DE60213078T2

DE60213078T2 - Bohrlochbehandlungsmethode

Info

Publication number: DE60213078T2
Application number: DE60213078T
Authority: DE
Inventors: Statoil ASA Hans Kristan KOTLAR; Statoil ASA Bridgette SCHILLING; Statoil ASA Johan SJÖBLOM
Original assignee: Statoil ASA
Current assignee: Equinor ASA
Priority date: 2001-03-30
Filing date: 2002-03-27
Publication date: 2007-02-08
Anticipated expiration: 2022-03-28
Also published as: EA004990B1; NO319897B1; GB0108086D0; DE60213078D1; NO20034349D0; WO2002079608A1; EA200300941A1; EP1373680B1; EP1373680A1; ATE333035T1; US7270184B2; US20050115710A1; NO20034349L

Description

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

Die Erfindung wird nun anhand der folgenden nicht limitierenden Beispiele näher veranschaulicht. BEISPIEL 1 Öl-in-Wasser-Emulsion

Wässrige Phase:	10^–3 M wässrige NaCl-Lösung mit 2 Gew.-% Zusatz eines nichtionischen oberflächenaktiven Mittels.
Ölphase:	6,5 Gew.-% Styrol 0,065 Gew.-% AIBN 1,5 Gew.-% Divinylbenzol ad 100 Gew.-% Kerosin (Statoil Lampenparaffin)

Man mischte die Öl- und die wässrige Phase in Volumenverhältnissen von 1:4 und 1:19 bei 20000 U/min mit einem Bühler-Homogenisator. Es wurden Emulsionen mit 10 EO und HTAB als oberflächenaktivem Mittel hergestellt. Die 1:4-Emulsionen waren bei 70 °C tagelang stabil; 10 EO ergab jedoch eine längere Stabilität. BEISPIEL 2 Öl-in-Wasser-Emulsion

Wässrige Phase:	10^–3 M wässrige NaCl-Lösung mit 2 Gew.-% Zusatz eines nichtionischen oberflächenaktiven Mittels.
Ölphase:	6,5 Gew.-% Methylmethacrylat 0,065 Gew.-% AIBN 1,5 Gew.-% EGMA (Ethylenglycoldimethacrylat) ad 100 Gew.-% Kerosin (Statoil Lampenparaffin)

Man mischte die Öl- und die wässrige Phase in Volumenverhältnissen von 1:4 und 1:19 bei 20000 U/min mit einem Bühler-Homogenisator. Es wurden Emulsionen mit 10 EO und HTAB als oberflächenaktivem Mittel hergestellt. Die 1:4-Emulsionen waren bei 70°C tagelang stabil. Beide oberflächenaktiven Mittel ergaben vergleichbare Stabilität.
BEISPIEL 3
Testpolymerisationen
Man erwärmte die Zusammensetzungen der Beispiele 1 und 2 und entsprechende Zusammensetzungen ohne den AIBN-Initiator 5 Stunden auf 70°C und ließ über Nacht stehen. Dann wurden die Teilchengrößen der erhaltenen Polymerteilchen mit einem Malvern Mastersizer bestimmt. Die gemessenen Teilchengrößen sind in der nachstehenden Tabelle 1 angegeben. Tabelle 1
BEISPIEL 4 Wasser-in-Öl-Emulsion

Ölphase: Kerosin (Statoil Lampenparaffin) plus 2 Gew.-% oberflächenaktives Mittel

Wässrige Phase: 6 Gew.-% Acrylsäure 1,5 Gew.-% Bis 0,06 Gew.-% NH₄S₂O₈ ad 100 Gew.-% Wasser
Man mischte die Öl- und die wässrige Phase in Volumenverhältnissen von 9:1 und 4:1 bei 10000 oder 20000 U/min in einem Buhler-Homogenisator. In einem Fall wurde das Bis weggelassen. Emulsionen wurden unter Verwendung von Span 80, Triton N-42 und Berol 26 als oberflächenaktivem Mittel hergestellt. Die Emulsionen waren bei 70°C tagelang stabil. Span 80 lieferte die besten Ergebnisse.
BEISPIEL 5
Testpolymerisationen
Die Span 80 enthaltenden Emulsionen des Beispiels 4 wurden polymerisiert, indem man sie drei Stunden auf 80°C erwärmte und über Nacht bei 60°C stehen ließ. Die Teilchengrößen wurden wie im Beispiel 3 gemessen und die Ergebnisse sind in der nachstehenden Tabelle 2 angegeben. Tabelle 2

* Ohne Bis

Ersichtlich führen die höheren Scherraten zu kleineren Teilchen.
BEISPIEL 6
Kernblocking
Um zu zeigen, dass die erfindungsgemäßen Öl-in-Wasser-Emulsionen die Porosität der Formation (d. h. des umgebenden Gesteins) verringern können, wurden zwei verschiedene Bohrkern-Flut-Versuche durchgeführt. In einem Fall sättigte man einen Bohrkern aus Bentheimer Sandstein mit Öl und brachte unter Druck bei einer Kerntemperatur von 80°C eine Wasser-in-Öl-Emulsion ein; im zweiten Fall sättigte man einen Bentheimer Bohrkern mit Wasser und brachte unter Druck bei einer Kerntemperatur von 80°C eine Öl-in-Wasser-Emulsion ein. Im ersten Fall würde die Polymerisation der diskontinuierlichen Phase die Ölpermeabilität reduzieren, im zweiten Fall die Wasserpermeabilität. Die Kerne wiesen einen anfänglichen k_abs von 2,6 D auf, was eine Porenhalsöffnung von 25 bis 35 um anzeigte. Die Ölpermeabilität wurde um 15 % und die Wasserpermeabilität um 34 % reduziert.

Claims

Verfahren zur Bohrlochbehandlung, bei dem man in die ein Kohlenwasserstoff-Bohrloch umgebende Matrix eine Emulsion einbringt, deren diskontinuierliche Phase einen nicht polymerisierbaren, wasser- oder ölmischbaren flüssigen Träger, ein polymerisierbares Monomer und einen thermisch aktivierten Polymerisationsinitiator umfasst, wobei das Monomer 2 bis 40 Gew.-% der diskontinuierlichen Phase ausmacht.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die diskontinuierliche Phase sowohl nicht vernetzende als auch vernetzende Monomere enthält.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei die diskontinuierliche Phase ölmischbar ist und die kontinuierliche Phase der Emulsion wässrig ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei die Emulsion außerdem einen Stabilisator enthält.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei die diskontinuierliche Phase 2 bis 30 Gew.-% eines nicht vernetzenden öllöslichen Monomers, 0,5 bis 20 Gew.-% eines vernetzenden öllöslichen Monomers und 0,04 bis 0,15 Gew.-% eines Polymerisationsinitiators enthält.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das Monomer ein styrolisches Monomer ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das Monomer ein Acryl- oder Vinylmonomer ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei die Tröpfchen der diskontinuierlichen Phase in der Emulsion eine Teilchengröße D (v, 0,5) von 1 bis 50 μm aufweisen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei das Bohrloch ein produzierendes Bohrloch ist.
Chemische Bohrlochbehandlungsemulsion, deren diskontinuierliche Phase einen nicht polymerisierbaren, wasser- oder ölmischbaren flüssigen Träger, ein polymerisierbares Monomer und einen thermisch aktivierten Polymerisationsinitiator umfasst, wobei das Monomer 2 bis 40 Gew.-% der diskontinuierlichen Phase ausmacht.
Emulsion nach Anspruch 10, wobei die diskontinuierliche Phase 85 bis 98 Gew.-% eines gesättigten flüssigen Kohlenwasserstoffs enthält.
Emulsion nach Anspruch 10 oder 11, außerdem enthaltend einen Stabilisator.
Emulsion nach einem der Ansprüche 10 bis 12, deren diskontinuierliche Phase 2 bis 40 Vol.-% ausmacht.
Verwendung einer Emulsion gemäß Definition in Anspruch 10 als Kohlenwasserstoff-Bohrlochbehandlungsmittel.