebracht, dass das bei der Zersetzung der Ammoniumverbindung (AV) entstehende Gasvolumen mindestens dem Porenvolumen des kritischen Bereichs (KB) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte entspricht.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch die Verwendung einer Lösung (L), als Mittel zur Steigerung der Förderraten von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält. Für die Verwendung der Lösung (L) als Mittel zur Steigerung der Förderraten gelten die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen in Bezug auf die Lösung (L) entsprechend. Verfahrensschritt d)
In Verfahrensschritt d) wird Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte gefördert, das heißt, die Förderung wird wieder aufgenommen. Die Förderung erfolgt nach konventionellen Methoden. Das Erdgas und das Erdgaskondensat können durch die Produktionsbohrung gefördert werden, durch die in Verfahrensschritt b) die Lösung (L) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte injiziert wurde. Es ist auch möglich, weitere Bohrungen in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte niederzubringen. Die Förderung von Erdgas und Erdgaskondensat kann dann durch die Produktionsbohrung oder durch die weitere Bohrung erfolgen. Die Produktionsbohrung kann dabei auch die Funktion einer Injektionsbohrung erfüllen, durch die ein Flutmedium in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eingepresst wird, wobei die eigentliche Förderung dann über die eine oder mehreren weiteren Bohrungen erfolgt. Es ist auch möglich, ein Flutmedium über die eine oder mehreren weiteren Bohrungen in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte zu injizieren und die Förderung durch die Produktionsbohrung vorzunehmen, durch die in Verfahrensschritt b) die Lösung (L) injiziert wurde. Die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte wird gemäß Verfahrensschritt d) solange fortgeführt, bis die dadurch eintretende Druckerniedrigung in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte wieder zur Bildung von flüssigem Erdgaskondensat führt, wodurch der kritische Bereich (KB) entsteht und die Förderraten deutlich abnehmen. In diesem Fall werden die Schritte b) und c) erneut durchgeführt. Die Schritte b) und c) des erfindungsgemäßen Verfahrens werden somit immer dann durchgeführt, wenn sich in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte erneut ein kritischer Bereich (KB) ausbildet, der durch flüssiges Erdgaskondensat blockiert ist.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch die Verwendung einer Lösung (L) als Mittel zur Steigerung der Förderraten von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten aufweist.
Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Beispiel und die Figuren 1 , 2, 3 und 4 näher erläutert, ohne sie hierauf zu beschränken. In den Figuren haben die Bezugszeichen die folgenden Bedeutungen: al einphasiger flüssiger Bereich bpc Blasenbildungspunktkurve l+v zweiphasiger Bereich dpc Taupunktkurve CP kritischer Punkt av einphasiger gasförmiger Bereich
A, B ,C ,D und E Punkte bei der isothermen Druckerniedrigung des retrograden
Gasgemisches
KG Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im Gasgemisch
KB kritischer Bereich KS kritische Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im
Gasgemisch P Druck
T Temperatur
3 Produktionsbohrung
4 kritischer Bereich (KB), der mit flüssigem Erdgaskondensat blockiert ist
5 Frackspalte in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte
6 mit organischem Lösungsmittel abgedichtete Zone
7 Zone, in der sich aus der Lösung (L) in Verfahrensschritt c)
Ammoniak und Kohlendioxid bildet.
Die Figuren zeigen im Einzelnen: Figur 1
Das Phasenverhalten von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten. Figur 2
Den Druckverlauf und die Konzentration an flüssigem Erdgaskondensat in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte in Abhängigkeit vom Abstand zur Produktionsbohrung.
Figur 3
Verschiedene Ausführungsformen der Produktionsbohrung 3. Figur 4
Querschnitt der Produktionsbohrung 3
Die Figuren 1 , 2 und 4 sind in der Beschreibung der vorliegenden Erfindung beschrieben.
Figur 3 zeigt unterschiedliche Ausführungsformen einer niedergebrachten Bohrung 3. Figur 3a zeigt eine vertikale Produktionsbohrung. Der Bereich 4 stellt den Bereich dar, der durch flüssiges Erdgaskondensat blockiert ist. Figur 3b zeigt eine Ausführungsform, in der eine abgelenkte Bohrung niedergebracht wurde. Figur 3c zeigt eine Ausführungsform, in der eine abgelenkte Bohrung niedergebracht wurde und in der die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eine Frackspalte 5 aufweist.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem
Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte
Niederbringen mindestens einer Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte und Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Produktionsbohrung durch die mindestens eine Produktionsbohrung,
Injizieren einer Lösung (L), die ein Lösungsmittel und mindestens eine Ammoniumverbindung (AV) ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Ammoniumcarbamat, Ammoniumhydrogencarbonat und
Ammoniumcarbonat enthält, durch die mindestens eine Produktionsbohrung in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte,
Einlegen einer Ruhephase, in der die in der Lösung (L) enthaltene Ammoniumverbindung (AV) unter Bildung von Kohlendioxid und Ammoniak zersetzt wird,
Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte durch die mindestens Produktionsbohrung.
Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von 35 bis 150 °C, bevorzugt im Bereich von 40 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 45 bis 120 °C und insbesondere im Bereich von 55 bis 100 °C aufweist.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Lösung (L) 20 bis 80 Gew.-% der Ammoniumverbindung (AV) und 80 bis 20 Gew.-% Lösemittel enthält, wobei das Lösemittel Wasser, Alkohol oder eine Mischung aus Wasser und Alkohol enthält, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht der Lösung (L).
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass
Figure imgf000025_0001
die Lösung (L) vor dem Injizieren gemäß Verfahrensschritt b) eine Temperatur
(TAV) aufweist, die < 30 °C ist.
5. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte vor der Durchführung des Verfahrensschritts b) einen kritischen Bereich (KB) aufweist, der durch flüssiges Erdgaskondensat zumindest teilweise blockiert ist.
5
6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Dauer der Ruhephase so gewählt wird, dass die in der Lösung (L) ursprünglich enthaltene Ammoniumverbindung (AV) in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte vollständig zu Kohlendioxid und Ammoniak zersetzt
10 wird.
7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine Produktionsbohrung während der Ruhephase in Verfahrensschritt c) verschlossen wird.
15
8. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) in Volumenmengen injiziert wird, die maximal dem Porenvolumen des kritischen Bereichs (KB) entsprechen.
20 9. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) in Volumenmengen injiziert wird, die bei der Zersetzung der mindestens einen Ammoniumverbindung (AV) zu einem Gasvolumen an Kohlendioxid und Ammoniak führen, das mindestens dem Porenvolumen des kritischen Bereichs (KB) entspricht.
25
10. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Lösung (L) in Verfahrensschritt b) durch die mindestens eine Produktionsbohrung mit einem Druck injiziert wird, der kleiner als die minimale örtliche Gesteinsbeanspruchung der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte
30 ist.
1 1 . Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Lösung (L) eine weitere Verbindung (VW) enthält, die Kohlendioxid und Ammoniak freisetzen kann.
35
12. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die weiter Verbindung (VW) ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Harnstoff und Ammoniumformiat.
40 13. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass nach Verfahrensschritt a) und vor Verfahrensschritt b) eine Lösung (L1 ) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert wird, die mindestens einen Alkohol enthält und eine Temperatur von mindestens 40 °C aufweist. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass nach Verfahrensschritt b) und vor Verfahrensschritt c) mindestens eine Lösung (L3) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte injiziert wird, die ein organisches Lösungsmittel enthält.
Verwendung einer Lösung (L) gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14, als Mittel zur Steigerung der Förderraten von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält.
PCT/EP2014/063247 2013-06-27 2014-06-24 Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält WO2014206970A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13174060.7 2013-06-27
EP13174060 2013-06-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014206970A1 true WO2014206970A1 (de) 2014-12-31

Family

ID=48740894

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2014/063247 WO2014206970A1 (de) 2013-06-27 2014-06-24 Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2014206970A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113669009A (zh) * 2020-05-13 2021-11-19 中国石油化工股份有限公司 用于解除目标井的反凝析区域的污染的方法与系统

Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4635721A (en) * 1983-11-29 1987-01-13 Amoco Corporation Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir
SU605429A1 (ru) 1976-11-23 1987-09-07 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Способ разработки газоконденсатного месторождени
SU1596081A1 (ru) 1988-06-27 1990-09-30 Институт физики Земли им.О.Ю.Шмидта Способ разработки обводненного нефт ного месторождени
RU2017947C1 (ru) * 1991-04-16 1994-08-15 Украинский научно-исследовательский институт природных газов Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения
RU2018639C1 (ru) 1991-03-20 1994-08-30 Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт Способ разработки газоконденсатной залежи
RU2064572C1 (ru) 1993-06-25 1996-07-27 Научно-производственное предприятие "Биотехинвест" Способ разработки газоконденсатного или нефтегазоконденсатного месторождения
RU2089720C1 (ru) * 1990-02-26 1997-09-10 Украинский научно-исследовательский институт природных газов Способ разработки нефтегазоконденсантной залежи с поддержанием пластового давления
EP0952300A1 (de) 1998-03-27 1999-10-27 Cooper Cameron Corporation Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern
US20040157749A1 (en) * 2003-02-11 2004-08-12 Ely John W. Method for reducing permeability restriction near wellbore
RU2245997C2 (ru) 2002-07-08 2005-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения
US20060113076A1 (en) * 2003-06-13 2006-06-01 Nicolae Slemcu Substances to stimulate the extraction of crudeoil and a method of processing them
RU2415257C1 (ru) 2009-12-01 2011-03-27 Федеральное Государственное Унитарное Предприятие "Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии, Геофизики И Минерального Сырья" Способ интенсификации добычи нефти и оборудование для его осуществления
EP2537910A1 (de) * 2011-06-22 2012-12-26 Wintershall Holding GmbH Verfahren zur Gewinnung von viskosem Erdöl aus einer untertätigen Lagerstätte
US20130081809A1 (en) * 2011-10-04 2013-04-04 Wintershall Holding GmbH Process for producing mineral oil from an underground deposit

Patent Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU605429A1 (ru) 1976-11-23 1987-09-07 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Способ разработки газоконденсатного месторождени
US4635721A (en) * 1983-11-29 1987-01-13 Amoco Corporation Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir
SU1596081A1 (ru) 1988-06-27 1990-09-30 Институт физики Земли им.О.Ю.Шмидта Способ разработки обводненного нефт ного месторождени
RU2089720C1 (ru) * 1990-02-26 1997-09-10 Украинский научно-исследовательский институт природных газов Способ разработки нефтегазоконденсантной залежи с поддержанием пластового давления
RU2018639C1 (ru) 1991-03-20 1994-08-30 Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт Способ разработки газоконденсатной залежи
RU2017947C1 (ru) * 1991-04-16 1994-08-15 Украинский научно-исследовательский институт природных газов Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения
RU2064572C1 (ru) 1993-06-25 1996-07-27 Научно-производственное предприятие "Биотехинвест" Способ разработки газоконденсатного или нефтегазоконденсатного месторождения
EP0952300A1 (de) 1998-03-27 1999-10-27 Cooper Cameron Corporation Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern
RU2245997C2 (ru) 2002-07-08 2005-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения
US20040157749A1 (en) * 2003-02-11 2004-08-12 Ely John W. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US20060113076A1 (en) * 2003-06-13 2006-06-01 Nicolae Slemcu Substances to stimulate the extraction of crudeoil and a method of processing them
RU2415257C1 (ru) 2009-12-01 2011-03-27 Федеральное Государственное Унитарное Предприятие "Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии, Геофизики И Минерального Сырья" Способ интенсификации добычи нефти и оборудование для его осуществления
EP2537910A1 (de) * 2011-06-22 2012-12-26 Wintershall Holding GmbH Verfahren zur Gewinnung von viskosem Erdöl aus einer untertätigen Lagerstätte
US20130081809A1 (en) * 2011-10-04 2013-04-04 Wintershall Holding GmbH Process for producing mineral oil from an underground deposit

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
TAREK AHMED: "Wellbore Liquid Blockage in Gas-Condensate Reservoirs", SPE, no. 51050, 11 November 1998 (1998-11-11), pages 119 - 129, XP055086882 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113669009A (zh) * 2020-05-13 2021-11-19 中国石油化工股份有限公司 用于解除目标井的反凝析区域的污染的方法与系统
CN113669009B (zh) * 2020-05-13 2024-06-07 中国石油化工股份有限公司 用于解除目标井的反凝析区域的污染的方法与系统

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69303214T2 (de) Zusammensetzungen und Methoden zur Gaslochbehandlung
DE2823000C2 (de) Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte
DE60033419T2 (de) Flüssigkeitsystem mit kontrollierbarer reversibler viskosität
DE3105913C2 (de) Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten
EP0047370B1 (de) Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte
WO2014049015A1 (de) Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus unterirdischen gaskondensat-lagerstätten
EP0577931A1 (de) Verfahren zur Verringerung oder vollständingen Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas
DE112010004042T5 (de) Kohlenwasserstoffbetriebsfluide und Verfahren zu deren Verwendung
WO2014049021A1 (de) Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus unterirdischen gaskondensat-lagerstätten sowie fliessfähige zusammensetzungen (fz) zum einsatz in diesem verfahren
WO2014167012A1 (de) Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln
EP2436748A1 (de) Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten
DE2409080A1 (de) Verfahren zur gewinnung von viskosem erdoel
EP0213321A2 (de) Verfahren zur Injektivitätserhöhung von Einpressbohrungen bei der Ölförderung mittels Wasserfluten
EP2984146A1 (de) Fliessfähige zusammensetzung zur thermischen behandlung von bohrlöchern
WO2014206970A1 (de) Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus einer unterirdischen gaskondensat-lagerstätte, die ein gasgemisch mit retrogradem kondensationsverhalten enthält
AT391871B (de) Mittel und verfahren zum saeuern unterirdischer formationen
EP2568029B1 (de) Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten
EP2559844B1 (de) Verfahren zur förderung von viskosem erdöl aus unterirdischen lagerstätten
DE3105912C1 (de) Verfahren zur Gewinnung von OEl aus einer unterirdischen Lagerstaette
EP0272405B1 (de) Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte durch Tensidfluten
DE69003519T2 (de) Verfahren und Zusammensetzung für die selektive Wasser-Permeabilitätsreduktion in warmen und salzigen Kohlenwasserstoffreservoiren.
WO2014049019A1 (de) FLIEßFÄHIGE WÄSSRIGE ZUSAMMENSETZUNGEN UND VERFAHREN ZUR STEIGERUNG DER FÖRDERRATE VON ERDÖL UND/ODER ERDGAS AUS EINER UNTERIRDISCHEN LAGERSTÄTTE, DIE ERDÖL UND/ODER ERDGAS ENTHÄLT
WO2014167013A1 (de) Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von harnstoff
WO2015132240A1 (de) Wasserfreies verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation
EP0088206A2 (de) Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14732208

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

DPE1 Request for preliminary examination filed after expiration of 19th month from priority date (pct application filed from 20040101)
NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14732208

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1