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Verfahren zur Festigung einer unverfestigten oder im wesentlichen unverfestigten Masse
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Festigung einer unverfestigten oder im wesentlichen unver- festigten Masse, wie Lockersand, gewünschtenfalls unter Beibehaltung eines wesentlichen Ausmasses an
Permeabilität, wobei eine Harzverbindung verwendet wird, die entweder beiderUmgebungstemperatur der Masse oder bei einer höheren Temperatur vermittels eines Härtungsmittels erhärtet.
Ein Verfahren dieser Art kann insbesondere zur Festigung der Umgebung eines Bohrloches benutzt wer- den, das eine unverfestigte, Öl, Wasser oder Gas enthaltende Formation durchsetzt. Ein solches Bohrloch kann entweder ein Injektionsbohrloch oder ein Produktionsbohrloch sein.
Es ist allgemein bekannt, dass die kleinen Teilchen einer unverfestigten Formation, die durch die aus der Formation austretende Flüssigkeit in ein damit in Verbindung stehendes Bohrloch gelangen, in der
Flüssigkeit suspendiert bleiben und zum oberen Ende des Bohrloches gefördert werden, wodurch ein er- höhter Abrieb von Metallteilen entsteht und häufige Reinigungen von Produktionseinrichtungen, wie Flüs- sig-Gas-Separatoren und Behälter notwendig werden. Die gröberen, durch die Flüssigkeit eingebrachten
Teilchen werden jedoch nicht mit der Flüssigkeit zum oberen Ende der Bohrung geführt, sondern setzen sich am Boden des Bohrloches ab.
Eine solche Anhäufung von Teilchen wird die Produktionsmenge indem
Masse vermindern, als der Produktionsabschnitt der Bohrung durch die zunehmende Masse von darin abgesetzten Teilchen verstopft wird. Wenn die Produktionsmenge zu niedrig wird, muss das Bohrloch, bevor ein neuer Produktionsabschnitt beginnen kann, gesäubert werden. In einigen Fällen treten die Teilchen in so grossen Mengen in das Bohrloch ein, dass es nicht möglich ist, die Bohrung wirtschaftlich auszubeuten.
Die oben erwähnten Nachteile können dadurch vermieden werden, dass die das Bohrloch umgebende Lockerformation verfestigt wird.
Eine der Voraussetzungen für ein befriedigendes Festigungsverfahren besteht darin, dass es bei den verschiedenen Temperaturen, mit welchen in den Formationen zu rechnen ist, anwendbar ist. Ferner ist es notwendig, dass die durch das erhärtet Harz gebildete Bindung zwischen den Teilchen oder Körnern der Formation gegen die Formationsflüssigkeiten und bzw. oder in die Formation injizierte Chemikalien als auch gegen Setzungen in den benachbarten unverfestigten Abschnitten der Formation beständig bleibt.
Anderseits soll die zur Bildung der notwendigen mechanischen Festigkeit erforderliche Harzmenge die Permeabilität nicht übermässig beeinträchtigen, falls ein Fliessen des Mediums aus der Formation zum Schacht oder umgekehrt möglich bleiben soll. Dies ist von ausserordentlicher Bedeutung im Falle der Festigung von Formationen mit geringer Permeabilität.
Das Verfahren gemäss der Erfindung kann auch zur Festigung von Bergwerksschächten oder zur Festigung desUnterbodens bzw. Untergrundes für Fundamentierungszwecke benutzt werden. Da die Permeabilität für solche Zwecke zumeist keine Rolle spielt, kann sie auch für den Fall, dass die notwendige mechanische Festigkeit die Verwendung grosser Harzmengen notwendig macht, vollständig aufgehoben werden.
Ferner kann das Verfahren auch dazu benutzt werden, die Poren einer verfestigten Formation oder eines Unterbodens bzw. Untergrundes zu verschliessen, falls der Flüssigkeitsdurchtritt durch eine solche Formation oder durch einen solchen Untergrund verhindert werden soll.
Gemäss der Erfindung wird eine Lösung einer Epoxyverbindung und eines Härtungsmittels in einem Lösungsmittel hergestellt, in der die Gesamtmenge der Epoxyverbindung und des Härtungsmittels etwa
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3 bis etwa 50 Vol. -0/0 der Lösung beträgt, und die Lösung zwischen die Körner oder Teilchen der zu verfestigenden Masse injiziert, wobei die Epoxyverbindung mit dem Härtungsmittel reagiert und ein harzartiges Reaktionszwischenprodukt gebildet wird, das nach weiterem Härten die Körner miteinander verbindet, wonach ein wesentlicher Permeabilitätsgrad der Masse beibehalten werden kann.
Vorzugsweise besteht das Lösungsmittel aus einem aromatischen Kohlenwasserstoff oder einer Mischung eines oder mehrerer aromatischer Kohlenwasserstoffe und eines oder mehrerer anderer Kohlenwasserstoffe, in welch letzterem Falle die Mischung vorzugsweise einen Prozentsatz an Aromaten von wenig stens 50 Vol. -0/0 aufweisen soll.
Als'aromatische Kohlenwasserstoffe können Benzol, geeignete Benzolderivate, aromatische Kohlenwasserstoffe, wie sie bei der Extraktion von Kerosin, Gasöl. Spindelöl, Schmierölen oder schweren kata lytisch gecrackten Umlaufölen erhalten werden, verwendet werden. Vorzugsweise enthält das Lösungsmittel ein Kohlenwasserstoffgemisch, das unter der Handelsbezeichnung"SHELLSOL"N bekannt ist und das einen Aromatengehalt aufweist, der grösser als 80 Vol-% ist.
Als Epoxyverbindung kann eine solche benutzt werden, wie sie unter dem Handelsnamen"EPIKOTE" 828 bekannt ist und die erhalten wird, indemmanDiphenylolpropan mit einem Überschuss an Epichlorhydrin in alkalischem Medium zur Reaktion bringt ; solche Verbindungen haben ein Molekulargewicht von 350 bis 400 und im Mittel 1, 85 Epoxygruppen je Molekül.
Als Härtungsmittel. werden vorzugsweise Amine verwendet, wiel-Cyclohexylamino-3-aminopro- pan, bis- (3-Methyl-4-aminocyclohexyl)-methan, bis- (4-Aminocyclohexyl)-methan, N-Aminoäthylpi- perazin, Hexylendiamin, Propylendiamin, oder eine geeignete Mischung dieser Härtungsmittel.
Da die Geschwindigkeit, mit der die Epoxyverbindung mit dem Härtungsmittel reagiert, von der
Temperatur abhängt, und ferner die zur Injektion einer die Epoxyverbindung und das Härtungsmittel ent- haltenden Lösung vom oberen Ende einer Bohrung zu der zu verfestigenden Formation erforderliche Zeit mit der Tiefe der Formation als auch mit der Geschwindigkeit, mit welcher das Lösungsmittel in diese Formation injiziert werden kann, variiert, kann der Zeitabschnitt, in welchem eine Ausscheidung des harzartigen Zwischenproduktes aus der Lösung nicht eintritt, innerhalb weiter Grenzen in der Weise gere- gelt werden, dass einerseits in tiefen Bohrlöchern keine Abscheidung des Harzes erfolgt, bevor die Lösung in die Formation eingedrungen ist (was zu einem Verstopfen der Wand der Formation führen würde)
und anderseits bei der Festigung von in seichter Tiefe vorliegenden Formationen nicht zuviel Zeit verloren geht, bevor die Festigung einsetzt.
Vorzugsweise werden Laboratoriumsversuche durchgeführt, um die Prozentsätze der günstigsten Epoxydverbindung, des günstigsten Härtungsmittels, des günstigsten Lösungsmittels und des günstigsten Beschleunigers (zur Regelung der Reaktionsgeschwindigkeit) zu ermitteln, welche unter den durch die zu verfestigende Formation festgelegten Bedingungen (Temperatur, Tiefe, Porosität usw. ) die besten Ergebnisse zu liefern.
Die Ergebnisse solcher Versuche, bei welchen beispielsweise eine Lösung verwendet wurde, die 12 Vol. -0/0 einer unter der Bezeichnung"EPIKOTE"828 bekannten Epoxyverbindung, ein unter der Be- zeichnung"SHELLSOL"N bekanntes aromatisches Lösungsmittel und ein Härtungsmittel enthält, sind in Tabelle 1 angegeben.
Für verschiedene Härtungsmittel ist bestimmt worden, bei welchem Vol.-Verhältnis Härtungsmit- tel : ftEPIKOTE" 828 eine optimale Druckfestigkeit erreicht werden kann, wenn Sandschichten mit einer mittleren Teilchengrösse von 0, 2 mm verfestigt werden sollen. Für die Vol. -Verhältnisse wurde dann die Anfangsharz-Abscheidungszeit (d. i. der Zeitabschnitt zwischen dem Zeitpunkt der Herstellung der Lösung und dem Zeitpunkt, in welchem sich die ersten Tröpfchen des Harzes aus der Lösung ausscheiden) bei ver- schiedenen Temperaturen bestimmt. Es zeigt sich, dass die Anfangsharz-Abscheidungszeit durch die Temperatur beeinflusst wird.
Durch Verwendung anderer als der in Tabelle 1 angegebenen Epoxyverbindungen, Lösungsmittel und bzw. oder Härtungsmittel werden andere Werte für das Verhältnis Härtungsmittel : Epoxyverbindung, bei welchen-eine optimale Festigkeit erhalten wird, als auch für die Anfangsharz-Abscheidungszeit erhalten.
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Tabelle 1 :
EMI3.1
<tb>
<tb> Härtungsmittel <SEP> Vol.-Verhältnis <SEP> Härtungsmittel <SEP> : <SEP> Anfangsharz-Abscheidungszeit <SEP>
<tb> "EPIKOTE"828, <SEP> das <SEP> die <SEP> optimale <SEP> (in <SEP> Stunden)
<tb> Kompressionsfestigkeit <SEP> ergibt <SEP> :
<SEP> 400C <SEP> 600C <SEP> 800C <SEP>
<tb> N-Aminoäthyl-piperazin <SEP> 0,2 <SEP> 0, <SEP> 67 <SEP> - <SEP> - <SEP>
<tb> Propylendiamin <SEP> 0, <SEP> 3 <SEP> 1, <SEP> 9
<tb> Mischung <SEP> aus <SEP> bis- <SEP> (4-Aminocyclo- <SEP>
<tb> hexyl)-methanundl-Cyclohexyl-0, <SEP> 4 <SEP> 8 <SEP> 7, <SEP> 1 <SEP> 3,8
<tb> amino-3-aminopropan
<tb> 1-Cyclohexylamino-3 <SEP> -amino- <SEP>
<tb> propan <SEP> 0, <SEP> 3 <SEP> 16 <SEP> 8 <SEP> 4, <SEP> 1 <SEP>
<tb> bis <SEP> (3-Methyl-4-aminocyclohexyl)-methan <SEP> 0,5 <SEP> 24 <SEP> 10 <SEP> 6
<tb>
Wie aus Tabelle 1 hervorgeht, nimmt die Anfangsharz-Abscheidungszeit mit zunehmender Temperatur ab. Ferner wird für eine bestimmte Temperatur gefunden, dass verschiedene Werte der AnfangsharzAbscheidungszeit vorliegen, wenn verschiedene Härtungsmittel benutzt werden.
Es ergibt sich somit, dass für jede Kombination von Tiefe und Temperatur ein Härtungsmittel gefunden werden kann, das unter den vorherrschenden Bedingungen eine Anfangsharz-Abscheidungszeit ergibt, die genügend lang ist, um die Zuführung der ein Gemisch aus Epoxyverbindung und Härtungsmittel enthaltenden Lösung zur Formation zu ermöglichen, ohne dass irgendeine Abscheidung des Harzes eintritt.
Unter gewissen Umständen kann es jedoch nachteilig sein, eine immerhin grosse Zahl von Härtungsmittel vorrätig zu halten. Dann wird es günstiger sein, nur ein einziges Härtungsmittel zu verwenden und die Anfangsharz-Abscheidungszeit mittels eines Beschleunigers zu regeln. Als Beschleuniger können z. B. aromatische Alkohole oder tert.-Amine verwendet werden Vorzugsweise wird Phenol oder Tridimethyl- aminomethylphenol benutzt. Ferner kann die Anfangsharz-Abscheidungszeit durch Ätherung des Vol. -Pro- zentsatzes aromatischer Kohlenwasserstoffe im Lösungsmittel geregelt werden.
In Tabelle 2 ist beispielsweise angegeben, in welchem Bereich die Anfangsharz-Abscheidungszeit variiert werden kann, wenn der Vol.-Prozentsatz an Aromaten im Lösungsmittel geändert wird. Das Lösungsmittel besteht aus"SHELLSOL"N und der Aromatengehalt des Lösungsmittels wurde durch Zugabe von Gasöl variiert. Die Lösung, von der das Lösungsmittel einen Teil bildet, enthält ferner 12 Vol. -0/0 "EPIKOTE"828 und 3,6 Vol.-% l-Cyclohexylamino-3-aminopropan.
Der Einfluss des Phenols als Beschleuniger ist aus Tabelle 2 zu erkennen.
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Tabelle 2 :
EMI4.1
<tb>
<tb> Vol. <SEP> -0/0 <SEP> Aromaten <SEP> im <SEP> Phenolkonzentration <SEP> in <SEP> Anfangsharz-Abscheidungszeit
<tb> Lösungsmittel <SEP> : <SEP> g/l <SEP> Lösung <SEP> : <SEP> (in <SEP> Stunden)
<tb> 400C <SEP> 600C <SEP> 800C
<tb> 87 <SEP> 0--4, <SEP> 1 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 3-5, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 6-3, <SEP> 5 <SEP> 1, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 10 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 6 <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 15 <SEP> 4, <SEP> 8 <SEP> 1, <SEP> 9 <SEP> 0, <SEP> 9 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 0-6, <SEP> 3 <SEP> 3, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 3 <SEP> - <SEP> 4, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 6 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 8' <SEP> 1, <SEP> 3 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 10 <SEP> 4, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP> 1, <SEP> 0 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 15 <SEP> 3, <SEP> 7 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 0,
<SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 0 <SEP> - <SEP> 5, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 3 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 5, <SEP> 1 <SEP> 2, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 10 <SEP> 3, <SEP> 7 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 0, <SEP> 8 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 15 <SEP> 3, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 3 <SEP> 0, <SEP> 6 <SEP>
<tb>
Es wurde ferner gefunden, dass die Druckfestigkeit bei einer permeablen, verfestigten Masse verbessert wird, wenn das gehärtete Harz einige Zeit mit einer Waschflüssigkeit in Berührung gebracht wird, die geeignet ist, das im gehärteten Harz okkludierte Lösungsmittel zu extrahieren.
Wenn aromatische Kohlenwasserstoffe als Lösungsmittel verwendet worden sind, wird als Waschflüssigkeit vorzugsweise ein Kohlenwasserstoff oder eine Mischung von Kohlenwasserstoffen, die keine oder nur-eine kleine Menge an aromatischen Komponenten, wie z. B. Gasöl, enthält, verwendet. Im Falle, dass die verfestigte Masse ein Förderbohrloch umgibt, wird die Waschflüssigkeit aus dem Rohöl, das aus der Formation gefördert wird, bestehen.
Um einen Anhaltspunkt über die Druckfestigkeit einer ein Bohrloch umgebenden verfestigenden Masse zu erhalten, können Laboratoriumsversuche ausgeführt werden, in welchen die Druckfestigkeit einer verfestigten Masse bei der Temperatur bestimmt wird, die in der Formation zu erwarten ist. Um ferner im Laboratorium Bedingungen wie bei der Anwendung an Ort und Stelle nachzubilden, wird die. verfestigte Masse vor Messung der Druckfestigkeit mit einer Waschflüssigkeit zu behandeln sein.
In Tabelle 3 ist der Einfluss der Temperatur auf die Druckfestigkeit einer festigenden Masse aus Heidesand veranschaulicht. Bei den Versuchen wurde eine Masse von Heidesand mit einer mittleren Teilchengrösse von 0,2 mm mit einer Lösung verfestigt, die die folgenden Komponenten enthält :
EMI4.2
<tb>
<tb> Härtungsmittel <SEP> = <SEP> bis-(3-Methyl-4-aminocyclohexyl)-methan <SEP> 6 <SEP> Vol.%
<tb> Epoxyverbindung <SEP> ="EPIKOTE"828 <SEP> 12 <SEP> Vol.- < % <SEP>
<tb> Lösungsmittel <SEP> ="SHELLSOL"N <SEP> 64Vol.-% <SEP>
<tb> Gasöl <SEP> 17, <SEP> 5 <SEP> "
<tb> Beschleuniger <SEP> = <SEP> Phenol <SEP> 0, <SEP> 5 <SEP> " <SEP>
<tb>
Tabelle 3 :
EMI4.3
<tb>
<tb> Temperatur <SEP> in <SEP> C <SEP> Druckfestigkeit <SEP> in <SEP> kg/cm <SEP> :
<SEP>
<tb> 40 <SEP> 292
<tb> 60 <SEP> 305
<tb> 80 <SEP> 298
<tb> 100 <SEP> 220
<tb>
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Die Druckfestigkeit kann durch Erhöhung der Konzentration der Epoxyverbindung in der Lösung erhöht werden. Damit einher geht eine zunehmende Verringerung der Permeabilität und es wird daher, wenn Formationsabschnitte, durch welche Flüssigkeiten hindurchtreten müssen, verfestigt werden sollen, notwendig, ein Kompromiss zwischen der Permeabilitätsverringerung und der Druckfestigkeit zu schliessen.
Beispielsweise sind in Tabelle 4 Versuchsergebnisse zusammengestellt, die den Einfluss der Konzentration der Epoxyverbindung in der Lösung auf die Druckfestigkeit und die Permeabilitätsverringerung einer verfestigten Masse zeigen. Diese Versuche sind so ausgeführtworden, dass eine Masse von Heidesand mit einer mittleren Teilchengrösse von 0,2 mm durch Lösungen verfestigt wurde, die"EPIKOTE"828 als Epoxyverbindung, bis- (3-Methyl-4-aminocyclohexyl) -menthan als Härtungsmittel und "SHELLSOL"N sowie Gasöl als Lösungsmittel enthielten. In den verschiedenen Lösungen beträgt das Verhältnis Härtungsmittel : Epoxyverbindung 0,5.
Tabelle 4 :
EMI5.1
<tb>
<tb> Vol. <SEP> -0/0 <SEP> "EPIKOTE" <SEP> 828 <SEP> Druckfestigkeit <SEP> in <SEP> Permeabilit tsverminderung
<tb> in <SEP> der <SEP> Lösung <SEP> : <SEP> kg/cm2 <SEP> bei <SEP> 60 C <SEP> : <SEP> in <SEP> % <SEP> : <SEP>
<tb> 3 <SEP> 2 <SEP> 8 <SEP>
<tb> 6 <SEP> 54 <SEP> 20
<tb> 9 <SEP> 204 <SEP> 30
<tb> 12 <SEP> 329 <SEP> 40
<tb>
Bei der Verfestigung von Teilen einer unterirdischen, ein Bohrloch umgebenden Formation unter Anwendung des Verfahrens der Erfindung kann Begleitwasser, d. i. Wasser, das an den Körnern der Formation auf Grund von Kapillarkräfte anhaftet, in solchen Formationen auftreten.
Es wird bevorzugt, solches Begleitwasser zu entfernen, bevor die Lösungen erfindungsgemäss auf jenen Teil der das Bohrloch umgebenden Formation angewendet werden, wobei jener Teil der Formation mit einer Wasser entfernenden Flüs- sigkeit gespült wird, die in der gemäss der Erfindung verwendeten Lösung löslich sein soll.
Vorzugsweise wird nach der Wasser entfernenden Flüssigkeit, aber vor der Injektion der Lösung, eine
Zwischenflüssigkeit angewendet.
Um eine unzeitige Fällung des Epoxyharzes zu verhindern, soll die, Zwischenf1üssigkeit in der das
Lösungsmittel, die Epoxyverbindung, das Härtungsmittel und (falls ein Beschleuniger verwendet wird) der
Beschleuniger enthaltenden Lösung löslich sein. Ferner muss die Zwischenflüssigkeit auch in der Wasser entfernenden Flüssigkeit löslich sein, damit dabei die das Begleitwasser enthaltende Wasser entfernende Flüssigkeit wirksam durch die Zwischenflüssigkeit aus dem Teil der zu verfestigenden Formation ausgetrieben wird. Im allgemeinen kann gesagt werden, dass jede Injektionsflüssigkeit vorzugsweise in der nachfolgen den Flüssigkeit löslich sein soll, um zu gewährleisten, dass schliesslich nur die gemäss der Erfindung angewendete Lösung in dem Teil der zu verfestigenden Formation vorhanden ist.
Die Wasser entfernende Flüssigkeit kann einen oberflächenaktiven Stoff enthalten, der vorzugsweise eine Verbindung der Formel R-NH-(CH)g-NH ist, worin R eine Alkylgruppe bedeutet, die von Kokosnussöl, Sojaöl oder Talg abgeleitet ist. Als Wasser entfernende Flüssigkeit können ferner organische Flüssigkeiten, wie Kohlenwasserstoff-Sauerstoff-Verbindungen mit weniger als 6 Kohlenstoffatomen, die wenigstens eine Keto-Sauerstoffgruppe und bzw. oder Hydroxylgruppen enthalten, wie Aceton oder Isopropylalkohol, verwendet werden.
Nachstehend wird als Beispiel eine bevorzugte Ausführungsform der Anwendung des Verfahrens gemäss der Erfindung in einer unterirdischen Formation beschrieben.
In einem Ölbohrioch, in welchem die ölerzeugende Formation aus einem unverfestigten Sand besteht, werden die Formationsbedingungen, wie Temperatur und Injektionsfähigkeit, gemessen und Proben des Formationssandes werden für Messungen, u. a. der Wassersättigung, entnommen.
Unter Berücksichtigung der verfügbaren Pumpenkapazität und der Tiefe sowie der Injizierbarkeitder Formation kann die mindest erforderliche Anfangsharz-Abscheidungszeit berechnet werden, die wenigstens jener Zeit entspricht, welche zum Hinunterpumpen der Lösung gemäss der Erfindung in die Formation erforderlich ist.
Aus Laboratoriumsversuchen, wie sie in den Tabellen 1 und 2 niedergelegt sind, sowie auch aus andern Versuchen mit den von in den Tabellen gezeigten Mischungen von Härtungsmitteln und Epoxyverbindungen verschiedenen Mischungen können die erforderlichen Prozentsätze von Epoxyverbindung. Härtungsmittel, Beschleuniger (falls ein solcher benutzt wird), der Aromatengehalt des Lösungsmittels und
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der Nichtaromatengehalt des Lösungsmittels, die bei der Formationstemperatur eine ausreichend längere Anfangsharz-Abscheidungszeit gewährleisten als die zum Hinunterpumpen der Lösung in die Formation erforderliche Zeit, leicht ermittelt werden.
Die erforderlichen Anteile an Epoxyverbindung, Härtungsmittel und wahlweise zugeführtem Beschleu- niger zur in dem gewünschten Ausmass erfolgenden Beschleunigung der Reaktion zwischen dem Härtungsmittel und der Epoxyverbindung werden nacheinander im Lösungsmittel gelöst. Der Beschleuniger soll der Lösung von Epoxyverbindung und Härtungsmittel erst unmittelbar vor der Zuführung der Lösung zum Bohrloch vermischt werden.
Für den Fall, dass die Formation eine solche Wassersättigung aufweist, dass eine Entfernung des Wassers vor der Festigung der Formation notwendig ist, wird dem Bohrloch vor dem Hinunterpumpen der erforderlichen Menge der erfindungsgemäss verwendeten Lösung eine Menge von Wasser entfernender Flüssigkeit und anschliessend eine Menge Zwischenflüssigkeit zugeführt ; die erforderliche Menge der erfindungsgemäss verwendeten Lösung wird unter Berücksichtigung des Volumens des zu verfestigenden Teiles der Formation berechnet.
Eine Treibflüssigkeit wird verwendet, um die Wasser entfernende Flüssigkeit, die Zwischenflüssigkeit und die Lösung gemäss der Erfindung in das Bohrloch und in die Formation hinunterzutreiben.
Zuerst dringt die Wasser enfernende Flüssigkeit in jenen Teil der zu behandelnden Formation ein und löst oder emulgiert das an den Körnern der Formation haftende Begleitwasser. Anschliessend verdrängt die Zwischenftüssigkeit die Lösung oder Emulsion des Wassers in der Wasser entfernenden Flüssigkeit, worauf nach der Zwischenflüssigkeit die gemäss der Erfindung verwendete Lösung folgt.
Da die Lösung gemäss der Erfindung in dem zu verfestigenden Teil der Formation gehalten werden soll, bis die Reaktion beendet ist. soll die Injektion der Treibflüssigkeit unterbrochen werden, sobald das Gesamtvolumen der Lösung in die Formation gelangt ist. Die Lösung oder ein Teil derselben soll nicht in dem Bohrloch zurückbleiben, da sich sonst eine nicht durchlässige Epoxyharzauskleidung auf der Fläche der Formation bildet, die den Durchgang von Flüssigkeit aus der Formation in das Bohrloch oder umgekehrt verhindert. Ferner soll die Lösung nicht zu weit in die Formation eingetrieben werden, da ansonsten jene Teile der Formation, die das Bohrloch unmittelbar umgeben, nicht verfestigt werden.
Es wird daher bevorzugt, eine Flüssigkeit mit abdichtenderWirkung (wie einen Lehmschlamm) als Treibmedium zu verwenden, da eine solche Flüssigkeit unmittelbar nachdem die Lösung in die Formation getrieben worden ist eine im wesentlichen undurchlässige Auskleidung an den Wänden der Formation bildet, wobei eine weitere Verlagerung der Lösung in der Formation verhindert wird. Als Ergebnis der Reaktion zwischen der Epoxyverbindung und dem Härtungsmittel wird ein harzartiges Zwischenprodukt aus der Lösung ausgefällt, das sich auf derOberf1äche
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diesesrückgebliebene Lösungsmittel durch eine Waschflüssigkeit ersetzt, welche geeignet ist, das an dem gehärteten Harz haftende Lösungsmittel zu extrahieren.
Für den Fall, dass das Bohrloch ein Injektionsbohrloch ist, kann als Waschflüssigkeit ein Kohlenwasserstoff verwendet werden, der keine oder nur eine kleine Menge aromatischer Komponenten (wie z. B. Gasöl) enthält. Falls die Bohrung als Förderbohrung ausgenutzt werden
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sung einer Epoxyverbindung und eines Härtungsmittels in einem Lösungsmittel herstellt, in der die Gesamtmenge der Epoxyverbindung und des Härtungsmittels etwa 3 bis etwa 50 Vol.-% der Lösung beträgt und diese Lösung zwischen die Körner oder Teilchen der zu verfestigenden Masse einspritzt, wobei die Epoxyverbindung mit dem Härtungsmittel unter Bildung eines harzartigen Zwischenproduktes reagiert, das nach dem Härten die Körner miteinander verbindet, wonach in der verfestigten Masse ein wesentliches Ausmass von Permeabilität verbleiben kann.
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Process for consolidating an unconsolidated or substantially unconsolidated mass
The invention relates to a method for consolidating an unsolidified or essentially unsolidified mass, such as loose sand, if desired while maintaining a substantial amount
Permeability, wherein a resin compound is used which either hardens at the ambient temperature of the mass or at a higher temperature by means of a hardening agent.
A method of this type can in particular be used to consolidate the surroundings of a borehole which penetrates an unconsolidated formation containing oil, water or gas. Such a well can be either an injection well or a production well.
It is well known that the small particles of an unconsolidated formation that pass through the fluid exiting the formation into a communicating wellbore are in the
Liquid remain suspended and are conveyed to the upper end of the borehole, which results in increased abrasion of metal parts and frequent cleaning of production facilities such as liquid-gas separators and containers. The coarser ones brought in by the liquid
However, particles are not carried with the liquid to the upper end of the borehole, but rather settle at the bottom of the borehole.
Such an accumulation of particles is increasing the amount of production
Decrease in mass as the production section of the wellbore becomes clogged with the increasing mass of particulate matter settled therein. If the production volume becomes too low, the well must be cleaned before a new production phase can begin. In some cases, the particles enter the borehole in so great quantities that it is not possible to economically exploit the borehole.
The above-mentioned disadvantages can be avoided in that the loose formation surrounding the borehole is consolidated.
One of the prerequisites for a satisfactory consolidation process is that it can be used at the various temperatures that can be expected in the formations. It is also necessary that the bond formed by the hardened resin between the particles or grains of the formation remains resistant to the formation fluids and / or chemicals injected into the formation as well as to subsidence in the adjacent unconsolidated portions of the formation.
On the other hand, the amount of resin required to create the necessary mechanical strength should not excessively impair the permeability if the medium is to remain able to flow from the formation to the shaft or vice versa. This is extremely important in the case of consolidating formations with low permeability.
The method according to the invention can also be used for strengthening mine shafts or for strengthening the subsoil or subsoil for foundation purposes. Since the permeability mostly does not play a role for such purposes, it can also be completely eliminated in the event that the necessary mechanical strength makes the use of large amounts of resin necessary.
Furthermore, the method can also be used to close the pores of a solidified formation or a subsoil or subsoil if the passage of liquid through such a formation or through such a subsoil is to be prevented.
According to the invention, a solution of an epoxy compound and a curing agent in a solvent is prepared in which the total amount of the epoxy compound and the curing agent is about
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3 to about 50 vol. -0/0 of the solution, and the solution is injected between the grains or particles of the mass to be solidified, whereby the epoxy compound reacts with the hardening agent and a resinous reaction intermediate is formed which, after further hardening, bonds the grains together after which a substantial degree of permeability of the mass can be maintained.
The solvent preferably consists of an aromatic hydrocarbon or a mixture of one or more aromatic hydrocarbons and one or more other hydrocarbons, in which latter case the mixture should preferably have a percentage of aromatics of at least 50 vol.
Benzene, suitable benzene derivatives, aromatic hydrocarbons such as those used in the extraction of kerosene, gas oil, can be used as aromatic hydrocarbons. Spindle oil, lubricating oils or heavy catalytic cracked circulating oils can be used. The solvent preferably contains a hydrocarbon mixture which is known under the trade name "SHELLSOL" N and which has an aromatic content which is greater than 80% by volume.
As the epoxy compound, such as is known under the trade name "EPIKOTE" 828 and which is obtained by reacting diphenylolpropane with an excess of epichlorohydrin in an alkaline medium can be used; such compounds have a molecular weight of 350 to 400 and an average of 1.85 epoxy groups per molecule.
As a hardening agent. amines are preferably used, such as cyclohexylamino-3-aminopropane, bis- (3-methyl-4-aminocyclohexyl) methane, bis- (4-aminocyclohexyl) methane, N-aminoethylpi- perazine, hexylenediamine, propylenediamine, or a suitable mixture of these hardening agents.
Since the rate at which the epoxy compound reacts with the curing agent depends on the
The time required to inject a solution containing the epoxy compound and curing agent from the top of a well to the formation to be solidified depends on the depth of the formation as well as the rate at which the solvent is injected into that formation can, varies, the period of time in which the resinous intermediate product does not precipitate from the solution can be regulated within wide limits in such a way that on the one hand there is no deposition of the resin in deep boreholes before the solution penetrated the formation is (which would clog the wall of the formation)
and on the other hand, when consolidating formations at shallow depths, not too much time is lost before consolidation begins.
Laboratory tests are preferably carried out to determine the percentages of the cheapest epoxy compound, the cheapest curing agent, the cheapest solvent and the cheapest accelerator (to regulate the reaction rate), which under the conditions established by the formation to be consolidated (temperature, depth, porosity, etc.) ) deliver the best results.
The results of such tests, in which, for example, a solution was used which contains 12 vol. -0/0 of an epoxy compound known under the name "EPIKOTE" 828, an aromatic solvent known under the name "SHELLSOL" N and a hardening agent, are given in Table 1.
For various hardeners it has been determined at which volume ratio hardener: ftEPIKOTE "828 an optimal compressive strength can be achieved when sand layers with an average particle size of 0.2 mm are to be consolidated the initial resin deposition time (ie the time interval between the point in time when the solution is prepared and the point in time at which the first droplets of the resin separate from the solution) are determined at different temperatures. It is found that the initial resin deposition time is determined by the Temperature is influenced.
By using other epoxy compounds, solvents and / or curing agents than those indicated in Table 1, other values are obtained for the ratio of curing agent: epoxy compound, for which optimum strength is obtained, and for the initial resin deposition time.
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Table 1 :
EMI3.1
<tb>
<tb> Hardener <SEP> Volume ratio <SEP> Hardener <SEP>: <SEP> Initial resin deposition time <SEP>
<tb> "EPIKOTE" 828, <SEP> the <SEP> the <SEP> optimal <SEP> (in <SEP> hours)
<tb> Compression strength <SEP> results in <SEP>:
<SEP> 400C <SEP> 600C <SEP> 800C <SEP>
<tb> N-aminoethyl piperazine <SEP> 0.2 <SEP> 0, <SEP> 67 <SEP> - <SEP> - <SEP>
<tb> Propylenediamine <SEP> 0, <SEP> 3 <SEP> 1, <SEP> 9
<tb> Mixture <SEP> from <SEP> to- <SEP> (4-aminocyclo- <SEP>
<tb> hexyl) methane and 1-cyclohexyl-0, <SEP> 4 <SEP> 8 <SEP> 7, <SEP> 1 <SEP> 3.8
<tb> amino-3-aminopropane
<tb> 1-Cyclohexylamino-3 <SEP> -amino- <SEP>
<tb> propane <SEP> 0, <SEP> 3 <SEP> 16 <SEP> 8 <SEP> 4, <SEP> 1 <SEP>
<tb> to <SEP> (3-methyl-4-aminocyclohexyl) methane <SEP> 0.5 <SEP> 24 <SEP> 10 <SEP> 6
<tb>
As can be seen from Table 1, the initial resin deposition time decreases with increasing temperature. Furthermore, for a given temperature it is found that different values of the initial resin deposition time exist when different hardeners are used.
It thus follows that for any combination of depth and temperature a curing agent can be found which, under the prevailing conditions, gives an initial resin deposition time which is long enough to allow the solution containing a mixture of epoxy compound and curing agent to be fed to the formation without any deposition of the resin occurring.
However, under certain circumstances it can be disadvantageous to keep a large number of hardening agents in stock. Then it will be more advantageous to use only a single hardener and to regulate the initial resin deposition time by means of an accelerator. As an accelerator, for. B. aromatic alcohols or tert-amines are used. Phenol or tridimethyl aminomethylphenol is preferably used. Furthermore, the initial resin deposition time can be controlled by etherifying the vol. Percentage of aromatic hydrocarbons in the solvent.
For example, Table 2 shows the range in which the initial resin deposition time can be varied if the percentage by volume of aromatics in the solvent is changed. The solvent consists of "SHELLSOL" N and the aromatic content of the solvent was varied by adding gas oil. The solution, of which the solvent forms a part, also contains 12% by volume of "EPIKOTE" 828 and 3.6% by volume of 1-cyclohexylamino-3-aminopropane.
The influence of phenol as an accelerator can be seen from Table 2.
<Desc / Clms Page number 4>
Table 2:
EMI4.1
<tb>
<tb> vol. <SEP> -0/0 <SEP> aromatics <SEP> in <SEP> phenol concentration <SEP> in <SEP> initial resin separation time
<tb> Solvent <SEP>: <SEP> g / l <SEP> Solution <SEP>: <SEP> (in <SEP> hours)
<tb> 400C <SEP> 600C <SEP> 800C
<tb> 87 <SEP> 0--4, <SEP> 1 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 3-5, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 6-3, <SEP> 5 <SEP> 1, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 10 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 6 <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP>
<tb> 87 <SEP> 15 <SEP> 4, <SEP> 8 <SEP> 1, <SEP> 9 <SEP> 0, <SEP> 9 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 0-6, <SEP> 3 <SEP> 3, <SEP> 5 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 3 <SEP> - <SEP> 4, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 6 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 8 '<SEP> 1, <SEP> 3 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 10 <SEP> 4, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP> 1, <SEP> 0 <SEP>
<tb> 79 <SEP> 15 <SEP> 3, <SEP> 7 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 0,
<SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 0 <SEP> - <SEP> 5, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 3 <SEP> 6, <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 5, <SEP> 1 <SEP> 2, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 10 <SEP> 3, <SEP> 7 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 0, <SEP> 8 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 5 <SEP> 15 <SEP> 3, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 3 <SEP> 0, <SEP> 6 <SEP>
<tb>
It has also been found that the compressive strength of a permeable, solidified mass is improved if the hardened resin is brought into contact for some time with a washing liquid which is capable of extracting the solvent occluded in the hardened resin.
If aromatic hydrocarbons have been used as the solvent, the washing liquid is preferably a hydrocarbon or a mixture of hydrocarbons which contains no or only a small amount of aromatic components, such as. B. gas oil, is used. In the event that the solidified mass surrounds a production well, the washing fluid will consist of the crude oil produced from the formation.
In order to obtain an indication of the compressive strength of a solidifying mass surrounding a borehole, laboratory tests can be carried out in which the compressive strength of a solidified mass is determined at the temperature that is to be expected in the formation. Furthermore, in order to simulate conditions in the laboratory as during application on site, the. solidified mass must be treated with a washing liquid before measuring the compressive strength.
Table 3 shows the influence of temperature on the compressive strength of a setting mass made of heather sand. During the tests, a mass of heather sand with an average particle size of 0.2 mm was solidified with a solution containing the following components:
EMI4.2
<tb>
<tb> hardener <SEP> = <SEP> bis- (3-methyl-4-aminocyclohexyl) -methane <SEP> 6 <SEP> vol.%
<tb> Epoxy compound <SEP> = "EPIKOTE" 828 <SEP> 12 <SEP> Vol.- <% <SEP>
<tb> Solvent <SEP> = "SHELLSOL" N <SEP> 64Vol .-% <SEP>
<tb> Gas oil <SEP> 17, <SEP> 5 <SEP> "
<tb> Accelerator <SEP> = <SEP> Phenol <SEP> 0, <SEP> 5 <SEP> "<SEP>
<tb>
Table 3:
EMI4.3
<tb>
<tb> Temperature <SEP> in <SEP> C <SEP> Compressive strength <SEP> in <SEP> kg / cm <SEP>:
<SEP>
<tb> 40 <SEP> 292
<tb> 60 <SEP> 305
<tb> 80 <SEP> 298
<tb> 100 <SEP> 220
<tb>
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The compressive strength can be increased by increasing the concentration of the epoxy compound in the solution. This is accompanied by an increasing reduction in permeability and it is therefore necessary, if formation sections through which fluids must pass, are to be consolidated, to make a compromise between the reduction in permeability and the compressive strength.
For example, in Table 4 test results are compiled which show the influence of the concentration of the epoxy compound in the solution on the compressive strength and the reduction in permeability of a solidified mass. These tests were carried out in such a way that a mass of heather sand with an average particle size of 0.2 mm was solidified by solutions, the "EPIKOTE" 828 as an epoxy compound, bis- (3-methyl-4-aminocyclohexyl) -menthan as a hardening agent and " SHELLSOL "N and gas oil as solvents. The hardener: epoxy compound ratio is 0.5 in the various solutions.
Table 4:
EMI5.1
<tb>
<tb> Vol. <SEP> -0/0 <SEP> "EPIKOTE" <SEP> 828 <SEP> Compressive strength <SEP> in <SEP> permeability reduction
<tb> in <SEP> of the <SEP> solution <SEP>: <SEP> kg / cm2 <SEP> at <SEP> 60 C <SEP>: <SEP> in <SEP>% <SEP>: <SEP>
<tb> 3 <SEP> 2 <SEP> 8 <SEP>
<tb> 6 <SEP> 54 <SEP> 20
<tb> 9 <SEP> 204 <SEP> 30
<tb> 12 <SEP> 329 <SEP> 40
<tb>
In consolidating portions of a subterranean formation surrounding a borehole using the method of the invention, associated water, i.e. i. Water adhering to the grains of the formation due to capillary forces occur in such formations.
It is preferred to remove such accompanying water before the solutions according to the invention are applied to that part of the formation surrounding the borehole, with that part of the formation being flushed with a water-removing liquid which is intended to be soluble in the solution used according to the invention .
Preferably after the water removing liquid, but before the injection of the solution, a
Intermediate liquid applied.
In order to prevent the epoxy resin from precipitating too early, the intermediate liquid in the
Solvent, the epoxy compound, the curing agent and (if an accelerator is used) the
Solution containing accelerator must be soluble. Furthermore, the intermediate liquid must also be soluble in the water-removing liquid so that the liquid containing the accompanying water is effectively driven out of the part of the formation to be consolidated by the intermediate liquid. In general it can be said that each injection liquid should preferably be soluble in the subsequent liquid in order to ensure that ultimately only the solution used according to the invention is present in the part of the formation to be consolidated.
The water removing liquid may contain a surfactant which is preferably a compound of the formula R-NH- (CH) g-NH where R is an alkyl group derived from coconut oil, soybean oil or tallow. Organic liquids such as hydrocarbon-oxygen compounds with fewer than 6 carbon atoms which contain at least one keto-oxygen group and / or hydroxyl groups such as acetone or isopropyl alcohol can also be used as the water-removing liquid.
A preferred embodiment of the application of the method according to the invention in a subterranean formation is described below as an example.
In an oil well in which the oil producing formation consists of an unconsolidated sand, formation conditions such as temperature and injectability are measured and samples of the formation sand are used for measurements and the like. a. the water saturation.
Taking into account the available pump capacity and the depth as well as the injectability of the formation, the minimum required initial resin deposition time can be calculated, which is at least the time required to pump the solution according to the invention down into the formation.
The required percentages of epoxy compound can be obtained from laboratory tests as set out in Tables 1 and 2, as well as from other tests with the mixtures of curing agents and epoxy compounds shown in the tables. Hardener, accelerator (if one is used), the aromatic content of the solvent and
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the non-aromatic content of the solvent, which at the formation temperature provides a sufficiently longer initial resin deposition time than the time required to pump the solution down into the formation, can easily be determined.
The proportions of epoxy compound, curing agent and optionally added accelerator required to accelerate the reaction between the curing agent and the epoxy compound to the desired extent are successively dissolved in the solvent. The accelerator should be mixed with the solution of epoxy compound and hardener only immediately before the solution is fed to the borehole.
In the event that the formation has such a water saturation that it is necessary to remove the water before consolidating the formation, an amount of water-removing liquid and then an amount of intermediate liquid is fed to the borehole before the required amount of the solution used according to the invention is pumped down ; the required amount of the solution used according to the invention is calculated taking into account the volume of the part of the formation to be consolidated.
A propellant fluid is used to drive the desiccant fluid, intermediate fluid and solution of the invention down the wellbore and into the formation.
First, the water-removing liquid penetrates that part of the formation to be treated and dissolves or emulsifies the accompanying water adhering to the grains of the formation. The intermediate liquid then displaces the solution or emulsion of the water in the water-removing liquid, which is followed by the solution used according to the invention after the intermediate liquid.
Since the solution according to the invention is to be kept in the part of the formation to be solidified until the reaction has ended. If the injection of the propellant fluid is to be interrupted as soon as the total volume of the solution has entered the formation. The solution or any part of it should not remain in the borehole or a non-permeable epoxy resin lining will form on the surface of the formation, preventing the passage of fluid from the formation into the borehole or vice versa. Furthermore, the solution should not be driven too far into the formation, since otherwise those parts of the formation which directly surround the borehole will not be consolidated.
It is therefore preferred to use a sealing fluid (such as a clay mud) as the propellant, since immediately after the solution has been propelled into the formation, such fluid forms a substantially impermeable lining on the walls of the formation, with further displacement of the Solution in the formation is prevented. As a result of the reaction between the epoxy compound and the curing agent, a resinous intermediate is precipitated from the solution and deposited on the surface
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this remaining solvent is replaced by a washing liquid which is suitable for extracting the solvent adhering to the cured resin.
In the event that the borehole is an injection borehole, a hydrocarbon which contains no or only a small amount of aromatic components (such as gas oil) can be used as washing liquid. If the well is used as a production well
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Solution of an epoxy compound and a curing agent in a solvent, in which the total amount of the epoxy compound and the curing agent is about 3 to about 50% by volume of the solution and this solution is injected between the grains or particles of the mass to be solidified, the epoxy compound with reacts with the hardening agent to form a resinous intermediate product which, after hardening, bonds the grains to one another, after which a substantial amount of permeability can remain in the solidified mass.