PROCESS FOR REDUCING WATER PRODUCTION IN OIL PRODUCTION WELLS

Abstract: 1. Method of reducing the inflow of water in petroleum producing wells of an oil deposit by injecting an aqueous solution of alginates into the water-bearing layers of the deposit, characterized in that an aqueous solution of alginates having an alginate concentration of from 0.1 to 8 g/l is injected into the water-bearing as well as into the oil-bearing layers of the deposit.

Description: Verfahren zur Verminderung des Wasserzuflusses in Erdöl fördernden Sonden Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Verminderung des Wasserzuflusses in Erdöl fördernden Sonden und insbesondere zur Wasserabsperrung in Förderbohrungen durch Injizieren von wässrigen Lösungen von Alginaten. Es ist besonders für Lagerstätten mit einem höheren Gehalt an zweiwertigen Kationen im Lagerstättenwasser geeignet. Mit zunehmendem Alter von Erdöl feldern steigt der Wasseranteil in den produzierten Flüssigkeiten im Regelfall laufend an und erreicht schliesslich so hohe Werte, dass aus Gründen der Wirtschaftlichkeit die Förderung eingestellt werden muss. Der Zufluss des Wassers zu den Fördersonden wird bedingt durch die Expansion des an das Erd ölfeld angrenzenden Aquifers oder, bei Sekundärverfahren, durch Wasserinjektion in die Injektionsbohrungen. Je nach Ausbildung der Lagerstätte kann man bezüglich des Wasserzuflusses und der zu dessen Verminderung anzuwendenden Methoden drei Fälle unterscheiden. Fall 1: In manchen Lagerstätten ist nur der obere Teil der Formation ölführend, der untere dagegen wasserführend; die Lagerstätte ist also von Bodenwasser unterlagert. Auch bei homogen permeablen Lagerstätten dringt das Wasser infolge seiner gegenüber dem öl im Regelfall höheren Beweglichkeit in den unteren Schichten der Lagerstätte am schnellsten vor. Nach dem Wasserdurchbruch bildet sich ein Wasserkegel um die Fördersonde mit erhöhtem Öl/Was- ser-Kontakt und dadurch bedingt schneller Zunahme der Verwässerung. Fall 2: Bei grösserer Permeabilitätsinhomogenität der Lagerstätte tendiert das Wasser dazu, durch das meist viel höherviskose Öl hindurchzufingern. Nach dem Wasserdurchbruch in den Fördersonden fliesst in diesen Schichten bald nur noch Wasser, während sich das Öl in den wenig permeablenSchichten bei kleinem Druckgefälle nur mit verringerter Geschwindigkeit bewegt. Auch hier kommt es zu einer schnellen Zunahme der Verwässerung der Sonden. Fall 3: Schliesslich strömt das Wasser in den meisten Fällen nicht von allen Seiten zu den Fördersonden, sondern nach dem Wasserdurchbruch zunächst in einem kleinen Azimutbereich, der sich im Laufe der Förderzeit vergrössert. In einer homogenen Schicht lässt sich das gleichzeitige Fliessen von Wasser und öl näherungsweise durch das Konzept des Mobilitätsverhältnisses beschreiben. Die Mobilität ist der Quotient aus Permeabilität k und Viskosität t der betreffenden Phasen; das Mobilitätsverhältnis M wird häufig ausgedrückt als der Quotient der Wasser- und Ölmobilitäten, also: EMI2.1 mit k eff w = effektive Permeabilität für Wasser bei Restölgehalt; = = Viskosität des Wassers; k eff o = effektive Permeabilität für Öl bei Haftwassergehalt; zo = Viskosität des Öls. Ein Teil der bisher bekannten Verfahren bezieht sich auf die Absperrung von Bodenwasser (der oben erwähnte erste Fall). Beispielsweise kann der untere, wasserführende Teil der Formation zementiert oder durch Packer in den Steigrohren abgesperrt werden. Vorteilhafter sind Verfahren, durch die die Verstopfung des Porenraumes der wasserführenden Schichten bis zu einigen Metern in die Lagerstätte hinein erzielt wird. Zu diesem Zweck werden in den bodenwasserführenden Teil der Lagerstätte Flüssigkeiten injiziert, die nach einiger Zeit ein Gel bilden, wie beispielsweise Wasserglaslösungen, die durch Zusatz eines Elektrolyten wie Salzsäure oder Ammoniumchlorid nach bestimmter Inkubationszeit zu einem steifen Gel erstarren. Der Nachteil dieses Verfahrens besteht darin, dass bei Eindringen der zunächst dünnflüssigen Lösungen in öl führende Schichten auch diese abgedichtet und deren Zufluss blockiert wird. Eine solche Abdichtung kann praktisch nicht mehr rückgängig gemacht werden. Es wurden daher verstärkte Anstrengungen unternommen, Verfahren zu entwickeln, die den Wasserzufluss stärker als den Ölzufluss hemmen, was gemäss oben angeführter Glei chung (1)bedeutet, dass die effektive Permeabilität für Wasser, k eff w, stärker reduziert wird als die effektive Permeabilität für öl, k eff o. In der US-Patentschrift 3 308 885 wird für diese Anwendung die Injektion von wasserlöslichen, partiell hydrolisierten, hochmolekularen Polyacrylamiden empfohlen. Die deutsche Offenlegungsschrift 23 58 350 beschreibt die Anwendung einer Mischung aus einem Kohlenwasserstofflösungsmittel, kolloidalem Siliziumdioxid, einem höhermolekularen Polymer, wie partiell hydrolisiertes Polyacrylamid, einer oberflächenaktiven Substanz und Wasser. Nach der US-Patentschrift 3 032 499 werden die wasserführenden Schichten durch Injektion einer Kohlenwasserstofflösung eines Säureadditionszusatzes eines N-Alkylalkylenpolyamins selektiv blockiert. Schliesslich empfiehlt die US-Patentschrift 3 721 295 den Einsatz von Wasser-in-Öl-Emulsionen mit fein verteilten wasserlöslichen Vinyl-Additionspolymeren. Trotz intensiver Anstrengungen auf dem Gebiet der Wasserabsperrung hat sich in der Praxis keines der zitierten Verfahren uneingeschränkt bewährt, teils weil die aufgetretenen Wasserabsperreffekte quantitativ zu unbedeutend, teils auch weil die vorgeschlagenen Verfahren in Praxis zu schwierig durchzuführen bzw. auch zu teuer waren. Es bestand daher die Aufgabe, ein Verfahren zur Verfügung zu stellen, das in allen drei oben erläuterten Fällen des Wasserzuflusses anwendbar, einfach durchzuführen und nicht zu kostspielig ist. In Lösung der gestellten Aufgabe wird ein Verfahren bereitgestellt, das dadurch gekennzeichnet ist, dass eine wässrige Lösung von Alginaten mit einer Alginatkonzentration von 0,1 bis b g/l, die ggf. Mittel zur Verzögerung oder Beschleunigung der Gelbildung des Alginats enthält, in die Wasser und öl führenden Schichten der Lagerstätte injiziert wird. Vorzugsweise wird eine Alginatlösung mit einer Konzentration von 0,5 bis 5 g/l injiziert. Gemäss einer Ausführungsform der Erfindung wird eine Alginatlösung in Lagerstätten injiziert, die als Mittel zur Verzögerung der Gelbildung Chemikalien enthält, die mit mehrwertigen Kationen Chelate bilden.Als solche Mittel zur Verzögerung der Gelbildung können komplexes Phosphat, insbesondere Natriumhexametaphosphat oder Natriumtripolyphosphat, insbesondere in einer Konzentration von 0,1 bis 10 g/l und bevorzugt 0,5 bis 2 gil, eingesetzt werden. Die Behandlung mit Alginatlösung wird vorzugsweise in mehreren Schritten durchgeführt, indem alternierend mit der Alginatlösung Salzwasser injiziert wird, das mindestens 2 gil mehrwertige Ionen enthält. So können die Alginatlösungen und die mehrwertige Kationen enthaltenden Salzlösungen durch einen Puffer von Wasser oder Salzwasser mit nur einwertigen Kationen voneinander getrennt injiziert werden. Nach einer weiteren Ausführungsform wird eine Lösung von Natriumalginat, Salzwas ser mit nur einwertigen Kationen und Salzwasser, das mindestens 2 gil mehrwertige Ionen enthält, alternie rend in die Lagerstätte injiziert. Alginate sind aus Algen gewonnene Alkalisalze von Alginsäure, einem linearen Copolymer aus D-Manuronsäure und L-Guluronsäure mit Molekulargewichten etwa zwischen 30 000 und 150 000 g/Mol. Die wässrigen Lösungen der Natriumalginate sind bei Kon zentrationen bis 8 gil und insbesondere unter 5 g/l noch relativ niedrigviskos und lassen sich auch in Lagerstät ten mit niedriger Permeabilität einwandfrei injizieren. Durch Vernetzung mit mehrwertigen.Kationen bilden Algi nate Gele. Dieses Verhalten kann in Formationen ausge nutzt werden, deren Wässer ausser Alkalisalzen auch einen gewissen Gehalt an Erdalkaliionen wie Calcium- oder Mag nesiumionen aufweisen. In Zentraleuropa stammt der grösste Teil der Erdölfelder aus dem Mesozoikum (Valendis, Wealden, Dogger, Lias), wobei die Lagerstättenwässer einen Gehalt an Erdalkaliionen von über 5 g/l aufweisen, manchmal auch noch wesentlich darüber. Dieser Gehalt reicht aus, um die in niedrigviskoser Form in die Lagerstätte injizierten Alginatlösungen in Kontakt mit diesem Wasser zu vernetzen, wodurch die Fliessbehinderung für Wasser verursacht wird. In Kontakt mit Rohöl erfolgt eine Vernetzung dagegen nicht. Zur Verzögerung der Gelbildung können der Alginatlösung Chemikalien zugesetzt werden, die gegenüber den mehrwertigen Ionen chelatbildend wirken. In der Praxis wird man aus Kostengründen beispielsweise komplexe Phosphate wie Natriumhexametaphosphat oder Natriumtripolyphosphat verwenden. Es wären aber auch andere Chelatbildner wie beispielsweise Nitrilotriessigsäure oder deren Salze, Ethylendiamintetraessigsäure und deren Salze sowie im wesentlichen die ganze Palette der dem Fachmann bekannten Chelatbildner in dieser Anwendung geeignet. Es ist bereits bekannt, Bodenwasser-Absperrungen selektiv, d.h. getrennt von den Öl führenden Schichten,durchzuführen. Gemäss der DE-AS 10 25 806 werden Salze der Alginsäure und/oder hochpolymere Polyacrylate mit wasserlöslichem Harnstoff-Formaldehyd-Kondensat zur vollständigen Abdichtung und Verfestigung der Lagerstättenbereiche injiziert. Gemäss der US-PS 3 208 524 wird zur Vermeidung der Verluste von Bohrspülmitteln beim Abteufen einer Bohrung ein Gel in die klüftigen oder hochdurchlässigen Bohrlochpartien injiziert, wobei das Gel aus Polysacchariden oder auch aus Alginaten hergestellt werden kann. Als vergelende Komponente wird dort bevorzugt Borat verwendet. Das Gel wird übertage hergestellt. Die injizierten Gele sorgen für eine vollständige Abdichtung des behandelten Bereichs der Lagerstätte. Die Ölförderung wird durch das Verfahren dieser Vorveröffentlichung nicht beeinflusst. In der US-PS 2 211 688 wird ebenfalls die Verwendung von Alginat in einer Bohrspülungsformulierung offenbart, wobei das Alginat die Filterkuchenbildung der Spülung erhöht und die Salztoleranz der Spülung verbessert. Das Verfahren dient auch zur Verfestigung instabiler Formationen und zur zuverlässigen Abdichtung gas- oder wasserführender Horizonte durch vollständige Blockierung der Zuflusskanäle. Es kommen dort Packer oder andere geeignete technische Massnahmen zur Anwendung, um die Behandlungsflüssigkeit allein in die abzudichtenden Horizonte zu injizieren. Man kann somit nach dem bekannten Stand der Technik beispielsweise für den oben angeführten Fall 1 Alginatlösungen recht hoher Konzentration - bis zu 20 g/l und höher - einsetzen, die zwar höhere Viskositäten (bis 100 mPa.s und höher) aufweisen, aber auch praktisch wasserundurchlässige und dauerhafte Gele bilden. Zur Vernetzung, besonders bei relativ weichem Formationswasser, kann Calciumchloridlösung vorweg und/oder auch alternierend mit Alginatlösung verpumpt werden. Um grö ssere Eindringtiefen zu erreichen, kann man Puffer von nicht vernetzendem Wasser zwischen Alginatlösung und vernetzendem Wasser injizieren. In fast allen Erdöllagerstätten ist neben dem Rohöl auch Haftwasser vorhanden, meist zwischen 10 und 20 % des Porenvolumens. Das Alginat reagiert dann auch mit den vernetzenden Ionen des Haftwassers. Es bildet sich ein Gelbelag auf der Gesteinsoberfläche, wodurch die effektive Permeabilität für Öl vermindert werden kann. Bei Injektion der Alginatlösung ausser in die wasser führenden Schichten gleichzeitig auch in die ölführenden muss eine gewisse Verringerung der effektiven Ölpermeabi- lität in Kauf genommen werden, die aber überraschend gering ist, wie an Hand der nachfolgend angeführten Laborversuche noch gezeigt wird. Es kommt nur ein Teil der Alginatlösung mit dem Haftwasser in Kontakt und vergelt. Die Hauptmenge der Alginatlösung wird unvergelt zurückgefördert. Die verzögernde Wirkung von Phosphaten ist hierbei von Vorteil. Erfindungsgemäss gelingt es auf Grund dieses Ausflutverhaltens, die Permeabilität in den verwässerten Bereichen wesentlich stärker zu reduzieren und die Alginatlösung tiefer in diese Bereiche hinein zu injizieren als in die ölführenden Bereiche. Hierdurch erhöht sich der Zufluss von öl infolge des gestiegenen Druckgradienten beträchtlich. Man kann daher damit rechnen, dass der Ölgehalt des Nassöls bei der Radialströmung zu den Fördersonden günstiger ist als dies der Xnderung des Mobilitätsverhältnisses entspricht. In der Praxis wird man zur Erreichung dieses Effektes versuchen, die Konzentration des Alginates so vorzuwählen, dass die Viskosität der Lösung deutlich über der von Wasser und deutlich unter der des Rohöls liegt. Für eine erfolgreiche Anwendung ist es wesentlich, dass die erzeugten Gele im ölführenden Bereich nicht zu stark sind. Deshalb sind für die Behandlungen Alginatkonzentrationen 5 g/l von besonderem Vorteil. Unter Umständen kann es günstig sein, dem Alginat ein Alkalisalz zuzumischen, wodurch bei vorgegebener Konzentration die Viskosität der Lösung erniedrigt wird. In Tabelle I sind Viskositäten des Natrium-Alginats PROTANALRF (50 cps), hergestellt von der Firma Protan & Fagertun A.S., Drammen/Norwegen, als Funktion der Konzentration für Süsswasser und 2 %ige Kaliumchloridlösung als Anmischwasser bei 2 Temperaturen und dem Schergefälle 10 s 1 angegeben. TABELLE I Viskositäten von PROTANALRLF (50 cps), als Funktion der Temperatur, des Anmischwassers und der Konzentration, Schergefälle 10 s-1 EMI9.1 Konzentration <SEP> V <SEP> i <SEP> s <SEP> k <SEP> o <SEP> s <SEP> i <SEP> t <SEP> ä <SEP> t <SEP> (mPa.s) <tb> (kg/m ) <SEP> bei <SEP> 25 C <SEP> bei <SEP> 60 C <tb> Anmischwasser <tb> Süsswasser <SEP> 20 <SEP> g/l <SEP> KCl <SEP> Wasser <SEP> Süsswasser <SEP> 20 <SEP> g/l <SEP> KCl <SEP> Wasser <tb> 1 <SEP> 2,9 <SEP> 1,5 <SEP> 1,5 <SEP> 0,8 <tb> 2 <SEP> 4,3 <SEP> 2,2 <SEP> 2,2 <SEP> 1,1 <tb> 3 <SEP> 5,8 <SEP> 2,9 <SEP> 2,8 <SEP> 1,5 <tb> 5 <SEP> 9,5 <SEP> 5,5 <SEP> 4,5 <SEP> 2,6 <tb> 10 <SEP> - <SEP> 19,9 <SEP> - <SEP> 7,9 <tb> 20 <SEP> - <SEP> 134 <SEP> - <SEP> 46 <tb> In den folgenden Versuchen wurde der Einfluss der Alginatbehandlung auf die effektiven Öl- und Wasserpermeabili täten und damit auf das Mobilitätsverhältnis untersucht. Lineare Packungen von Sand bzw. zerriebenem Kernmaterial wurden mit Doggerwasser als Haftwasser befüllt und dann mit Öl verschiedener Viskosität geflutet. Nach Erreichen des nicht reduzierbaren Wassergehaltes wurde die effektive Ölpermeabilität k1 eff o gemessen. Anschliessend wurde das Öl mit Doggerwasser ausgeflutet und die effektive Wasserpermeabilität k1 eff w gemessen. Das Doggerwasser hatte einen Gesamtsalzgehalt von 176 g/l und einen Cabzw. Mg-Gehalt von 4,5 g/l bzw. 0,9 g/l. Nach Bestimmung der effektiven Permeabilitäten wurden die Packungen bei typischen Lagerstättentemperaturen mit Natrium-Alginat Lösungen verschiedener Konzentration, zum Teil mit Natriumhexametaphosphat versetzt, geflutet und anschliessend die effektive Wasser- und Ölpermeabilität k2 eff w und k2 eff o erneut bestimmt. Die charakteristischen Daten sind in Tabelle II zusammengestellt. Die Permeabilitäten sind indem2 (Darcy) angegeben. Versuch 1 diente als Prototyp zum völligen Absperren des Bodenwassers. Durch die Behandlung wurde die effektive Wasserpermeabilität praktisch auf Null reduziert. Für die weiteren Versuche unter verschiedenen Bedingungen sind die Mobilitätsverhältnisse M1 vor und M2 nach der Alginatbehandlung sowie die dazugehörigen effektiven Wasser- und ölpermeabilitäten angegeben. Es zeigt sich überraschend, daR durch die Alginatbehandlung die effektive Wasserpermeabilität wesentlich stärker reduziert wird als die effektive Ölpermeabilität, dass also eine selektive Wasserabsperrung stattgefunden hat. Beispielsweise wird im Versuch Nr. 4 die effektive Wasserpermeabilität durch die Behandlung um den Faktor 10,4 reduziert, die effektive Ölpermeabilität aber nur um den Faktor 1,8. Entsprechend wird das Mobilitätsverhältnis in diesem Versuch vor und nach Behandlung mit der Alginatlösung um den Faktor 5,78 verbessert. TABELLE II Ergebnisse der Wasserabsperrung an linearen Flutrohren EMI11.1 Versuch <SEP> Temp. <SEP> Alginat- <SEP> Phosphat- <SEP> Viskositäten <SEP> vor <SEP> Behandlung <SEP> nach <SEP> Behandlung <tb> Nr. <SEP> C <SEP> konz. <SEP> konz. <SEP> Wasser <SEP> Öl <SEP> k1 <SEP> eff <SEP> w <SEP> k1 <SEP> eff <SEP> o <SEP> M1 <SEP> k2 <SEP> eff <SEP> w <SEP> k2 <SEP> eff <SEP> o <SEP> M2 <SEP> M1/M2 <tb> (g/l) <SEP> (g/l <SEP> (mPa.s) <SEP> ( mê) <SEP> ( mê) <tb> 1 <SEP> (V) <SEP> 60 <SEP> 20 <SEP> - <SEP> 0,700 <SEP> 2,44 <SEP> 1,7 <SEP> 4,1 <SEP> 1,45 <SEP> 0 <SEP> - <SEP> - <SEP> 2 <SEP> 47 <SEP> 0,5 <SEP> - <SEP> 0,835 <SEP> 3,24 <SEP> 1,68 <SEP> 4,3 <SEP> 1,52 <SEP> 0,37 <SEP> 1,96 <SEP> 0,73 <SEP> 2,07 <tb> 3 <SEP> 47 <SEP> 1 <SEP> 1 <SEP> 0,835 <SEP> 3,24 <SEP> 0,75 <SEP> 5,06 <SEP> 0,58 <SEP> 0,094 <SEP> 1,72 <SEP> 0,21 <SEP> 2,71 <tb> 4 <SEP> 58 <SEP> 3 <SEP> 1 <SEP> 0,745 <SEP> 2,48 <SEP> 0,26 <SEP> 0,45 <SEP> 1,92 <SEP> 0,025 <SEP> 0,25 <SEP> 0,33 <SEP> 5,78 <tb> 5 <SEP> 58 <SEP> 3 <SEP> 1 <SEP> 0,745 <SEP> 2,48 <SEP> 1,44 <SEP> 3,46 <SEP> 1,38 <SEP> 0,051 <SEP> 0,70 <SEP> 0,24 <SEP> 5,71 <tb> 6 <SEP> 58 <SEP> 3 <SEP> - <SEP> 0,745 <SEP> 2,98 <SEP> 0,145 <SEP> 0,294 <SEP> 1,97 <SEP> 0,015 <SEP> 0,117 <SEP> 0,51 <SEP> 3,85 <tb> 7 <SEP> 60 <SEP> 1 <SEP> - <SEP> 0,700 <SEP> 2,50 <SEP> 2,62 <SEP> 6,11 <SEP> 1,53 <SEP> 0,19 <SEP> 1,69 <SEP> 0,40 <SEP> 3,81 <tb> (V) Vergleichsversuch In Praxis wird man die Alginatlösungsmenge so auswählen, dass ein Radius von etwa 0,5 bis 5 m, und bevorzugt von etwa 1 bis 3 m, um die Bohrung von der Behandlungsflüssigkeit erfasst wird. Das Alginat muR durch ein geeignetes Bakterizid vor bakterieller Zersetzung geschützt werden.

Claims: Patentansprüche 1. Verfahren zur Verminderung des Wasserzuflusses in Erdöl fördernden Sonden, dadurch gekennzeichnet, dass eine wässrige Lösung von Alginaten mit einer Alginatkonzentration von 0,1 bis 8 g/l, die ggf. Mittel zur Verzögerung oder Beschleunigung der Gelbildung des Alginats enthält, in die Wasser und öl führenden Schichten der Lagerstätte inji ziert wird. 2. Verfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass eine Alginat lösung mit einer Konzentration von 0,5 bis 5 gil injiziert wird. 3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass eine Alginat lösung in Lagerstätten injiziert wird, die als Mittel zur Verzögerung der Gelbildung Mittel ent hält, die mit mehrwertigen Kationen Chelate bil den. 4. Verfahren nach Anspruch 3, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass eine Alginatlö sung in Lagerstätten injiziert wird, die als Mit tel zur Verzögerung der Gelbildung ein komplexes Phosphat, insbesondere Natriumhexametaphosphat oder Natriumtripolyphosphat enthält. 5. Verfahren nach Anspruch 4, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass eine Alginatlösung injiziert wird, die die komplexen Phosphate in ei ner Konzentration von 0,1 bis 10 g/l und bevorzugt 0,5 bis 2 g/l enthält. 6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Behandlung der Lagerstätte mit Alginat lösung in mehreren Schritten erfolgt, indem alter nierend mit der Alginatlösung Salzwasser injiziert wird, das mindestens 2 g/l mehrwertige Ionen ent hält. 7. Verfahren nach Anspruch 6, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass die Alginatlösungen und die mehrwertige Kationen enthaltenden Salzlö sungen durch einen Puffer von Wasser oder Salzwas ser mit nur einwertigen Kationen voneinander ge trennt injiziert werden. 8. Verfahren nach Anspruch 6, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass eine Lösung von Natriumalginat, Salzwasser mit nur einwertigen Kationen und Salzwasser, das mindestens 2 g/l mehr wertige Ionen enthält, alternierend in die Lager stätte injiziert wird.

Inventors: GRODDE, KARL-HEINZ, DR., VOLZ, HARTWIG, DR.
Applicants: DEUTSCHE TEXACO AKTIENGESELLSCHAFT
Application year: 1984
Main classification: E21B33
IPC codes: C09K8, E21B43