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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung flüssiger Kohlenwasserstoffe bzw. Erdöl aus unterirdischen. solche Kohlenwasserstoffe führenden Lagerstätten. Speziell betrifft die Erfindung ein Verfahren zur Erdölgewinnung mittels Einpressen von verdicktem oder viskositätserhöhtem Alkohol durch eine Einpresssonde in die KW-führende Formation (Lagerstätte), um das dort befindliche Erdöl zu einer Fördersonde hin zu verdrängen, wo es gefördert, d. h. an die Erdoberfläche gebracht werden kann.
Im Normalfall wird anfangs das Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte unter Ausnutzung der natürlichen Lagerstättenenergie gewonnen, wobei die Träger dieser natürlichen Energie ein aktives Randwasser, eine Gaskappe oder das im Öl gelöste Gas sein können. Diese Periode (Förderung unter Ausnutzung der natürlichen La
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nicht mehr möglich ist, muss man zu sogenannten Sekundärmassnahmen greifen, um weiter Erdöl aus solchen Lagerstätten gewinnen zu können.
(Um eine optimale Förderung zu erzielen, wird man vielfach schon früher, bevor noch die natürliche Lagerstättenenergie erschöpft oder auch zu weitgehend vermindert ist, mit solchen
Sekundärmassnahmen beginnen. )
Die zur Zeit erfolgreichste und am häufigsten angewandte Methode, einer Lagerstätte sekundär Energie zuzuführen, um die natürliche Lagerstättenenergie ganz oder teilweise zu ersetzen, ist das Einpressen von Wasser. Dabei wird über eine oder mehrere Injektionssonden Wasser in die erdölführende Lagerstätte einge- presst, und so das Erdöl zu Fördersonden hin verdrängt, wo es gewonnen werden kann.
Dieses als"Wasserfluten" bekannte, sekundäre Gewinnungsverfahren ermöglicht es, über das durch die natürliche Lagerstättenenergie gewinnbare Erdöl hinaus, eine mehr oder weniger grosse, zusätzliche Ölmenge aus einer Lagerstätte zu fördern.
Ein solches Wasserflutverfahren weist aber eine Reihe von Nachteilen auf, deren Beseitigung die Menge des zusätzlich gewinnbaren Erdöls beträchtlich erhöhen kann.
Einer dieser Nachteile ist die meist ziemlich grosse Differenz zwischen der Viskosität des eingepressten Wassers und der Viskosität des zu verdrängenden Erdöls. Wasser hat eine Viskosität von 1 cP und weniger, die Viskosität von Erdöl kann von einigen cP bis zu einigen 1000 cP variieren.
Das Verhältnis der Viskosität des Wassers zu der des Erdöls ist aber, neben einigen andern Faktoren, dafür verantwortlich, dass das Flutwasser rascher durch die ölführende Formation strömt, als das weniger bewegliche Öl, an diesem in fingerartiger Ausbreitung vorbei fliesst, und so wesentliche Anteile von Erdöl eingeschlossen zurücklässt. Später nachgepresstes Wasser geht immer nur diese vorgebildeten Wege, so dass das insgesamt eingepresste Wasser bedeutend weniger Erdöl verdrängt, als es potentiell in der Lage wäre.
Dieser Nachteil des Wasserflutverfahrens wurde schon frühzeitig erkannt, und es wurden bereits eine ganze Reihe von Methoden vorgeschlagen, die Viskosität des Einpresswassers zu erhöhen, das Viskositätsverhältnis Wasser - Öl günstiger zu gestalten, um so in der Formation ein Vordringen des Wassers in breiter Frontzuerreichen, das fingerartige Strömen in bevorzugten Fliesskanälen zu verhindern. Auf diese Art kann unter bestimmten Voraussetzungen wesentlich mehr Erdöl aus einer Lagerstätte verdrängt werden.
Ein anderer Nachteil des Wasserflutens ist die relativ hohe Grenzflächenspannung zwischen Wasser und Öl.
Es gibt daher eine Reihe von bekannten Verfahren, die darauf zielen, die Grenzflächenspannung Wasser-Öl zu vermindern (Zusätze von oberflächenaktiven Substanzen zum Flutwasser) oder die Grenzfläche Wasser-Öl mehr oder weniger aufzulösen (Miscible-Drive, Orco-Verfahren, Alkohol-Slug).
Bei einem dieser Verfahren wird ein Alkohol oder ein Alkoholgemisch, das ganz oder teilweise sowohl im Erdöl wie im Wasser löslich ist, als Puffer vor dem Flutwasser in die Formation gepresst. Dadurch, dass dieser Alkohol zwischen das Öl und das Wasser geschoben wird, kommt theoretisch das Wasser mit Öl gar nicht mehr in Berührung. Die Flutfront bildet der Alkoholpuffer an dessen Vorderseite Öl gelöst ist, während an seiner Rückseite eine Durchmischung mit dem nachgepressten Wasser eintritt. Die Grenzfläche Öl - Wasser ist praktisch aufgelöst. Ein Nachteil dieses Verfahrens ist wieder das ungünstige Viskositätsverhältnis Alkohol - Erdöl, da die Viskosität des Alkohols noch niedriger ist, als die des Wassers.
Trotz der guten Mischbarkeit der beiden Flüssigkeiten dringt der viel beweglichere Alkohol in einer porösen, ölführenden Formation fingerförmig vor, und es zeigt sich, dass insbesondere in einer schon partiell mit Wasser gefluteten Lagerstätte der als Puffer eingepresste Alkohol vorzugsweise den vom Wasser vorgebildeten Fliesswegen folgt, mit den bereits umflossenen und eingeschlossenen Ölanteilen kaum in Berührung kommt und daher nur eine geringfügige Erhöhung der Ent- ölung bewirkt.
Die Erfindung betrifft nun ein Verfahren, durch geeignete Zusätze die Viskosität des als Puffer vor dem Flutwasser in eine erdölführende Formation eingepressten Alkohols oder eines Alkoholgemisches so zu erhöhen, dass es zu keiner fingerartigen Ausbildung der Flutfront in der Lagerstätte kommt, das Flutmedium in einer möglichst einheitlichen, geschlossenen Front in die Lagerstätte eingebracht werden kann, und dass in schon teilweise mit Wasser gefluteten Lagerstätten der Alkoholpuffer auch andere Formationsteile als die von Wasser bereits vorgebildeten Fliesswege erfüllt und durchdringt. Dabei wird das nachgepresste Wasser demAIRohol folgen, da der Fliesswiderstand für das Wasser infolge der mehr oder weniger vollständigen Auflösung der Grenzflächen Wasser-Öl in den vom Alkohol überfluteten Formationsteilen wesentlich verringert wird.
Die Erfindung betrifft somit ein Verfahren, zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte.
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die mindestens eine Einpresssonde und eine Fördersonde aufweist, durch Einpressen von Alkohol bzw. Gemischen von Alkoholen, beispielsweise aliphatischem Alkohol mit 1 bis 6 C-Atomen, vorzugsweise Isopropylalkohol, oder einem Gemisch solcher Alkohole, insbesondere einem Gemisch von 1 Teil Methylalkohol mit 9 Teilen Isopropylalkohol, beispielsweise in einem Volumen von etwa 0, 001 bis etwa 100/0, vorzugsweise von etwa 0, 1 bis etwa 5% des Porenvolumens der Lagerstätte, und gegebenenfalls anschliessendes Einpressen von Flutmedium, vorzugsweise reinem oder viskositätserhöhtem Flutwasser, als Verdrängungsmedium, das dadurch gekennzeichnet ist, dass dem Alkohol bzw.
dem Alkoholgemisch viskositätserhöhende Zusätze die in Alkoholen löslich, dispergier-bzw. emulgierbar sind, zugegeben werden. Der verdickte Alkohol (oder das verdickte Alkoholgemisch) verdrängt das Erdöl von der Einpresssonde zur Fördersonde hin, wo es gewonnen, d. h. zu Tage gefördert werden kann.
Im Sinne der Erfindung ist es also unwesentlich, ob der gesamte Verdrängungsvorgang mit verdicktem Alkohol durchgeführt wird, oder dieser nur als kleiner oder grösserer Puffer vor einem nachgepressten Flutmedium (z. B. Wasser) angewendet wird. Aus wirtschaftlichen Gründen ist es empfehlenswert, nur eine geringe Menge an verdicktem Alkohol, z. B. 0,05 bis 100/0 des zu verdrängenden Ölvolumens, oder des zu überflutenden Porenvolumens in die Formation einzupressen. Das weiter nach den Gegebenheiten der Lagerstätte notwendige Volumen an Verdrängungsmedium kann Wasser oder irgend ein anderes Flutmedium sein, das nach dem verdickten Alkohol (oder verdickten Alkoholgemisch) über die Einpresssonde in die Formation eingebracht wird.
Als Alkohol werden aliphatische Alkohole mit einer Kettenlänge bis zu 6 C-Atomen verwendet, wobei die Ketten geradlinig oder verzweigt sein können. Um zumindest eine teilweise Lösung sowohl im Erdöl, wie auch im Wasser zu gewährleisten, können auch Gemische beliebiger Zusammensetzung von zwei oder mehreren dieser Alkohole verwendet werden. Die Art des Alkohols oder des Alkoholgemisches richtet sich nach der Zusammensetzung des zu verdrängenden Erdöls und nach andern Faktoren.
Zum Beispiel kann Isopropylalkohol verwendet werden, oder ein Gemisch von Methylalkohol und Isopropylalkohol. Als Zusatz zum Alkohol oder einem Alkoholgemisch, um den gewünschten Effekt zu erreichen, kann jedes Mittel verwendet werden, das im Alkohol (oder in einem Gemisch von Alkoholen) gelöst dessen Viskosität erhöht. Dabei ist es unerheblich, ob es sich um eine "echte Lösung" oder eine Dispersion bzw. Emulsion handelt. Beim Einpressen in eine poröse Formation darf kein Filterkuchen gebildet werden. Die rheologischen Eigenschaften solcher Lösungen können durchaus von denen newtonischer Lösungen abweichen.
Das Mittel, das zur Erhöhung der Viskosität des Alkohols verwendet wird, muss weiter folgende Bedingungen erfüllen :
1. Es muss ausser in Alkohol auch in Erdöl und Wasser löslich oder dispergierbar bzw. emulgierbar sein, da es sonst in den Durchmischungszonen ausgefällt werden kann, was zu Verengungen oder Verstopfungen der Fliesswege in der porösen Formation führen würde.
2. Die mit ihm gebildete Lösung eines Alkohols erhöhter Viskosität muss unter den gegebenen Lagerstättenbedingungen stabil bleiben.
3. Es darf auch von den im Flutwasser oder Lagerstättenwasser vorhandenen Salzen nicht ausgefällt werden.
4. Soll als Flutmedium hinter dem Alkohol eine andere Flüssigkeit als Wasser in die Formation eingepresst werden, so muss es auch in dieser gut löslich sein.
Diese Forderung wird unter anderem z. B. von Polyvinylpyrrolidonen erfüllt. Ausser Polyvinylpyrrolidonen kommen noch Kohlenwasserstoffe, Polyvinylverbindungen, wie z. B. Polyvinylacetate oder-alkohole. gegebenenfalls unter Zusatz von oberflächenaktiven Stoffen in Frage. Die zu erreichende Viskosität soll mindestens 1, 5 cp, vorzugsweise aber etwa 3 bis 100 cP, betragen.
In einer speziellen Anwendungsform des Verfahrens wird dem Alkohol ein Polyvinylpyrrolidon der Formel
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In Tabelle 1 sind die Ergebnisse von Versuchen an losen Sanden, in Tabelle 2 von Versuchen an Bohrkernen zusammengestellt.
Für die Versuche an losen Sanden wurde eine Glaskolonne von 1, 20 m Länge und 3,5 cm Durchmesser mit einer konstanten Menge Sand bis zu einer bestimmten Marke aufgefüllt, mit Wasser gesättigt und anschliessend mit Gasöl (Viskosität 7, 4 cP) bis zur konstanten Restwassersättigung überflutet. Die so geschaffene Ölsättigung (Öl in der Lagerstätte) wurde als konstant angenommen, da sie nur um I : 1% bezogen auf das Porenvolumen variierte.
Die in Tabelle 1 angegebenen Werte sind Vol.-% Öl vom Öl in der Lagerstätte, die bei Verdrängung a) mittels reinem Flutwasser, b) mittels viskositätserhöhtem Flutwasser, c) mittels Isopropylalkohol und d) mittels viskositätserhöhtem Isopropylalkohol gefördert werden konnten.
Bei a) wurde mit Wasser so lange geflutet, bis kein Öl mehr gefördert werden konnte. Bei b) wurde daran anschliessend ein Puffer von 10% des Porenvolumens eines Wassers eingepresst, dessen Viskosität durch Zugabe einer wasserlöslichen Polymerverbindung auf 7 cP erhöht wurde und danach wieder mit reinem Flutwasser so lange geflutet, bis kein Öl mehr mitgefördert wurde.
Bei c) wurde nach a) ein Puffer von 5% des Porenvolumens eines technisch reinen Isopropylalkohols eingepresst und danach wieder mit Flutwasser bis zum Ende der Ölförderung geflutet.
Bei d) wurde nach a) ein Puffer von 5% des Porenvolumens eines Isopropylalkohols eingepresst, dessen Viskosität durch Zugabe von Polyvinylpyrrolidon auf 7 cp erhöht wurde und danach mit reinem Flutwasser geflutet, bis kein Öl mehr auftrat.
Tabelle l :
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<tb> Flutmedium <SEP> Entölung <SEP> (Vol.-% <SEP> vomÖlinderLagerstätt <SEP>
<tb> a) <SEP> reines <SEP> Flutwasser <SEP> 77, <SEP> 8% <SEP> (76 <SEP> bis <SEP> 811o) <SEP>
<tb> b) <SEP> viskositätserhöhtes <SEP> Flutwasser <SEP> 83, <SEP> 2% <SEP> (82 <SEP> bis <SEP> 840/0)
<tb> c) <SEP> Isopropylalkohol <SEP> 84, <SEP> 71o <SEP> (84 <SEP> bis <SEP> 8 <SEP> 61o) <SEP>
<tb> d) <SEP> viskositätserhöhter <SEP> Isopropylalkohol <SEP> 90,1% <SEP> (89 <SEP> bis <SEP> 91%)
<tb>
Die angegebenen Werte sind Mittelwerte aus einer Reihe von 10 Versuchen, wobei in der Klammer die Variationsbreite der Ergebnisse angegeben ist.
Bei den in Tabelle 2 zusammengestellten Entölungsversuchen wurden Bohrkerne aus der Matzener Badener Serie mit einer Durchlässigkeit von 350 bis 500 md verwendet (Länge 20 cm, Durchmesser 10 cm). Ansonsten wurde wie oben verfahren, nur wurde statt Gasöl ein Rohöl-Gasölgemisch mit einer Viskosität von 18 cP eingesetzt.
Tabelle 2 :
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<tb> Flutmedium <SEP> Entölung. <SEP> (Vol.-% <SEP> vom <SEP> Öl <SEP> in <SEP> der <SEP> Lagerstätte) <SEP>
<tb> a) <SEP> reines <SEP> Flutwasser <SEP> 60, <SEP> 2% <SEP> (59 <SEP> bis <SEP> 62%)
<tb> b) <SEP> viskositätserhöhtes <SEP> Flutwasser <SEP> 63, <SEP> 9% <SEP> (63 <SEP> bis <SEP> 65%)
<tb> c) <SEP> Isopropylalkohol <SEP> 64,4% <SEP> (63 <SEP> bis <SEP> 65%)
<tb> d) <SEP> viskositätserhöhter <SEP> Isopropylalkohol <SEP> 68,4% <SEP> (68 <SEP> bis <SEP> 69%)
<tb>
Auch hier sind die angegebenen Werte wieder Mittelwerte aus einer Reihe von jeweils 10 Versuchen und in der Klammer die Variationsbreite der Ergebnisse angegeben.
PATENTANSPRÜCHE :
1. Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, die mindestens eine Einpresssonde und eine Fördersonde aufweist, durch Einpressen von Alkohol bzw. Gemischen von Alkoholen, beispielsweise aliphatischem Alkohol mit 1 bis 6 C-Atomen, vorzugsweise Isopropylalkohol, oder einem Gemisch solcher Alkohole, insbesondere einem Gemisch von 1 Teil Methylalkohol mit 9 Teilen Isopropylalkohol, beispielsweise in einem Volumen von etwa 0,001 bis etwa 100/0, vorzugsweise von etwa 0, 1 bis etwa 5% des Porenvolumens der Lagerstätte, und gegebenenfalls anschliessendes Einpressen von Flutmedium, vorzugsweise reinem oder viskositätserhöhtem Flutwasser, als Verdrängungsmedium, dadurch gekennzeichnet. dass dem Alkohol bzw.
dem Alkoholgemisch, viskositätserhöhende Zusätze, die in Alkoholen löslich, dispergier-bzw. emulgierbar sind, zugegeben werden.