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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur verbesserten Entölung unterirdischer Erdöllagerstätten durch selektive und reversible Verringerung der Durchlässigkeit beim Heisswasser- und/oder Dampffluten.
Es ist beispielsweise aus der US-PS Nr. 4, 192, 755 bekannt, dem Rohöl in einer Pipeline oder in einem Bohrloch eine wässerige Lösung verschiedener oberflächenaktiver Mittel, welche die Oberflächenspannung des Öls herabsetzen und eine Öl-in-Wasser-Emulsion bilden, beizufügen.
Nach der US-PS Nr. 3, 732, 926 können als oberflächenaktive Mittel beim Dampffluten auch Verbindungen, wie Pyridin oder Chinolin, verwendet werden.
Nach der US-PS Nr. 3, 837, 401 kann beim Dampffluten der Temperaturverlust, den das heisse Flutmedium in der Injektionssonde auf dem Weg bis zur ölhaltigen Gesteinsschicht erleidet, dadurch vermindert werden, dass der Raum zwischen. Bohrrohr und Ummantelung mit kaltem Injektionsmedium, etwa Toluol, gefüllt wird. Durch das Bohrrohr fliesst heisses Toluol oder Toluol-Dampf nach unten und gibt dabei Wärme an das umgebende kalte Toluol ab, wobei die beiden Fliessgeschwindigkeiten so gesteuert werden, dass sich beide Temperaturen angeglichen haben, sobald die ölhaltige Schicht erreicht ist und die Entölung beginnt. Eine gleichmässige Entölung innerhalb der Lagerstätte kann dadurch nicht erreicht werden.
Dampffluten und Heisswasserfluten sind thermische EOR-Verfahren (EOR = Enhanced Oil Recovery) zur Gewinnung von Erdöl aus Lagerstätten und werden vorwiegend zur Förderung relativ dickflüssiger Öle oder Teere angewendet. Zur Erzielung eines guten Entölungsgrades muss das Verhältnis M der Mobilität des Flutmediums (Dampf bzw. Wasser) zur Öl-Mobilität erniedrigt werden. Dies geschieht beim Dampffluten und beim Heisswasserfluten durch Aufheizung der Lagerstätte mittels des Wärmeinhaltes der Flutmedien. Da die Öl-Viskosität bei Temperaturerhöhung meist stärker abnimmt als die Viskosität der Flutmedien, wird das Mobilitätsverhältnis M verbessert und dadurch eine Erhöhung des Entölungsgrades der Lagerstätte erreicht.
Im Idealfall einer Dampf- oder Heisswasserflutung breitet sich die erwärmte Zone gleichmässig in der Lagerstätte aus und das Flutmedium verdrängt das Öl gleichmässig zu den Fördersonden.
Dies ist in der Praxis jedoch nie der Fall, da Lagerstätten nicht homogen sind und aus Schichten mit unterschiedlichen Eigenschaften bestehen, die durch impermeable Einlagerungen voneinander getrennt sein können. Es entstehen Kanäle, in denen sich ein Teil des Flutmediums schneller vorwärtsbewegt und frühzeitig zur Produktionssonde gelangt. Dies soll etwa nach der US-PS Nr. 4, 250, 963 dadurch verhindert werden, dass mit dem Wasserdampf ein Monomeres, wie z. B.
Styrol, mitgeführt wird, das an der Temperaturfront kondensiert und bei einer Temperatur unterhalb von zirka 120 C zu Polystyrol polymerisiert. Der Nachteil dieses und vieler ähnlicher Polymersationsverfahren besteht darin, dass die Polymerisation irreversibel ist, wodurch die Lagerstätte an dieser Stelle für immer verstopft bleibt.
Nach der US-PS Nr. 4, 232, 741 wird in einem sehr komplizierten Verfahren mit Hilfe einer stickstofferzeugenden Substanz, einer oberflächenaktiven Substanz, eines pH-Kontrollsystems und einer säurefreisetzenden Substanz an einer gewünschten Stelle der unterirdischen Formation ein Schaum erzeugt, der ebenfalls die Formation verstopft. Abgesehen davon, dass es sehr schwierig ist, in einer weitgehend unbekannten unterirdischen Formation ein so kompliziertes Verfahren an einer ganz bestimmte Stelle ablaufen zu lassen, bewirkt die Schaumbildung eine einmalige Verstopfung, die so lange dauert, als der Schaum existiert. Nach Zusammenbruch des Schaumes ist die Formation an dieser Stelle wieder durchlässig, und es kann wieder Kanalbildung eintreten.
Ein weiterer Grund für eine Kanalbildung und damit für eine ungenügende Entölung der Lagerstätte besteht darin, dass Wasserdampf eine wesentlich geringere Dichte als Öl hat und daher die Dampfzunge danach strebt, den obersten Teil der Lagerstättenschicht einzunehmen und in Form eines schmalen Fingers die Produktionssonde zu erreichen. Dies soll nach CA-PS Nr. 1, 080, 614 dadurch verhindert werden, dass der injizierte Dampf, der üblicherweise einen mehr oder minder grossen Anteil an Wasser enthält, in eine gasförmige und eine flüssige Phase aufgetrennt, und die flüssige Phase oberhalb der gasförmigen Phase in die Formation eingebracht wird.
Abgesehen von dem zusätzlichen apparativen Aufwand wird auch hier die Gasphase das Bestreben haben, nach oben zu wandern und mit der flüssigen Phase konkurrieren und der
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unterste Teil der Lagerstätte wird wieder nicht vom Flutmedium erfasst werden. Ist die Lagerstätte inhomogen, und diese Inhomogenität wie im Normalfall nicht vorauszuberechnen, wird die Gasphase unvorhersehbare Finger bilden und der Flüssigphase unter Bildung von Kanälen wieder voraus- eilen.
Demgegenüber konnte nun ein Verfahren zur Entölung unterirdischer Lagerstätten gefunden werden, bei dem die Durchlässigkeit einer unterirdischen Formation selektiv an den Stellen höchster Permeabilität und in reversibler Form verringert wird. Die Verringerung der Permeabiltät des Gesteins für das Flutmedium ist eine Verringerung des Verhältnisses M der Mobilität des
Flutmediums zur Öl-Mobilität gleichzusetzen, was zu einer Erhöhung des Entölungsgrades führt.
Gegenstand der Erfindung ist demnach ein Verfahren zur verbesserten Entölung unterirdischer
Erdöllagerstätten durch selektive und reversible Verringerung der Durchlässigkeit beim Heisswasser- und/oder Dampffluten, das dadurch gekennzeichnet ist, dass über eine oder mehrere Injektionsbohrungen zumindest zeitweise Heisswasser und/oder Wasserdampf als Flutmedium in die Lagerstätte injiziert wird, das in wirksamer Menge eine oder mehrere bei Lagerstättentemperatur wenig wasser- und öllösliche, in Heisswasser und/oder Wasserdampf jedoch gut lösliche oder flüchtige Substanzen, deren Schmelzpunkt über der Lagerstättentemperatur liegt, enthält, die sich mit dem Heisswasser oder dem Dampf durch die Lagerstätte bewegen und die bevorzugt an jenem Teil der Temperaturfront, der sich am raschesten vorwärtsbewegt,
durch Abscheiden als Feststoff die Poren der Lagerstätte temporär und reversibel verengen, bis sich durch nachströmendes Flutmedium der Feststoff wieder auflöst oder verflüchtigt, wodurch insgesamt eine areale und vertikale Vergleichmässigung der Temperaturfront erfolgt.
Nach dem erfindungsgemässen Verfahren wird eine Substanz mit einem Schmelzpunkt über der Lagerstättentemperatur, üblicherweise über 80 C, welche im Flutmedium Heisswasser gut löslich oder mit dem Flutmedium Dampf flüchtig ist und bei der initialen Lagerstättentemperatur wenig löslich ist, zusammen mit dem heissen Flutmedium durch eine Injektionssonde in die Lagerstätte gepresst und bis zur Temperaturfront transportiert, wo sie sich abkühlt, verfestigt, d. h. üblicherweise kristallisiert und in diesem Bereich die Permeabilität für das Flutmedium verringert. Im nachströmenden heissen Flutmedium löst sich oder sublimiert die Substanz gemäss ihren physikalischen Eigenschaften und das Flutmedium zusammen mit der gelösten oder verdampften Substanz wandert weiter, bis sich die Substanz neuerlich an der Temperaturfront abscheidet.
Die Abscheidung der Substanz als Feststoff und damit die Reduktion der Permeabilität für das Flutmedium ist temporär und reversibel, es findet in der Lagerstätte ein ständiger Wechsel zwischen Abscheidung und Wiederauflösung bzw. Verdampfung im Flutmedium statt, das Flutmedium transportiert einen Substanzpolster jeweils zur Temperaturfront.
Der Entölungsgrad setzt sich aus dem grossräumig wirksamen volumetrischen Flutwirkungsgrad Ev und dem lokal wirksamen Verdrängungsgrad Ed zusammen. Zunächst werden die Vorgänge beschrieben, die zur Erhöhung des Flutwirkungsgrades durch die erfindungsgemässen Massnahmen führen.
Bildet aus einem der vorerwähnten Gründe das Flutmedium einen Kanal oder Finger, so wird in diesem Finger nicht nur mehr Flutmedium als im langsamer durchfluteten Teil der Lagerstätte nach vorne bewegt, es ist auch in diesem Finger mehr Substanz enthalten, da sie mit dem Flutmedium nachgebracht wird und sich das Flutmedium wesentlich rascher vorwärtsbewegt als die Temperaturfront. Je mehr Substanz sich an der Temperaturfront abscheidet, umso grösser ist die Reduktion der Permeabilität, umso kleiner wird die Geschwindigkeit des Flutmediums, umso weniger Wärme steht zur Aufwärmung des betreffenden Teiles der Lagerstätte und damit zur Fortbewegung der Temperaturfront in diesem Teil zur Verfügung. In diesem Teil der Lagerstätte wird die rasche Fortbewegung der Temperaturfront durch die erfindungsgemässe Massnahme verlangsamt.
Jene andern Teile der Lagerstätte, die ausserhalb der Hauptfliessrichtungen liegen, weil sie entweder von vornherein eine geringere Permeabilität besitzen oder in Anbetracht der Sondenanordnung ungünstig liegen, haben sich aber inzwischen ebenfalls, jedoch entsprechend langsamer vorwärtsbewegt. Ihnen wurde Gelegenheit zum Aufholen gegeben, so dass insgesamt eine Vergleichmässigung der Frontgeschwindigkeit in einem selbstregulierenden Prozess erfolgt.
Ähnlich wie dieser grossräumig auftretende Effekt, der den volumetrischen Flutwirkungsgrad Ev
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erhöht, indem auch jene Teile der Lagerstätte erfasst und entölt werden, die sonst nicht vom Flutmedium erreicht werden, kann auch eine Erhöhung des Ölverdrängungsgrades Ed im lokalen Bereich der Porenkanäle auftreten. Dieser lokale Effekt ist vorwiegend im Bereich der Heisswasserflutung nachweisbar, wo der relativ schlechte, niedrige Verdrängungsgrad bedeutend verbessert werden kann. Es ist bekannt, dass dann, wenn im Lagerstättengestein nebeneinander zwei Phasen, Wasser und Öl, fliessen, ein Teil der möglichen Fliesswege, der sogenannten Porenkanäle, ölführend, der andere Teil wasserführend ist.
Nach dem erfindungsgemässen Verfahren bewegt sich das heisse Flutmedium zusammen mit der gelösten oder verdampften Substanz vorerst ebenfalls in den wasserführenden Porenkanälen, da jedoch bei Abkühlung an der Temperaturfront gerade diese wasserführenden Porenkanäle durch Ausscheidung fester Substanz verengt werden, wird das heisse Flutmedium gezwungen, auf ölhaltige Porenkanäle auszuweichen und auch diese zu entölen. Es wird somit auch der Verdrängungsgrad Ed erhöht. Nachströmendes Flutmedium nimmt den Feststoff wieder auf und transportiert ihn weiter.
Als Flutmedium im erfindungsgemässen Verfahren dienen sowohl Heisswasser als auch Wasserdampf oder eine Mischung von beiden. Heisswasser hat üblicherweise eine Injektionstemperatur
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um Gemische aus Dampf und Kondensat bzw. Nassdampf unterschiedlicher Qualität handeln kann.
Die in der vorliegenden Beschreibung verwendeten Ausdrücke "Wasser" und "Heisswasser" umfassen sowohl mit dem Dampf mitgeführte Wassertröpfchen als auch Dampfkondensat, Süsswasser und Wasser aller Salinitätsgrade, wie sie in Lagerstätten vorkommen (0 bis 300 kg Salz/m3).
Wird eine Reduktion der Permeabilität für das Flutmedium Heisswasser angestrebt, so wird eine Substanz verwendet, die eine geringe Löslichkeit in kaltem Wasser, insbesondere eine Löslichkeit von weniger als 3 kg/m3 Wasser bei 200C und gute Löslichkeit in heissem Wasser, insbesondere eine Löslichkeit von mehr als 5 kg/m3 Wasser bei 200 C und eine geringe Öllöslichkeit, insbesondere von weniger als 3 kg/m3 Öl bei 20 C aufweist. Ihr Schmelzpunkt liegt über der Lagerstättentemperatur, meist über 80 C, insbesondere über 150 C, unter Lagerstättenbedingungen ist sie thermisch und chemisch ausreichend beständig.
Beispiele für solche heisswasserlösliche Substanzen sind starre aromatische mehrfach hydroxylierte Verbindungen, wie z. B. 2, 6-Dihydroxynaphthalin oder 1, 5-Dihydroxynaphthalin, substituierte oder nicht substituierte Bis-, Tris- oder Tetra-p-hydroxyphenylalkane oder -alkene oder daraus abgeleitete Verbindungen, wie z. B. Leukoaurin, oder schwerlösliche Aminosäuren, wie z. B. Tyrosin, besonders bevorzugt ist 1, 5-Dihydroxynaphthalin.
Wird eine Reduktion der Permeabilität für das Flutmedium Dampf angestrebt, so wird eine Substanz verwendet, deren Schmelzpunkt ebenfalls oberhalb der Lagerstättentemperatur, meist über 120 C, insbesondere über 200 C, liegt und die sich bei dieser Temperatur in dem ihrem Dampfdruck entsprechenden Ausmass in gasförmigem Zustand befindet. Sie weist bei 3000C etwa einen Dampfdruck von mehr als 0, 01 bar, insbesondere mehr als 0, 03 bar, auf, ebenso besitzt sie geringe Löslichkeit in kaltem Wasser und in Öl sowie ausreichende thermische und chemische Beständigkeit unter Lagerstättenbedingungen. Beispiele für solche sublimierbare Verbindungen sind mehrkernige Verbindungen mit starrer Molekülstruktur, wie z. B. 9, 10-Anthrachinon oder Acridon.
Das erfindungsgemässe Verfahren ist sowohl bei der Ölverdrängung durch Heisswasser mit einer heisswasserlöslichen Substanz als auch bei der Ölverdrängung durch Dampf mit einer dampfflüchtigen Substanz einsetzbar. Da beim Dampffluten üblicherweise Nassdampf injiziert wird, ist es weiters sowohl möglich, eine flüchtige Substanz als auch eine im Heisswasseranteil des Nassdampfes gelöste Substanz als auch beide Substanzen nebeneinander oder nacheinander einzubringen.
Die flüchtige Substanz übt ihre permeabilitätsreduzierende Wirkung beim Übergang vom gasförmigen in den festen Zustand an der Kondensationsfront des Dampfes aus, während die heisswasserlösliche Substanz sich am Übergang von Heisswasserzone zu Kaltwasserzone so lange abscheidet, bis sie vom nachfolgenden Heisswasser wieder aufgelöst und weiter transportiert wird, wobei das Heisswasser teils vom Wasser des Nassdampfes stammt, teils durch Kondensation
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der Dampfphase gebildet wurde und auch Anteile von Injektionswasser und Lagerstättenwasser enthalten kann.
Das erfindungsgemässe Verfahren bewirkt beim Heisswasserfluten sowohl Verbesserung des Flutwirkungsgrades Ev als auch des Verdrängungsgrades Ed'und beim Dampffluten, wo vor allem die Gefahr der Zungenbildung und des"overridings", der Dampfkanalbildung am oberen Teil einer mächtigen Schicht, besteht, vor allem eine Verbesserung des volumetrischen Flutwirkungsgrades Ev. Das erfindungsgemässe Verfahren kann bei allen Lagerstätten eingesetzt werden, die sich für thermische Entölungsverfahren eignen, insbesondere bei Ölen mit einer Dichte zwischen 11 und 25 API, einer Viskosität zwischen 20 und 100000 mPas einer Porosität des Lagerstättengesteins von über 15% und einer Permeabilität von über 0, 05. 10-12 m2.
Da sich die Temperaturfront wesentlich langsamer als die Front des Flutmediums zur Fördersonde hin bewegt, ist das Verfahren sowohl bei Beginn eines Flutverfahrens als auch während des Verfahrens solcher Flutprozesse durch Nachschicken eines Substanzpolsters möglich.
Die Substanz wird mit dem Flutmedium in einer Konzentration von etwa 0, 0002 bis 0, 3 kg Substanz/kg Flutmedium eingebracht. Wird die Substanz kontinuierlich eingebracht, so beträgt die Konzentration etwa 0, 0002 bis 0, 05 kg Substanz/kg Flutmedium, wird sie diskontinuierlich zur Erreichung eines Substanzpolsters eingebracht, so beträgt die Konzentration etwa 0, 002 bis 0,3 kg Substanz/kg Flutmedium. Sie kann auch in Form einer gesättigten Lösung eingebracht werden.
Die erfindungsgemässe Reduktion der Permeabilität wird mit dem Reduktionsfaktor R, dem Verhältnis der Permeabilität nach Substanzsättigung zur initialen Permeabilität, ausgedrückt.
Die bei der Durchführung des Verfahrens zur Erzielung der Permeabilitätsreduktion notwendige Substanzmenge ist gering. Aus Beispiel 1, Tabelle 2, ist ersichtlich, dass im Falle der Substanz A bei einer Substanzsättigung von nur 0, 64% des Porenvolumens (PV) der Reduktionsfaktor 0, 45, bei einer Substanzsättigung von 0, 84% PV der Reduktionsfaktor 0, 22 und bei einer Substanzsättigung von 1, 37% des PV der Reduktionsfaktor 0, 04 beträgt. Das bedeutet, dass die Abscheidung von Substanz A als Feststoff im Ausmass von nur 0, 64% des Porenvolumens ausreicht, um die Permeabilität auf zirka den halben Wert (0, 45) zu reduzieren. Sind 0, 84% PV mit Substanz erfüllt, beträgt die Permeabilität nur mehr 22% und wenn 1, 37% des PV von Substanz erfüllt sind, beträgt die Permeabilität nur mehr 4% des Anfangswertes.
In Beispiel 2 wird gezeigt, dass durch Einsatz einer mit Dampf sublimierbaren Substanz ebenfalls die Permeabilität reduziert wird. Während im Versuch ohne Substanz infolge der niedrigeren Viskosität des Dampfes gegenüber Wasser die Druckdifferenz sank und nach 1,8% PV nicht mehr messbar war, wurde im erfindungsgemässen Versuch mit Abscheidung der Substanz B im Porenraum die Druckdifferenz zwischen Kerneingang und Kernausgang immer grösser, die Permeabilität des Gesteins für die Dampfphase wurde erniedrigt. Für die Lagerstätte bedeutet eine Permeabilitätsreduktion für die Dampfphase eine Verringerung des Mobilitätsverhältnisses M, was sich vor allem in einer Erhöhung des grossräumigen Flutwirkungsgrades auswirkt.
Während die Beispiele 1 und 2 angeben, dass Substanzen in ein Lagerstättengestein eingebracht werden können und dort die Permeabilität für die Wasser- bzw. Dampfphase reduzieren, zeigen die Beispiele 3 und 4, dass die Permeabilitätsreduktion in der Lagerstätte reversibel ist, die abgeschiedene Substanz kann wieder ausgetrieben und weitertransportiert werden. Die
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Reduktionsfaktor 0, 92 beträgt, und die Substanz A vollständig aufgelöst und aus dem Bohrkern entfernt werden konnte. Die Abweichung des Reduktionsfaktors vom theoretischen Wert 1 erklärt sich einerseits aus der Messtoleranz, anderseits durch mögliche Strukturänderung des Bohrkernes auf Grund von Quellungs- bzw. Schrumpfungsvorgängen der Tonmineralien.
Beispiel 5 zeigt, dass durch Heisswasserfluten unter Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens auch bei Anwesenheit von Öl im Lagerstättengestein eine Reduktion der Permeabilität sowie eine Mehrentölung stattfindet. Wie aus der Tabelle 8 hervorgeht, beträgt der Ölverdrängungs-
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grad Ed bei herkömmlichem Heisswasserfluten ohne Substanzzusatz 0, 34, 0, 35 und 0, 33, bei erfindungsgemässem Fluten mit Substanz A 0, 46, 0, 42 und 0, 42 und bei erfindungsgemässem Fluten mit Substanz C 0, 46 und 0, 49. Dies bedeutet sowohl unter Anwendung von Substanz A als auch von Substanz C eine beträchtliche Mehrentölung.
Während eine Verbesserung des grossräumigen Flutwirkungsgrades Ev auf Grund der Permeabilitätsreduktion und der daraus resultierenden Verbesserung des Mobilitätsverhältnisses M abgeleitet werden kann, konnte der Anteil des Verdrängungsgrades Ed an der Mehrentölung direkt in der Flutapparatur nachgewiesen werden.
Beispiel 6 zeigt, dass beim Dampffluten ölhaltiger Bohrkerne mit einer in der Dampfphase wirksamen Substanz unter Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens die Druckdifferenz zwischen Kerneingang und Kernausgang gegenüber dem Vergleichsversuch wesentlich erhöht war. Diese erhöhte Druckdifferenz entspricht einer verminderten Permeabilität und somit einem grossräumig erhöhten Flutwirkungsgrad Ev in der Lagerstätte, der in einem kleinen Bohrkern nicht zum Ausdruck kommen kann, sondern nur in einem Feldversuch zu demonstrieren ist. Die Entölungsdaten in Tabelle 9 ziegen, dass durch Einbringen von dampfförmiger Substanz B keine Beeinträchtigung der andern Komponente des Gesamt-Entölungsgrades, nämlich des Verdrängungsgrades Ed, erfolgte.
Beispiel 1 : Reduktion der Permeabilität in wässeriger Phase
Für die Flutversuche wurden zylindrisch geschnittene Bohrkerne aus Valendis-Sandstein mit einer Porosität von zirka 23%, einer Permeabilität im Bereich von 0, 9 bis 2, 5. 10-12m2, einem Durchmesser von 3, 9 cm und einer Länge von 50 cm als Modellformation eingesetzt. Jeder Kern wurde in ein Stahlrohr eingeführt und beidseitig mit einer temperaturbeständigen Zementmischung vergossen. Die Stahlrohre wurden dann an den Stirnseiten mit Flanschen verschweisst. Die so vorbereiteten Kerne wurden evakuiert, mit Kohlendioxyd geflutet, wieder evakuiert und dann mit deionisiertem Wasser gesättigt. Während des Durchpumpens von deionisiertem Wasser bei 20 C wurde der Differenzdruck zwischen Kerneingang und Kernausgang gemessen.
Mit Hilfe der Darcy-Gleichung wurde daraus die initiale Permeabilität des betreffenden Kernes berechnet.
In eine druckfeste, thermostatierbare Flutanlage, welche mit Temperaturmesseinrichtung, Manometer am Eingang und am Ausgang sowie einem Druckhalteventil ausgerüstet war, wurde
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Substanzbehälter gepumpt. Im Substanzbehälter befand sich die in Glaswolle eingebettete Substanz A, deren relevante physikalische Daten in Tabelle 1 festgehalten sind.
Tabelle 1
Substanz A :
Chemische Zusammensetzung : 1,5-Dihydroxynaphthalin Schmelzpunkt : 2650C
Dichte : 1, 50. 103 kg/m3
Löslichkeit in destilliertem Wasser :
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<tb>
<tb> Temperatur <SEP> (OC) <SEP> 20 <SEP> 60 <SEP> 100 <SEP> 150 <SEP> 160 <SEP> 170 <SEP> 180 <SEP> 200 <SEP> 250
<tb> Löslichkeit <SEP> (kg/m3) <SEP> 0, <SEP> 46 <SEP> 1, <SEP> 12 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 10 <SEP> 13 <SEP> 17 <SEP> 21 <SEP> 33 <SEP> 100 <SEP>
<tb>
Die bei 1500C gesättigte Lösung von Substanz A wurde in den Kern injiziert. Nach Durchfluss
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der Substanz in fester Form im Porenraum initiiert und die erwünschte Sättigung des Porenraumes mit Substanz A hergestellt. Schliesslich wurde erneut die Permeabilität bei 20 C bestimmt.
Die erfindungsgemässe Reduktion der Permeabilität wird mit dem Reduktionsfaktor R, dem Verhältnis der Permeabilität nach Substanzsättigung zur initialen Permeabilität, ausgedrückt. Der gleiche Vorgang wurde mit andern, aber gleichartigen Kernen bei 160,170 und 180 C mit bei diesen Temperaturen gesättigten Lösungen der Substanz A wiederholt. Zum Vergleich wurde ferner ein Flutversuch ohne Substanz A mit reinem Wasser bei 150 C durchgeführt.
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Die Ergebnisse sind in Tabelle 2 zusammengefasst. Die Menge der in 1 PV zurückgebliebenen festen Substanz (Sättigung Ss in Volumsprozenten) ergibt sich aus der Löslichkeitsdifferenz der Substanz vor und nach der Abkühlung.
Tabelle 2
Reduktion der Permeabilität als Funktion der Sättigung der
Gesteinsporen mit Substanz A
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<tb>
<tb> Substanz <SEP> keine <SEP> A <SEP> A <SEP> A <SEP> A
<tb> Fluttemperatur <SEP> (OC) <SEP> 150 <SEP> 150 <SEP> 160 <SEP> 170 <SEP> 180
<tb> Flutmenge <SEP> (PV) <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 1 <SEP> 1, <SEP> 1 <SEP> 1, <SEP> 0 <SEP>
<tb> Abkühlzeit <SEP> (h) <SEP> 24 <SEP> 50 <SEP> 24 <SEP> 20 <SEP> 48
<tb> Initiale <SEP> Permeabilitätsmessung <SEP> :
<SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (m3 <SEP> s' <SEP> . <SEP> l <SEP> -9) <SEP> 49, <SEP> 4 <SEP> 47, <SEP> 2 <SEP> 48, <SEP> 6 <SEP> 28, <SEP> 1 <SEP> 50, <SEP> 0 <SEP>
<tb> Differenzdruck <SEP> (bar) <SEP> 0, <SEP> 14 <SEP> 0, <SEP> 08 <SEP> 0, <SEP> 14 <SEP> 0, <SEP> 10 <SEP> 0, <SEP> 09 <SEP>
<tb> Permeabilität <SEP> (m2. <SEP> dz <SEP> 1, <SEP> 48 <SEP> 2, <SEP> 47 <SEP> 1, <SEP> 45 <SEP> 1, <SEP> 17 <SEP> 2, <SEP> 32 <SEP>
<tb> Permeabilitätsmessung <SEP> nach <SEP> Sättigung <SEP> :
<SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (m3 <SEP> s <SEP> -1. <SEP> 10 <SEP> -9) <SEP> 48, <SEP> 6 <SEP> 50, <SEP> 0 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP> 28, <SEP> 3 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP>
<tb> Differenzdruck <SEP> (bar) <SEP> 0, <SEP> 14 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 44 <SEP> 0, <SEP> 65 <SEP> 1, <SEP> 35 <SEP>
<tb> Permeabilität <SEP> (m <SEP> 2. <SEP> 10-12) <SEP> 1, <SEP> 45 <SEP> 1, <SEP> 10 <SEP> 0, <SEP> 32 <SEP> 0, <SEP> 18 <SEP> 0, <SEP> 10 <SEP>
<tb> Reduktionsfaktor <SEP> R <SEP> 0, <SEP> 98 <SEP> 0, <SEP> 45 <SEP> 0, <SEP> 22 <SEP> 0, <SEP> 16 <SEP> 0, <SEP> 04 <SEP>
<tb> Sättigung <SEP> S <SEP> (% <SEP> PV) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 64 <SEP> 0, <SEP> 84 <SEP> 1, <SEP> 10 <SEP> 1, <SEP> 37 <SEP>
<tb>
PV : Porenvolumen
Reduktionsfaktor R : Verhältnis der Permeabilität nach Substanzsättigung zur initialen Permeabilität
Sättigung Ss :
Sättigung mit Substanz in % des PV
Beispiel 2 : Reduktion der Permeabilität in der Dampfphase
Als Kernmaterial wurden Bohrkerne mit 6 cm Durchmesser und 60 cm Länge des in Beispiel 1 beschriebenen Valendis-Sandsteins eingesetzt. Die in Stahlrohre eingebauten Kerne wurden evakuiert, mit Kohlendioxyd geflutet, wieder evakuiert und dann mit deionisiertem Wasser gesättigt.
Deionisiertes Wasser wurde mit konstanter Rate in den Wirbelschichterhitzer der Flutanlage gepumpt. Durch Verdampfung wurde Sattdampf von 275 C erzeugt. Im Substanzbehälter befand sich sublimierbare Substanz B, in Glaswolle eingebettet. In Tabelle 3 sind die relevanten physikalischen Daten der Substanz B festgehalten.
Tabelle 3
Substanz B :
Chemische Zusammensetzung : 9, 10-Anthrachinon Schmelzpunkt : 2860C
Dichte : 1, 44. 103 kg/m3
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<tb>
<tb> Temperatur <SEP> ( C) <SEP> 100 <SEP> 180 <SEP> 200 <SEP> 220 <SEP> 245 <SEP> 275
<tb> Dampfdruck <SEP> (mbar) <SEP> 0, <SEP> 002 <SEP> 0, <SEP> 73 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 6, <SEP> 7 <SEP> 23 <SEP> 85
<tb>
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Der aus dem Substanzbehälter austretende, bei 275 C mit Substanz B gesättigte Sattdampf wurde in den Bohrkern injiziert. Der Verlauf der Druckdifferenz zwischen Kerneingang und Kernausgang, welcher ein Mass für die Permeabilität darstellt, wurde aufgezeichnet.
Zum Vergleich wurde ein analoger Versuch ohne Substanz B, aber unter sonst gleichen Bedingungen durchgeführt.
Die Ergebnisse sind in Tabelle 4 dargestellt.
Tabelle 4
Reduktion der Permeabilität des Gesteins für Dampf
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<tb>
<tb> Substanz <SEP> keine <SEP> B
<tb> Temperatur <SEP> (OC) <SEP> 275 <SEP> 275
<tb> Injektionsrate <SEP> (m3. <SEP> s-1. <SEP> lO-9) <SEP> 18, <SEP> 1 <SEP> 18, <SEP> 2 <SEP>
<tb> Geschwindigkeit <SEP> der
<tb> Dampffront <SEP> (m. <SEP> s <SEP> -1. <SEP> 10-6) <SEP> 13, <SEP> 6 <SEP> 13, <SEP> 9 <SEP>
<tb> Transportkapazität <SEP> des
<tb> Dampfes <SEP> (kg/kg)-0, <SEP> 0127
<tb> Sättigung <SEP> mit <SEP> Substanz <SEP> S <SEP> (% <SEP> PV)-1, <SEP> 9 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> (bar) <SEP> als <SEP> Funktion
<tb> der <SEP> Injektionsmenge <SEP> :
<SEP>
<tb> 0, <SEP> 5 <SEP> PV <SEP> 0, <SEP> 06 <SEP> 0, <SEP> 07 <SEP>
<tb> 0, <SEP> 8 <SEP> PV <SEP> 0, <SEP> 05 <SEP> 0, <SEP> 08 <SEP>
<tb> 1, <SEP> 0 <SEP> PV <SEP> 0, <SEP> 03 <SEP> 0, <SEP> 08 <SEP>
<tb> 1, <SEP> 2 <SEP> PV <SEP> 0, <SEP> 02 <SEP> 0, <SEP> 08 <SEP>
<tb> 1, <SEP> 5 <SEP> PV <SEP> 0, <SEP> 01 <SEP> 0, <SEP> 12 <SEP>
<tb> 1, <SEP> 8 <SEP> PV <SEP> unter <SEP> 0, <SEP> 01 <SEP> 0, <SEP> 22 <SEP>
<tb>
Beispiel 3 : Reversibilität der Permeabilitätsreduktion
Der in Beispiel 1 bei 1600C mit bei dieser Temperatur gesättigter Lösung von Substanz A behandelte und dann abgekühlte Bohrkern wurde mit 1000C heissem Wasser geflutet.
Nach jeweils 1 PV Flutmenge wurde das System auf 20 C abgekühlt, die Druckdifferenz während der Durchströmung mit Wasser von 20 C gemessen und daraus die Permeabilität berechnet. Der Reduktionsfaktor nach der partiellen Eluierung ergibt sich als Verhältnis der zuletzt gefundenen Permeabilität zur initialen Permeabilität.
Die Ergebnisse sind in Tabelle 5 zusammengefasst.
Tabelle 5
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<tb>
<tb> Flutmenge <SEP> (PV <SEP> Wasser) <SEP> 012
<tb> Fluttemperatur <SEP> ( C)-100 <SEP> 100
<tb> Initiale <SEP> Permeabilität <SEP> (m2. <SEP> 10" <SEP> ) <SEP> 1, <SEP> 45 <SEP> 1, <SEP> 45 <SEP> 1, <SEP> 45 <SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (m3. <SEP> s-1. <SEP> 10' <SEP> ) <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> (bar) <SEP> 0,44 <SEP> 0,25 <SEP> 0, <SEP> 16
<tb> Permeabilität <SEP> (m2. <SEP> 10-12) <SEP> 0,317 <SEP> 0,558 <SEP> 0,872
<tb> Reduktionsfaktor <SEP> R <SEP> 0,22 <SEP> 0,38 <SEP> 0,60
<tb> Sättigung <SEP> S <SEP> (% <SEP> PV) <SEP> 0,84 <SEP> 0,65 <SEP> 0,46
<tb>
<Desc/Clms Page number 8>
Beispiel 4 :
Vollständige Reversibilität der Permeabilitätsreduktion
Der in Beispiel 1 bei 170 C mit bei dieser Temperatur gesättigter Lösung von Substanz A behandelte und dann abgekühlte Bohrkern wurde mit 1, 4 PV Wasser bei 174 C geflutet. Danach wurde bei 200C die Permeabilität bestimmt.
Die Ergebnisse sind in Tabelle 6 zusammengefasst.
Tabelle 6
EMI8.1
<tb>
<tb> Flutmenge <SEP> (PV <SEP> Wasser) <SEP> 0 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Fluttemperatur <SEP> ( C)-174
<tb> Initiale <SEP> Permeabilität <SEP> (m2. <SEP> 10' <SEP> ) <SEP> 1, <SEP> 17 <SEP> 1, <SEP> 17 <SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (m3. <SEP> s' <SEP> . <SEP> lO' <SEP> ) <SEP> 28, <SEP> 3 <SEP> 28, <SEP> 3 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> (bar) <SEP> 0, <SEP> 65 <SEP> 0, <SEP> 11 <SEP>
<tb> Permeabilität <SEP> (m. <SEP> 10 <SEP> ) <SEP> 0, <SEP> 18 <SEP> 1,08
<tb> Reduktionsfaktor <SEP> R <SEP> 0, <SEP> 16 <SEP> 0,92
<tb> Sättigung <SEP> Ss <SEP> (% <SEP> PV) <SEP> 1, <SEP> 10 <SEP> 0
<tb>
Abschliessend wurde der Kern auf restliche Substanzmengen untersucht. Es konnten keine Reste von Substanz A nachgewiesen werden.
Beispiel 5 : Entölung von Bohrkernen durch Heisswasserfluten
Zylindrisch geschnittene Bohrkerne aus Valendis-Sandstein mit einer Porosität von 23%, einer Permeabilität von 0, 9 bis 2, 5 m2. 10 12, einem Durchmesser von 6 cm und einer Länge von 60 cm wurden, wie in Beispiel 1 beschrieben, in Stahlrohre eingebaut, mit Kohlendioxyd gespült und mit deionisiertem Wasser gesättigt. Anschliessend wurden sie unter lagerstättenähnlichen Bedingungen bei 50 C und einem mittleren Druck von 30 bis 35 bar mit Rohöl geflutet.
Das Rohöl hatte eine Viskosität von 1200 mPa. s bei 20 C, von 210 mPa. s bei 44 C, von 71 mPa. s bei 80 C und eine Dichte von 0, 938 bei 20 C und von 0, 889 bei 44 C. Es wurde eine initiale Ölsättigung von 87 bis 92% des Porenvolumens erreicht.
In eine druckfeste, thermostatierbare Flutanlage wurde jeweils ein ölgesättigter Bohrkern eingebaut. In einem Wirbelschichterhitzer wurde deionisiertes Wasser auf 180 C vorerhitzt und durch einen auf 1800C thermostatierten Substanzbehälter gepumpt, in welchem sich Substanz A oder Substanz C, eingebettet in Glaswolle, befand. Beim Durchströmen des Substanzbehälters entstand eine mit Substanz A oder Substanz C gesättigte Lösung, welche in den Bohrkern injiziert wurde.
Die Löslichkeitsdaten der Substanz A wurden bereits in Beispiel 1, Tabelle 1, festgehalten.
Tabelle 7 gibt die relevanten physikalischen Daten der Substanz C wieder.
Tabelle 7
Substanz C :
Chemische Zusammensetzung : Tyrosin Schmelzpunkt : 3170C
Dichte : 1.46.103 kg/m2
Löslichkeit in destilliertem Wasser :
EMI8.2
<tb>
<tb> Temperatur <SEP> ( C) <SEP> 20 <SEP> 40 <SEP> 60 <SEP> SO <SEP> 100 <SEP> 180 <SEP>
<tb> Löslichkeit <SEP> (kg/m') <SEP> 0, <SEP> 3 <SEP> 0,68 <SEP> 1,4 <SEP> 2,7 <SEP> 5,0 <SEP> 30
<tb>
In der Flutanlage wurde das Fortschreiten der Temperaturfront in der Lagerstätte in der nachfolgend beschriebenen Weise simuliert. Der in ein Stahlrohr eingebaute Bohrkern befand
<Desc/Clms Page number 9>
sich zu Beginn des Flutversuches ausserhalb der auf 1800C thermostatierten Heizkammer und hatte eine Temperatur von 21 C. Während des Flutvorganges wurde das Stahlrohr mit dem Kern langsam mit konstanter Geschwindigkeit in die Heizkammer geschoben.
Die Temperaturfront befand sich jeweils am Eingang der Heizkammer. Der Temperaturverlauf wurde über die gesamte Kernlänge durch Temperaturfühler erfasst.
Die aus dem Kern ausströmenden Fluida wurden in einem Separator aufgefangen und nach Durchgang von 1, 8 bis 2, 2 PV die produzierte Ölmenge bestimmt. Tabelle 8 enthält die Versuchsergebnisse von drei Vergleichsversuchen ohne Anwendung einer Substanz, drei Flutversuchen mit Substanz A und zwei Flutversuchen mit Substanz C.
Tabelle 8
Verbesserung des Olverdrängungsgrades bein Heisswasserfluten
EMI9.1
<tb>
<tb> Substanz <SEP> keine <SEP> keine <SEP> keine <SEP> A <SEP> A <SEP> A <SEP> C <SEP> C <SEP>
<tb> Initiale <SEP> Ölmenge <SEP> (m3.10-6) <SEP> 3,32 <SEP> 3,2 <SEP> 3,50 <SEP> 3,40 <SEP> 3,49 <SEP> 3,52 <SEP> 3,27 <SEP> 3,20
<tb> Initiale <SEP> Ölsättigung <SEP> Soi <SEP> 0,87 <SEP> 0,87 <SEP> 0,91 <SEP> 0,90 <SEP> 0,91 <SEP> 0,92 <SEP> 0,85 <SEP> 0,84
<tb> Initiale <SEP> Kerntemperatur <SEP> ( C) <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21
<tb> Fluttemperatur <SEP> ( C) <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180 <SEP> 180
<tb> Transportkapazität <SEP> des <SEP> Heisswasser <SEP> (kg/m') <SEP> - <SEP> - <SEP> - <SEP> 20, <SEP> 5 <SEP> 20, <SEP> 5 <SEP> 20, <SEP> 5 <SEP> 29, <SEP> 7 <SEP> 29,
<SEP> 7 <SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (n3.s-1.10-9) <SEP> 8,50 <SEP> 8,40 <SEP> 8,56 <SEP> 7,94 <SEP> 7,92 <SEP> 7,67 <SEP> 6,58 <SEP> 6,89
<tb> Frontgeschwindigkeit <SEP> (n.s-1.10-6) <SEP> 7,08 <SEP> 7,25 <SEP> 6,94 <SEP> 7,08 <SEP> 6,94 <SEP> 5,56 <SEP> 5,58 <SEP> 5,28
<tb> Errechnete <SEP> Substanzsättigung <SEP> S <SEP> (% <SEP> PV)---2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 3, <SEP> 9 <SEP> 4, <SEP> 3 <SEP>
<tb> Injektionsmenge <SEP> (PV) <SEP> 1, <SEP> 9 <SEP> 1, <SEP> 8 <SEP> 1, <SEP> 9 <SEP> 1, <SEP> 8 <SEP> 1, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 2 <SEP> 1, <SEP> 8 <SEP> 1, <SEP> 8 <SEP>
<tb> Produzierte <SEP> Ölmenge <SEP> (n3.10-6) <SEP> 1,12 <SEP> 1,15 <SEP> 1,16 <SEP> 1,55 <SEP> 1,47 <SEP> 1,49 <SEP> 1,49 <SEP> 1,56
<tb> Restölsättigung <SEP> Sor <SEP> 0,58 <SEP> 0,57 <SEP> 0,61 <SEP> 0,49 <SEP> 0,53 <SEP> 0,53 <SEP> 0,46 <SEP> 0,
43
<tb> Ölverdrängungsgrad <SEP> #d <SEP> 0,34 <SEP> 0,35 <SEP> 0,33 <SEP> 0,46 <SEP> 0,42 <SEP> 0,42 <SEP> 0,46 <SEP> 0,49
<tb>
Beispiel 6 : Dampffluten ölgesättiger Bohrkerne
Die Vorbereitung der Bohrkerne und ihre Sättigung mit Rohöl erfolgte so wie es in Beispiel 5 beschrieben wurde.
Durch Verdampfung deionisierten Wassers im Wirbelschichterhitzer der Flutanlage wurde Sattdampf von 245 C hergestellt, während des Durchströmens des auf 245 C thermostatierten Substanzbehälters mit der sublimierbaren Substanz B bei dieser Temperatur gesättigt und in einen ölgesättigten Bohrkern injiziert. Das Fortschreiten der Temperaturfront in der Lagerstätte wurde in der nachfolgend beschriebenen Weise simuliert. Der in ein Stahlrohr eingebaute Bohrkern befand sich zu Beginn des Flutversuches ausserhalb der auf 2450C thermostatierten Heizkammer der Flutanlage und hatte eine Temperatur von 21 C. Während des Flutvorganges wurde der Kern langsam mit konstanter Geschwindigkeit in die Heizkammer eingeschoben. Die Temperaturfront befand sich jeweils am Eingang der Heizkammer.
Der Dampfflutversuch mit Substanz B wurde unter geringfügig geänderten Bedingungen wiederholt. Weiters wurde ein Vergleichsversuch ohne Substanz B durchgeführt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 9 zusammengefasst.
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Tabelle 9 Dampffluten ölgesättigter Bohrkerne
EMI10.1
<tb>
<tb> Substanz <SEP> keine <SEP> B <SEP> B <SEP>
<tb> Initiale <SEP> Ölsättigung <SEP> Soi <SEP> 0,87 <SEP> 0,91 <SEP> 0,87 <SEP>
<tb> Initiale <SEP> Kerntemperatur <SEP> ( C) <SEP> 21 <SEP> 21 <SEP> 21
<tb> Fluttemperatur <SEP> ( C) <SEP> 245 <SEP> 245 <SEP> 245
<tb> Transportkapazität <SEP> des <SEP> Dampfes <SEP> (kgfm3) <SEP> - <SEP> 0, <SEP> 0061 <SEP> 0, <SEP> 0061 <SEP>
<tb> Injektionsrate <SEP> (m. <SEP> s-l. <SEP> 10-9) <SEP> 20, <SEP> 5 <SEP> 21, <SEP> 8 <SEP> 23, <SEP> 3 <SEP>
<tb> Geschwindigkeit <SEP> der
<tb> Dampffront <SEP> (m. <SEP> s-.
<SEP> 10-6) <SEP> 5, <SEP> 56 <SEP> 5, <SEP> 83 <SEP> 6, <SEP> 67 <SEP>
<tb> Errechnete <SEP> Substanzsättigung <SEP> S <SEP> (% <SEP> PV) <SEP> - <SEP> 2, <SEP> 6 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> nach <SEP> 2, <SEP> 0 <SEP> PV <SEP> (bar) <SEP> 1, <SEP> 5 <SEP> 4, <SEP> 8 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> nach <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> PV <SEP> (bar) <SEP> 0, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 1 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Druckdifferenz <SEP> nach <SEP> 3, <SEP> 8 <SEP> PV <SEP> (bar) <SEP> 0, <SEP> 2 <SEP> 0, <SEP> 9 <SEP> 0, <SEP> 9 <SEP>
<tb> Injektionsmenge <SEP> bei <SEP> Dampfdurchbruch <SEP> (PV) <SEP> 5, <SEP> 8 <SEP> 5, <SEP> 9 <SEP> 5, <SEP> 5 <SEP>
<tb> Verdrängungsgrad <SEP> Ed <SEP> 0, <SEP> 75 <SEP> 0, <SEP> 76 <SEP> 0, <SEP> 73 <SEP>
<tb> Restölsättigung <SEP> S <SEP> 0, <SEP> 22 <SEP> 0, <SEP> 22 <SEP> 0,
<SEP> 24 <SEP>
<tb>
EMI10.2
:1. Verfahren zur verbesserten Entölung unterirdischer Erdöllagerstätten durch selektive und reversible Verringerung der Durchlässigkeit beim Heisswassedr- und/oder Dampffluten, dadurch gekennzeichnet, dass über eine oder mehrere Injektionsbohrungen zumindest zeitweise Heisswasser und/oder Wasserdampf als Flutmedium in die Lagersätte injiziert wird, das in wirksamer Menge eine oder mehrere bei Lagerstättentemperatur wenig wasser-und öllösliche, in Heisswasser und/oder Wasserdampf jedoch gut lösliche oder flüchtige Substanzen, deren Schmelzpunkt über der Lagerstättentemperatur liegt, enthält, die sich mit dem Heisswasser oder dem Dampf durch die Lagerstätte bewegen und die bevorzugt an jenem Teil der Temperaturfront, der sich am raschesten vorwärtsbewegt,
durch Abscheiden als Feststoff die Poren der Lagerstätte temporär und reversibel verengen, bis sich durch nachströmendes Flutmedium der Feststoff wieder auflöst oder verflüchtigt, wodurch insgesamt eine areale und vertikale Vergleichmässigung der Temperaturfront erfolgt.