WO2013149923A1 - Verfahren zum lösen von erdalkalimetallsulfate umfassenden ablagerungen - Google Patents

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WO2013149923A1
WO2013149923A1 PCT/EP2013/056616 EP2013056616W WO2013149923A1 WO 2013149923 A1 WO2013149923 A1 WO 2013149923A1 EP 2013056616 W EP2013056616 W EP 2013056616W WO 2013149923 A1 WO2013149923 A1 WO 2013149923A1
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    • 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
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances

Definitions

  • the present invention relates to a method for dissolving deposits containing alkaline earth metal sulfates in underground facilities or plant components for the production of crude oil, natural gas and / or water by treating the deposits with an aqueous formulation containing methanesulfonic acid.
  • inorganic or organic substances may form in the petroleum formation itself, in underground parts of the facility, such as the borehole lined with metal tubes, as well as in above-ground plant components such as separators.
  • the formation of such deposits is highly undesirable because they at least hinder the extraction of oil and can lead in extreme cases to a complete blockage of the affected parts of the plant.
  • oil or natural gas production is usually not only oil and / or natural gas promoted, but also more or less saline water. It may be water contained in the formation or condensed water, or water that has been injected into the subterranean formation via an injection well to maintain pressure. Saline water can also be used in geothermal energy production, in which one promotes hydrothermal water, are promoted, in which injected through an injection well cold water into a rock formation and removes warm water through a well.
  • Deposits of poorly soluble inorganic salts such as deposits of calcium carbonate or calcium, strontium or barium sulfate can form, because in the rock formation under the naturally occurring conditions (high pressure, high temperature), a higher concentration of salts can be dissolved in the formation water than under normal conditions (1 bar, room temperature). If formation water saturated with inorganic salts reaches zones of low temperature and / or lower pressure on the way to the earth's surface, poorly soluble salts may precipitate, e.g. still in the formation itself, on the inner surface of the metallic lining of the production well or only in aboveground plant parts such as pipelines or separators. Furthermore, deposits can be formed by intermixing incompatible waters, such as injected water and formation water, thereby precipitating solids.
  • the underground installations are a borehole or the reservoir rock, particularly preferably the borehole.
  • component (III) it comprises at least one water-miscible organic solvent.
  • the deposits to be dissolved in the plants or plant components are usually wetted with oil, which hinders rapid dissolution of the deposits. Organic solvents therefore allow faster separation.
  • the solvents used may be wholly or only partially miscible with water. The minimum requirement is that no phase separation of water and organic solvents occurs at the concentration used and under the conditions of use.
  • Suitable organic solvents include alcohols such as ethanol, n-propanol, i-propanol, n-butanol, i-butanol, glycols such as ethylene glycol, diethylene glycol, propylene glycol or glycol ethers such as ethylene glycol monobutyl ether. Of course, mixtures of several different water-miscible, organic solvents can be used.
  • the formulation comprises at least one corrosion inhibitor.
  • suitable corrosion inhibitors include polyether phosphates, butynediol, butynediol alkoxylates or alkyl phosphates. Of course, mixtures of several different corrosion inhibitors can be used.

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Description

Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen in unterirdischen Anlagen oder Anlagenteilen zur Förderung von Erdöl, Erdgas und/oder Wasser, indem man die Ablagerungen mit einer wässrigen, Methansulfonsäu- re enthaltenden Formulierung behandelt.
Im Zuge der Erdöl- und/oder Erdgasförderung können sich in der Erdölformation selbst, in unterirdischen Anlagenteilen, wie beispielsweise dem mit Metall röhren ausgekleideten Bohrloch, sowie in überirdischen Anlagenteilen wie beispielsweise Separatoren, feste Ablagerungen anorganischer oder organischer Stoffe bilden. Die Bildung derartiger Ablagerungen ist äußerst unerwünscht, weil sie die Förderung von Erdöl zumindest behindern und im Extremfalle zu einer vollständigen Verstopfung der betroffenen Anlagenteile führen können. Im Zuge der Erdöl- oder Erdgasförderung wird üblicherweise nicht nur Erdöl- und/oder Erdgas gefördert, sondern auch mehr oder weniger stark salzhaltiges Wasser. Es kann sich hierbei um in der Formation enthaltenes Wasser oder um kondensiertes Wasser handeln, oder auch um Wasser, welches man über eine Injektionsbohrung zur Aufrechterhaltung des Drucks in die unterirdische Formation injiziert hat. Salzhaltiges Wasser kann auch bei der geothermischen Energiegewinnung, bei der man hydrothermales Wasser fördert, gefördert werden, bei der man durch eine Injektionsbohrung kaltes Wasser in eine Gesteinsformation injiziert und durch eine Förderbohrung warmes Wasser entnimmt.
Ablagerungen schwerlöslicher anorganischer Salze wie beispielsweise Ablagerungen von Cal- ciumcarbonat oder Calcium-, Strontium- oder Bariumsulfat können sich bilden, weil in der Gesteinsformation unter den natürlich gegebenen Bedingungen (hoher Druck, hohe Temperatur) eine höhere Konzentration der Salze im Formationswasser gelöst werden kann als unter Normalbedingungen (1 bar, Raumtemperatur). Gelangt mit anorganischen Salzen gesättigtes Formationswasser auf dem Weg zur Erdoberfläche in Zonen mit niedriger Temperatur und/oder niedrigerem Druck, so können schwerlösliche Salze ausfallen, z.B. noch in der Formation selbst, auf der inneren Oberfläche der metallischen Auskleidung der Förderbohrung oder auch erst in oberirdischen Anlagenteilen wie Pipelines oder Separatoren. Weiterhin können Ablagerungen gebildet werden, indem sich miteinander inkompatible Wässer, beispielsweise injiziertes Wasser und Formationswasser miteinander vermischen und dabei Feststoffe ausfallen.
Oberirdische Anlagenteile sind vergleichsweise leicht zugänglich, und können prinzipiell mechanisch gereinigt werden. Daher bereitet die Reinigung derartiger Anlagenteile im Allgemeinen keine Schwierigkeiten. Die Reinigung von Verunreinigungen in unterirdischen Anlagenteilen, insbesondere im Bohrloch selbst oder im Reservoirgestein bereitet größere Schwierigkeiten. Während carbonatische Ablagerungen im Bohrloch oder im Reservoirgestein vergleichsweise einfach unter Verwendung von Säuren wie beispielsweise HCl gelöst werden können, bereitet das Entfernen sulfatsicher Ablagerungen, insbesondere von Calcium-, Strontium und Bariumsulfat große Probleme, weil diese in HCl kaum löslich sind.
So sind Vorrichtungen bekannt, die in das Bohrloch eingelassen werden können und Ablagerungen detektieren und entfernen können, beispielsweise unter Verwendung von Ultraschalltechniken wie von US 6,886,406 offenbart. Derartige Techniken sind aber vergleichweise aufwendig.
Weiterhin ist es bekannt, Verunreinigungen im Bohrloch unter Verwendung bestimmter Formulierungen zu lösen.
US 2,877,848 offenbart die Verwendung des Komplexbildners EDTA bzw. Salzen davon zum Lösen von Ablagerungen wie BaSC>4 im Bohrloch. Optional können der Formulierung nichtionische Tenside zugesetzt werden .
US 4,980,077 offenbart ein Verfahren zum Lösen von Ablagerungen aus Erdalkalimetallsulfaten mit Polyaminocarboxylaten als Komplexbildnern in einer Konzentration von 0,1 bis 1 mol/l bei einem pH-Wert von 8 bis 14. Bei dem Komplexbildner kann es sich um EDTA oder um DTPA handeln. Die Formulierung umfasst weiterhin Oxalat-Ionen in einer Konzentraton von 0,1 bis 1 mol/l.
US 5,282,995 offenbart ein Verfahren zum Lösen von Ablagerungen aus Erdalkalimetallsulfaten mit Polyaminocarboxylaten wie EDTA oder DTPA in alkalischem Medium. Die Formulierung umfasst weiterhin Formiat-Ionen.
US 5,548,860 offenbart ein Verfahren zum Lösen von Ablagerungen aus Erdalkalimetallsulfaten mit Polyaminocarboxylaten wie EDTA oder DTPA in alkalischem Medium. Die Formulierung umfasst weiterhin einen Synergisten ausgewählt aus der Gruppe von Oxalat-, Thiosulfat-, Sa- licylat- oder Nitriloacetat-Anionen. Das Ablösen wird durch Ultraschall unterstützt.
Die Verwendung von alkalischen Lösungen von Komplexbildnern wie EDTA oder DTPA ist jedoch mit einer Reihe von Nachteilen verbunden.
Erdalkalimetallionen wie Mg2+, Ca2+, Sr2+ und/oder Ba2+ sowie HC03- enthaltendes Lagerstättenwasser weist einen niedrigen pH-Wert auf. Injiziert man eine alkalische Lösung von Komplexbildnern in ein Bohrloch, so vermischt sich zumindest ein Teil der alkalischen Lösung mit dem Lagerstättenwasser. Hierbei kommt es zu Sekundärausfällungen, beispielsweise von Mg(OH)2, Ca(OH)2 oder CaC03, welche die Formation und/oder das Bohrloch verstopfen kön- nen. Weiterhin ist die Effizient niedrig: Der Komplexbildner komplexiert zunächst die in der Lösung vorhandenen Erdalkalimetallionen und greift die Ablagerungen zunächst nicht an.
Es müssen daher Maßnahmen ergriffen werden, um zu verhindern, dass sich Lagerstättenwas- ser und die alkalische Lösung des Komplexbildners miteinander vermischen. Hierzu kann man beispielsweise das Bohrloch in einem vorgelagerten Schritt mit einer Spülflüssigkeit spülen und/oder man kann das Bohrloch absperren, damit kein Lagerstätttenwasser mehr in das Bohrloch dringen kann. Dies kann beispielsweise mechanisch mittels eines Einsatzes erfolgen, der die Perforierungen der Bohrlochauskleidung verschließt. Derartige Maßnahmen bedeuten na- turgemäß zusätzlichen Aufwand.
WO 2006/092438 A1 offenbart die Verwendung von wasserlöslichen Alkansulfonsäuren zur Erhöhung der Permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- oder erdgasführenden Gesteinsformationen und zum Lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen Verunrei- nigungen bei der Erdölförderung. Das Lösen sulfathaltiger Ablagerungen ist nicht beschrieben.
Die ältere Anmeldung US 61/475531 offenbart ein Verfahren zum Lösen von Ablagerungen von Oberflächen mit einer wässrigen Formulierung umfassend 3 bis 15 Gew. % mindestens eines Komplexbildners ausgewählt aus der Gruppe von MGDA, NTA, HEDTA, GLDA, EDTA oder DTPA sowie 3 bis 15 Gew. % mindestens einer Säure. Bei der Säure kann es sich beispielsweise um Methansulfonsäure handeln. Der pH-Wert der Formulierung liegt bei 3 bis 9. Bei den Ablagerungen kann es sich beispielsweise um CaCÜ3 oder CaS04 handeln. Bei den Oberflächen, welche von Ablagerungen befreit werden sollen, kann es sich beispielsweise um die Oberflächen von Turbinen, Schiffshüllen, Sonnenkollektoren, osmotischen Membranen, Heiz- elementen, Reaktoren, Erdöllagerstätten, Wasserbohrungen, Geothermiebohrungen oder Erdölbohrungen handeln.
Aufgabe der Erfindung war es, ein verbessertes Verfahren zur Beseitigung von Ablagerungen von Erdalkalimetallsulfaten in unterirdischen Anlagen bzw. Anlagenteilen zur Förderung von Erdöl, Erdgas oder Wasser zur Verfügung zu stellen, welches nicht den Nachteil aufweist, Sekundärablagerungen zu verursachen.
Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen in unterirdischen Anlagen bzw. Anlagenteilen zur Förderung von Erdöl und/oder Erdgas und/oder Wasser aus unterirdischen Formationen, indem man eine wässrige Formulierung zum Lösen der Ablagerungen in die unterirdischen Anlagen eindrückt und auf die Ablagerungen einwirken lässt, wobei die wässrige Formulierung mindestens
(I) 15 Gew. % bis 98,98 Gew.-% Wasser,
(II) 1 Gew. % bis 75 Gew.-% Methansulfonsäure, (III) 0,01 Gew. % bis 5 Gew.-% mindestens mit Wasser mischbaren organischen Lösemittels sowie
(IV) 0,01 Gew. % bis 5 Gew.-% mindestens eines Korrosionsinhibitors umfasst, und wobei der pH-Wert der eingesetzten Formulierung < 2,5 ist und die Summe der Komponen- ten (I), (II), (III) und (IV) mindestens 80 Gew. % bezüglich der Summe aller Bestandteile beträgt.
In einer bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens handelt es sich bei den unterirdischen Anlagen um ein Bohrloch oder das Reservoirgestein, besonders bevorzugt um das Bohrloch.
In einer ebenfalls bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens umfasst die unterirdische Formation Formationswasser mit darin gelösten Ionen ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+, und die Anlagen bzw. Anlagenteile stehen während der Ausführung des Verfahrens in Kontakt mit dem Formationswasser.
Zu der Erfindung ist im Einzelnen das Folgende auszuführen:
Zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird eine wässrige Formulierung eingesetzt, welche mindestens die Komponenten (I), (II), (III) und (IV) umfasst. Neben den Kompo- nenten (I) bis (IV) kann die verwendete Formulierung optional noch weitere Komponenten umfassen.
Als Komponente (I) umfasst die Formulierung Wasser. Als Komponente (II) umfasst die Formulierung Methansulfonsäure. ethansulfonsäure ist kommerziell erhältlich, beispielsweise in Reinform oder als ca. 70 Gew.-%ige wässrige Lösung.
Als Komponente (III) umfasst die mindestens ein mit Wasser mischbares, organisches Lösemittel. Die zu lösenden Ablagerungen in den Anlagen bzw. Anlagenteilen sind üblicherweise mit Öl benetzt, welches eine schnelle Auflösung der Ablagerungen behindert. Organische Lösemittel ermöglichen daher eine schnellere Ablösung. Die eingesetzten Lösemittel können ganz oder auch nur teilweise mit Wasser mischbar sein. Mindestbedingung ist, dass bei der eingesetzten Konzentration und unter den Einsatzbedingungen keine Phasentrennung von Wasser und organischem Lösemittel auftritt.
Beispiele für geeignete organische Lösemittel umfassen Alkohole wie Ethanol, n-Propnanol, i- Propanol, n-Butanol, i-Butanol, Glykole wie Ethylenglykol, Diethylenglykol, propylenglykol oder Glykolether wie beispielsweise Ethylenglykolmonobutylether. Selbstverständlich können auch Gemische mehrerer verschiedener wassermischbarer, organischer Lösemittel eingesetzt werden. Als Komponente (IV) umfasst die Formulierung mindestens einen Korrosionsinhibitor. Beispiele geeigneter Korrosionsinhinitoren umfassen Polyetherphospahte, Butindiol, Butindiolalkoxylate oder Alkylphosphate. Selbstverständlich können auch Gemische mehrerer verschiedener Korrosionsinhibitoren eingesetzt werden.
Erfindungsgemäß beträgt der pH-Wert der eingesetzten Formulierung < 2,5, bevorzugt < 2, und besonders bevorzugt e 1. Der pH-Wert kann vom Fachmann in prinzipiell bekannter Art und Weise leicht durch die Konzentration der Methansulfonsäure eingestellt werden. Beispiele weiterer -optional vorhandener- Komponenten der Formulierungen umfassen weitere Säuren neben der Methansulfonsäure, wie beispielsweise Salzsäure, Flusssäure, Ameisensäure oder Essigsäure oder Tenside. Komplexbildner können in Sonderfällen als weitere Komponenten in geringen Mengen vorhanden sein, sind aber bevorzugt nicht vorhanden. Erfindungsgemäß umfasst die Formulierung die Komponenten (I) bis (IV) in den folgenden Mengen(alle Angaben in Gew.-%):
(I) Wasser 15 - 98,98
(II) Methansulfonsäure 1 - 75
(III) Organische Lösemittel 0,01 - 5
(IV) Korrosionsinhibitoren 0,01 - 5
Bevorzugt können die folgenden Mengen eingesetzt werden (alle Angaben in Gew.-%): bevorzugt besonders bevor- ganz besonders zugt bevorzugt
(I) Wasser 44 - 94,8 56 - 89,6 66 - 83,6
(II) Methansulfonsäure 5 - 50 10 - 40 16 - 30
(III) Organische Lösemittel 0, 1 - 3 0,2 - 2 0,2 - 2
(IV) Korrosionsinhibitoren 0, 1 - 3 0,2 - 2 0,2 - 2
Erfindungsgemäß beträgt die Summe der Komponenten (I), (II), (III) und (IV) mindestens 80 Gew. % bezüglich der Summe aller Bestandteile, bevorzugt mindestens 90 Gew. %, besonders bevorzugt mindestens 95 Gew. % und ganz besonders bevorzugt 100 Gew. %, d.h. außer den Komponenten (I) bis (IV) sind keine weiteren Komponenten in der Formulierung vorhanden. Sofern weitere Komponenten überhaupt vorhanden sind, sollte deren Menge weiterhin in der Regel nicht 50 Gew.-%, bevorzugt 25 Gew. % und besonders bevorzugt 10 Gew. % der Menge der Komponenten (II), (III) und (IV) übersteigen. Im erfindungsgemäßen Verfahren wird die Formulierung zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen in unterirdischen Anlagen bzw. Anlagenteilen zur Förderung von Erdöl und/oder Erdgas und/oder Wasser aus unterirdischen Formationen eingesetzt. Bei den unterirdischen Formationen kann es sich um unterirdische Erdöl- und/oder Erdgaslagerstätten handeln, wobei die Erdöl- bzw. Gaslagerstätten neben Erdöl und/oder Erdgas mehr oder weniger stark salzhaltiges Formationswasser umfassen. Das Lagerstättenwasser kann natürlichen Ursprungs sein, oder es kann sich auch um Wasser handeln, welches in die Formation injiziert wurde. Zum Injizieren in Formationen kann Süßwasser oder auch Salzwasser ver- wendet werden. Beispielsweise kann es sich bei Salzwasser um Seewasser handeln oder auch um gefördertes Lagerstättenwasser, welches wieder injiziert wird.
Das Formationswasser kann insbesondere Alkalimetallionen und Erdalkalimetallionen sowie als Anionen Halogenidionen, insbesondere Chloridionen sowie andere Ionen wie Sulfationen han- dein. Insbesondere handelt es sich um Formationswasser, welches gelöste Erdalkalimetallionen, insbesondere solche ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+ sowie weiterhin gelöstes S04 2- umfasst.
Weiterhin kann es sich auch um Formationen handeln, aus denen ausschließlich Wasser geför- dert wird. Bei dem Wasser kann es sich um natürliches Wasser in der Formation handeln, oder um Wasser, welches in die Formation injiziert wurde, beispielsweise zur geothermischen Energiegewinnung.
Bei den unterirdischen Anlagen- bzw. Anlagenteilen handelt es sich um solche unterirdisch an- geordneten Anlagenteile, welche die unterirdische Formation hydraulisch mit der Erdoberfläche verbinden, d.h. um Anlagen bzw. Anlagenteile, die einen Fließweg für Erdöl, Erdgas und Wasser von der Formation an die Erdoberfläche gewährleisten. Insbesondere handelt es sich hierbei um Bohrlöcher einschließlich üblicher Einbauten von Bohrlöchern, wie beispielsweise die Bohrlochwandung aus Stahlrohren, Förderstränge, tail-pipes sowie deren Ausstattungen oder Pumpenelementen wie beispielsweise Rotoren, Statoren oder Pumpengestänge. Es kann sich auch um Reservoirgestein, insbesondere das das Bohrloch umgebende Reservoirgestein. Besonders bevorzugt handelt es sich um Bohrlöcher, insbesondere mit Stahlrohren ausgekleidete Bohrlöcher. Bei den Ablagerungen kann es sich um alle Arten von Erdalkalimetallsulfaten umfassenden Ablagerungen handeln. Beispiele umfassen CaS04, CaS04* Λ H20, CaS0 * 2 H20, SrS0 oder BaSC .
Neben den Erdalkalimetallsulfaten können die Ablagerungen noch andere Komponenten ent- halten. Zu nennen sind hier einerseits carbonatische Ablagerungen, wie CaC03 und/oder MgC03-Ablagerungen. Zum anderen können die Ablagerungen mit Ölen und/oder Ölbestandtei- len wie Paraffinen, Asphaltenen oder Napthenaten oder mit Rückständen von Korrosionsinhibitoren verunreinigt sein. Die Ablagerungen können sich an den inneren Wandungen der Anlagen bzw. Anlagenteile befinden, beispielsweise auf der Innenwandung von Bohrlöchern. Sie können aber beispielsweise auch Löcher ganz oder teilweise zugesetzt haben, beispielsweise die Perforation des Bohrlochs an der hydraulischen Verbindung zur Formation. Ablagerungen können sich auch innerhalb der Formation im Nahbereich um das Bohrloch befinden. Derartige Ablagerungen verhindern den Transport der Kohlenwasserstoffe zum Bohrloch.
Das erfindungemäße Verfahren wird ausgeübt, indem man die oben beschriebene Formulierung in die unterirdischen Anlagen bzw. Anlagenteile, insbesondere in das Bohrloch sowie optional in das Reservoirgestein eindrückt und auf die Ablagerungen einwirken lässt. Dies kann mittels üblicher Pumpen erfolgen, und der Druck wird vom Fachmann je nach den Verhältnissen gewählt. Mittels des Drucks kann der Fachmann beeinflussen, wie weit die Formulierung in die Anlagen bzw. Anlagenteile oder gegebenenfalls durch die Perforation in die Formation eindringen kann. Die Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen lösen sich unter dem Einfluss der wäss- rigen, methansulfonsäurehaltigen Formulierung. Die Einwirkzeit wird vom Fachmann je nach dem gewünschten Ergebnis bestimmt. Sie kann insbesondere 1 h bis 300 h, bevorzugt 2 h bis 200 h betragen, ohne dass die Erfindung auf diese Dauer beschränkt sein soll. Es ist denkbar, die Formulierung auf eine bestimmte Temperatur vorzuwärmen. Üblicherweise erwärmt sich die Formulierung in den Anlagen bzw. Anlagenteilen mit der Zeit auf die in diesen Anlagen oder Anlagenteilen vorherrschende Temperatur, wobei die Temperatur üblicherweise nicht gleichmäßig sein wird, sondern beispielsweise je nach Tiefe des Bohrlochs variabel ist.
In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung umfasst die unterirdische Formation For- mationswasser mit darin gelösten Ionen ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+, wobei die Anlagen bzw. Ahlagenteile während der Ausführung des Verfahrens in Kontakt mit dem Formationswasser stehen.
In einer Ausführungsform der Erfindung kann die Anlage bzw. das Anlagenteil, beispielsweise ein Bohrloch noch Reste des Ionen ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+ enthaltenden Formationswassers enthalten. Es ist der besondere Vorteil dieser Erfindung, dass ein vorheriges Spülen des Anlage bzw. der Anlagenteile vor dem In-Kontakt-bringen mit der erfindungsgemäß zu verwendenden Formulierung nicht erforderlich ist, weil die saure Methan- sulfonsäureformulierung zu keinen Ausfällungen mit den genannten Ionen führt. Weiterhin können die Anlage bzw. das Anlagenteil während der Ausführung des Verfahrens noch hydraulisch mit der Formation stehen, so dass noch Formationswasser in die Anlage oder das Anlagenteil einströmen kann und sich mit der sauren Formulierung vermischen kann. Es ist nicht erforderlich, die Anlage oder den Anlagenteil vollständig hydraulisch gegen die Formation abzuschotten.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird bei der Behandlung eines Bohrlochs das Bohrloch nicht gegenüber der Formation abgeschlossen, sondern die Verbindung zur Formation, beispielsweise über eine Perforation in der Bohrlochwandung bleibt offen. Bei dieser Ausführungsform kann man vorteilhaft das Einströmen von Formationswasser umfassend Ionen ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+ ins das Bohrloch zumindest teilweise durch Anlegen eines Drucks, welcher gleich oder größer ist als der Druck des Formationswassers verhindern. Bei etwa gleichem Druck wird es gleichwohl an der Kontaktstelle zu einer gewissen Vermischung von sauerer Formulierung und Formationswasser kommen. Bei einem Druck kann die saure Formulierung in die Formation einströmen, wo es ebenfalls zu einer Vermischung mit Formationswasser kommen kann. Dies hat im Gegensatz zu alkalischen Formulierungen mit Komplexbildnern aber keine Sekundärausfällungen zur Folge, welche die Formation verstopfen könnten.
Die folgenden Beispiele sollen die Erfindung näher erläutern:
In den Versuchen wurden die Fähigkeit von Salzsäure, Methansulfonsäure sowie eines Komplexbildner umfassenden kommerziellen Reinigers für Sulfatablagerungen untersucht.
Verwendete Materialien:
(A) Salzsäure, 10 Gew.%-ige Lösung in Wasser
(B) Methansulfonsäure, 20 Gew. %-ige Lösung in Wasser
(C) Kommerzieller Ablagerungslöser (SRW 85247 Baker Petrolite), enthält 30 bis 60 Gew.
% des Komplexbildners Dinatriumethanoldiglycinat sowie 1 bis 5 Gew. % NaOH in wässriger Lösung, verdünnt mit Wasser auf 20 Gew. % Reiniger, pH 10
(D) Kommerzieller Ablagerungslöser wie (C), verdünnt auf 20 Gew. % mit Wasser und HCl, pH 5
Calciumsulfat-Pulver (Afla Aesar) Allgemeine Versuchsvorschrift:
Jeweils 2 g des Caiciumsulfat-Pulvers wurden mit jeweils 40 ml der Löser (A), (B), (C) bzw. (D) in einem mit Teflon ausgekleideten geschlossenem Stahlgefäß bei verschiedenen Temperaturen und verschiedenen Zeiten von bis zu 168 h (d.h. 1 Woche) gelagert. Nach Versuchsende und Abkühlen auf Raumtemperatur wurde jeweils der Ca-Gehalt in der Lösung analysiert. Hierzu wurde der Mischung im Stahlgefäß EDTA zugegeben, um gelöstes Ca2+ am Ausfallen zu hindern und es wurde über einen sehr feinen Filter (0,2 μηη Filter) abfiltiert. Das Filtrat wurde zur Analyse verwendet. Es wurden Tests bei Raumtemperatur, 60°C und 90°C durchgeführt.
Die Ergebnisse sind in den Tabellen 1 , 2 und 3 zusammengestellt.
Die Ergebnisse zeigen, dass der Löser (C), welcher Komplexbildner und NaOH umfasst (pH 10) ein gutes Lösevermögen für Calcium aufweist. Säuert man einen solchen Löser aber auf pH 5 an, um das Problem der Sekundärausfällungen zu vermeiden (Versuch (D)), dann zeigt dieser Löser nur eine sehr geringe Wirkung.
Salzsäure und Methansulfonsäure haben eine ähnliche Wirkung, allerdings ist die Methansul- fonsäure bekanntermaßen deutlich weniger korrosiv als Methansulfonsäure.

Claims

Patentansprüche
Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen in unterirdischen Anlagen bzw. Anlagenteilen zur Förderung von Erdöl und/oder Erdgas und/oder Wasser aus unterirdischen Formationen, indem man eine wässrige Formulierung zum Lösen der Ablagerungen in die unterirdischen Anlagen eindrückt und auf die Ablagerungen einwirken lässt, dadurch gekennzeichnet, dass die wässrige Formulierung mindestens
(I) 15 Gew. % bis 98,98 Gew.-% Wasser,
(II) 1 Gew. % bis 75 Gew.-% Methansulfonsäure,
(III) 0,01 Gew. % bis 5 Gew.-% mindestens eines mit Wasser mischbaren, organischen Lösemittels, sowie
(IV) 0,01 Gew. % bis 5 Gew.-% mindestens eines Korrosionsinhibitors umfasst, wobei der pH-Wert der eingesetzten Formulierung < 2,5 ist und die Summe der Komponenten (I), (II), (III) und (IV) mindestens 80 Gew. % bezüglich der Summe aller Bestandteile beträgt.
Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Ablagerungen Calcium-, Strontium- und/oder Bariumsulfat umfassen.
Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei den Ablagerungen um Strontium- und/oder Bariumsulfat umfassende Ablagerungen handelt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Formation Formationswasser mit darin gelösten Ionen ausgewählt aus der Gruppe von Mg2+, Ca2+, Sr2+ und Ba2+ umfasst und die Anlagen bzw. Anlagenteile während der Ausführung des Verfahrens in Kontakt mit dem Formationswasser stehen.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4 dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei der Anlage um ein Bohrloch und/oder das angrenzende Reservoirgestein handelt.
Verfahren gemäß Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass man das Bohrloch während der Ausführung des Verfahrens nicht gegenüber der Formation absperrt.
Verfahren gemäß Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass man das Einströmen von Formationswasser ins das Bohrloch durch Anlegen eines Drucks, welcher gleich oder größer als der Druck des Formationswassers ist verhindert.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die wässrige Formulierung mindestens
(I) 44 Gew. % bis 94,8 Gew.-% Wasser,
(II) 5 Gew. % bis 50 Gew.-% Methansulfonsäure, (III) 0,1 Gew. % bis 3 Gew.-% mindestens eines mit Wasser mischbaren, organischen Lösemittels sowie
(IV) 0,01 Gew. % bis 3 Gew.-% mindestens eines Korrosionsinhibitors umfasst.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die wäss- rige Formulierung mindestens
(I) 66 Gew. % bis 83,6 Gew.-% Wasser,
(II) 6 Gew. % bis 30 Gew.-% Methansulfonsäure,
(III) 0,2 Gew. % bis 2 Gew.-% mindestens eines mit Wasser mischbaren, organischen Lösemittels, sowie
(IV) 0,2 Gew. % bis 2 Gew.-% mindestens eines Korrosionsinhibitors umfasst.
0. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei dem mit Wasser mischbaren, organischen Lösmittel um mindestens eines ausgewählt aus der Gruppe von Ethanol, n-Propanol, i-Propanol, n-Butanol, i-Butanol, Glykolen oder Gly- kolethern handelt.
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