DE10047478A1

DE10047478A1 - Verfahren zur Steigerung der Förderleistung von Erdöl

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Publication number: DE10047478A1
Application number: DE2000147478
Authority: DE
Inventors: Claus-Peter Herold; Heinz Mueller; Frank Burbach
Original assignee: Cognis Deutschland GmbH and Co KG
Current assignee: BASF Personal Care and Nutrition GmbH
Priority date: 2000-09-26
Filing date: 2000-09-26
Publication date: 2002-04-11
Also published as: WO2002027140A1

Abstract

Beschrieben wird ein Verfahren zur Steigerung der Förderleistung bei der Erdölproduktion aus unterirdischen Reservoiren, wobei Erdgas und eine wäßrige, schäumende Tensidlösung unter Druck in die Formation eingepreßt wird und dort durch Schaumbildung zur Stimulierung der Produktion beiträgt.

Description

Die vorliegende Anmeldung betrifft ein Verfahren zur Stimulierung der Erdölproduktion aus unterirdischen Reservoiren, sowie die Verwendung schäumender Tenside zu diesem Zweck.

Bei der Gewinnung von Erdöl bzw. Erdgas wird ein tief in der Erde liegendes Erdgas- bzw. Erdölreservoir angebohrt und das dort befindliche Erdgas bzw. Erdöl an die Oberfläche gepumpt. Gerade bei Erdöl besteht aber häufig das Problem, daß das fein in der Formation verteilte Erdöl nicht ohne weiteres gefördert werden kann. Durch Einpressen von Erdgas oder Wasser in die Formation (sogenannte Sekundärförderung) kann der Druck in der Formation aufrechterhalten werden und weiteres Erdöl ausgefördert werden.

Bei der Verwendung von Gas kommt es wegen des sehr viel geringeren spezifischen Gewichtes und der leichteren Beweglichkeit im Porenraum gegenüber Wasser und Öl zu Gasdurchbrüchen, d. h. das eingepreßte Gas sucht sich hoch permeable Wege und fließt am Öl vorbei, ohne dieses weiter in Richtung Förderbohrung zu schieben.

Durch die Verwendung von Schaum können die Viskositäten der verschiedenen Medien angeglichen und Gasdurchbrüche vermieden werden. Es ist bekannt, Olefinsulfate für diese Zwecke einzusetzen. Allerdings hat sich die Verwendung von Alpha-Olefinsulfonaten in der Praxis als nicht immer ausreichend effizient erwiesen. Die wäßrigen Lösungen der anionischen Tenside zeigen, insbesondere wenn sie in konzentrierter Form (z. B. Lösungen mit 30 bis 40 Gew.-% Aktivsubstanz) vorliegen, zusätzlich bei niedrigen Temperaturen (weniger als 10°C) Stabilitätsprobleme. Man beobachtet Ausfällung oder Vergelung, die durch Verdünnung bzw. teilweise nur durch Aufheizung der Konzentrate und Lösungen überwunden werden kann. Außerdem geht von derartigen Tensiden eine gewissen Toxizität aus, die gerade im Zusammenhang mit dem Einsatz in Off-shore Fördergebieten, wegen der Gefährdung der marinen Fauna und Flora, unerwünscht ist.

Eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung bestand daher darin, ein verbessertes Verfahren zur Stimulierung der Erdölproduktion bereitzustellen, welches zum einen möglichst geringe Mengen eines Tensides erfordert, also hoch effizient ist, wobei zum anderen diese Tenside wenig oder keine toxikologische Gefährdung für die marine Fauna und Flora verursachen sollen. Außerdem sollten die Tensidsysteme in gebrauchsfertiger Form - insbesondere bei niedrigen Temperaturen - lagerstabil sein. Weiterhin soll das gesuchte Tensidsystem seine schäumenden Eigenschaften auch in Gegenwart von Mineralöl sowie unter hohem Druck und hohen Temperaturen, wie sie in den Erdöllagerstätten auftreten, behalten. Es hat sich gezeigt, daß die Verwendung von bestimmten nichtionischen Tensiden die oben gestellte Aufgabe löst.

Ein erster Gegenstand der vorliegenden Anmeldung betrifft ein Verfahren zur Steigerung der Förderleistung von Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten, wobei

1. unter Druck Erdgas in die Lagerstätte bzw. in die die Lagerstätte umgebende Formation injiziert wird und
2. anschließend oder zeitgleich mit Schritt 1. unter Druck eine wäßrige Lösung eines schäumenden Tensids in die Lagerstätte bzw. in die die Lagerstätte umgebende Formation injiziert wird

wobei der sich bildende Schaum das in der Lagerstätte oder Formation befindliche Erdöl aus der Lagerstätte oder Formation verdrängt und so der Produktion zugänglich macht. Dabei wird als schäumendes Tensid mindestens ein Alkyl- oder Alkylenoligoglycoside der Formel (I) eingesetzt

R¹O-[G]_p (I)

in der R¹ für einen Alkyl- und/oder Alkenylrest mit 4 bis 22 Kohlenstoffatomen, G für einen Zuckerrest mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen und p für Zahlen von 1 bis 10 steht.

Alkyl- und Alkenyloligoglykoside (APG) stellen bekannte nichtionische Tenside dar, die nach den einschlägigen Verfahren der präparativen organischen Chemie erhalten werden. Stellvertretend für das umfangreiche Schrifttum sei hier auf die Übersichtsarbeit von Biermann et al. in Starch/Stärke 45, 281 (1993), sowie J. Kahre et al. in SÖFW-Journal Heft 8, 598 (1995) verwiesen.

Die Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside können sich von Aldosen bzw. Ketosen mit 5 oder 6 Kohlen stoffatomen, vorzugsweise der Glucose ableiten. Die bevorzugten Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside sind somit Alkyl- und/oder Alkenyloligoglucoside. Die Indexzahl p in der allgemeinen Formel (I) gibt den Oligomerisierungsgrad (DP), d. h. die Verteilung von Mono- und Oligoglykosiden an und steht für eine Zahl zwischen 1 und 10.

Während p in einer gegebenen Verbindung stets ganzzahlig sein muß und hier vor allem die Werte p = 1 bis 6 annehmen kann, ist der Wert p für ein bestimmtes Alkyloligoglykosid eine analytisch ermittelte rechnerische Größe, die meistens eine gebrochene Zahl darstellt. Vorzugsweise werden Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside mit einem mittleren Oligomerisierungsgrad p von 1,1 bis 3,0 eingesetzt. Aus anwendungstechnischer Sicht sind solche Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside bevorzugt, deren Oligomerisierungsgrad kleiner als 1,7 ist und insbesondere zwischen 1,2 und 1,4 liegt. Der Alkyl- bzw. Alkenylrest R¹ kann sich von primären Alkoholen mit 4 bis 22, vorzugsweise 8 bis 18 und insbesondere 8 bis 16 Kohlenstoffatomen ableiten. Typische Beispiele sind Butanol, Capronalkohol, Caprylalkohol, Caprinalkohol und Undecylalkohol sowie deren technische Mischungen, wie sie beispielsweise bei der Hydrierung von technischen Fettsäuremethylestern oder im Verlauf der Hydrierung von Aldehyden aus der Roelen'schen Oxosynthese erhalten werden. Bevorzugt sind Alkyloligoglucoside der Kettenlänge C₈-C₁₀ (DP = 1 bis 3), die als Vorlauf bei der destillativen Auftrennung von technischem C₈-C₁₈-Kokos fettalkohol anfallen und mit einem Anteil von weniger als 6 Gew.-% C₁₂-Alkohol verunreinigt sein können sowie Alkyloligoglucoside auf Basis technischer C_9/11-Oxoalkohole (DP = 1 bis 3). Der Alkyl- bzw. Alkenylrest R¹ kann sich ferner auch von primären Alkoholen mit 8 bis 22, vorzugsweise 8 bis 14 Kohlenstoffatomen ableiten. Typische Beispiele sind Laurylalkohol, Myristylalkohol, Cetylalkohol, Palmoleylalkohol, Stearylalkohol, Isostearylalkohol, Oleylalkohol, Elaidylalkohol, Petroselinylalkohol, Arachylalkohol, Gadoleylalkohol, Behenylalkohol, Erucylalkohol, Brassidylalkohol sowie deren technische Gemische, die wie oben beschrieben erhalten werden können. Bevorzugt sind Alkyloligo glucoside auf Basis von gehärtetem C_12/14-Kokosalkohol mit einem DP von 1 bis 3.

Die oben beschriebenen Alkylpolyglycoside der Formel (I) werden im erfindungsgemäßen Verfahren in Form wäßriger Lösungen verwendet. Diese enthalten die Tenside vorzugsweise in Mengen von 0,01 bis 5,0 Gew.-%, vorzugsweise 0,2 bis 1,5 Gew.-% und insbesondere 0,5 bis 0,8 Gew.-%, jeweils bezogen auf die wäßrige Lösung. die Angaben zu den Tensiden beziehen sich auf Aktivsubstanz (AS). Bei der Herstellung der Tensidsysteme wird vorzugsweise eine Lösung des APG in natürlichem oder synthetischem Meerwasser hergestellt. Prinzipiell ist die Lehre der vorliegenden Erfindung aber nicht auf die Verwendung von Satzwasser eingeschränkt. Unter See- oder Meerwasser versteht man das Wasser der Weltmeere mit typischen Salzgehalten von 0,2 bis 4,1 Gew.-%. "Künstliches Seewasser" erzeugt man beispielsweise durch Lösen von 28 g NaCl, 7 g MgSO₄.7H₂O, 5 g MgCl₂.6H₂O, 2,4 g CaCl₂.6H₂O u. 0,2 g NaHCO₃ in 985 mL destilliertem Wasser. Die Konzentration von Natrium verhält sich dabei zu der von Kalium wie 30 : 1. (Vergl. Römpp Lexikon Chemie - Version 1.5, Stuttgart/New York: Georg Thieme Verlag 1998). Neben den APG und Wasser können die Tensidsysteme noch weitere, dem Fachmann bekannte Additive enthalten, wobei vorzugsweise Biozide eingesetzt werden.

Diese verhindern den mikrobiellen Abbau des Schaums in der Formation. Üblicherweise enthalten die wäßrigen Tensidsysteme Biozide in Mengen von 0,01 bis 1 Gew.-%.

Die wäßrige Lösungen werden dann mit entsprechenden Pumpen unter hohem Druck in die Formation injiziert. Damit eine Schaumbildung innerhalb der Formation erfolgen kann, ist es in der Regel notwendig, zunächst eine ausreichende Menge Gas, vorzugsweise Erdgas in die Formation einzubringen. Durch Kontakt der wäßrigen Tensidlösung mit dem Gas entsteht dann unterirdisch ein kräftiger Schaum. Das sich so bildende, hochviskose Erdgas-Schaumgemisch selbst überträgt dann den Druck auf das Erdöl, welches sich auf diese Weise in Richtung des Bohrloches bewegt, da aufgrund regelmäßigen Pumpens ein Druckgefälle besteht. Bei Formationen, bei denen bereits Gas in ausreichenden Mengen vorhanden ist, ist keine Gasinjektion notwendig. Die Injektion von Gas und Tensidlösung erfolgt üblicherweise durch eine gesonderte Bohrung, die in der Nähe der eigentlichen Produktionsbohrung niedergebracht wird. Die Injektion von Gas und Tensidlösung kann hintereinander erfolgen oder gleichzeitig.

Das Erdgas wird im Rahmen des erfindungsgemäßen Verfahrens vorzugsweise bei Drücken von 200 bis 400 bar, vorzugsweise 250 bis 350 bar in die Formation injiziert. Die wäßrigen Tensidlösungen werden bei Drücken zwischen 100 und 400 bar in die Formation eingepreßt. Vorzugsweise liegt hierbei der Druck zwischen 200 und 350 bar, insbesondere bei 250 und 350 bar.

Von entscheidender Bedeutung für die Steigerung der Förderleistung im Sinne des vorliegenden, erfindungsgemäßen Verfahrens ist die Stabilität des sich unterirdisch bildenden Schaums. Durch Verwendung der oben beschriebenen Tensidlösungen bilden sich bei Kontakt mit dem Erdgas Schäume, die zwischen 50 und 70% Gas enthalten bezogen auf das Volumen.

Durch die Mischung von Wasser und Gas innerhalb der Formation und/oder dem Bohrloch kann es zur Bildung von Gashydraten kommen. Dies kann erfindungsgemäß dadurch verhindert werden, daß das wäßrige Tensidsystem auf Temperaturen von 20 bis 60°C, insbesondere 30 bis 50°C und vorzugsweise etwa 30 bis 45°C erwärmt wird, bevor es in die Formation gepumpt wird. Es ist im Rahmen der vorliegenden Erfindung auch möglich, zusätzlich zum Gas und wäßrigen Tensidsystem erwärmtes Wasser zu injizieren.

Je nach Art und Beschaffenheit der Formation ist es notwendig, die Stimulierung über mehrere Stunden, vorzugsweise zwischen 12 und 24 h, durchzuführen, um anschließend eine Förderleistunssteigerung zu beobachten. Die Stimulierung ist regelmäßig weiterzuführen, wobei Intervalle von wenigen Tagen, in der Regel 4 bis 6, bis mehreren Wochen, 4 bis 10, möglich sind. Die genaue Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens kann der Fachmann nur anhand der sehr spezifischen Bedingungen des jeweiligen Produktionsstandorts ermitteln.

Die Verwendung der oben beschriebenen schäumenden Tenside zur Stimulierung von Erdöl- und Erdgasproduktion stellt eine kostengünstige hocheffiziente Möglichkeit zur Steigerung der Förderleistung dar. Durch das erfindungsgemäße Verfahren werden unterirdisch stabile Schäume erzeugt, die auch bei Kontakt mit Mineralöl erhalten bleiben. Die Einsatzmenge der schäumenden Tenside liegt vorzugsweise zwischen 0,01 und 1 Gew.-% bezogen die wäßrige Lösung. Vorzugsweise liegt die Konzentration zwischen 0,02 und 0,8 Gew.-%, insbesondere zwischen 0,02 und 0,5 Gew.-%. Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Anmeldung betrifft die Verwendung von Tensiden gemäß Formel (I) zur Stimulierung der Erdölproduktionen aus unterirdischen Reservoiren.

Beispiele Beispiel 1

200 ml synthetischem Seewassers wurden mit 0,5 Gew.-%

a) einer wäßrigen APG-Lösung, enthaltend 40 Gew.-% eines C₈-C₁₀-Alkyloligoglucosids (DP = ?) bzw.
b) reinem APG wie unter a) versetzt. Anschließend wurden die Lösungen gerührt und der entstehende Schaum gemessen sowie die Zeit gemessen, die notwendig war, um 100 ml Flüssigkeit zurückzubilden.

Zum Vergleich wurden eine Vergleichsprodukt auf Basis C₁₅-C₁₈-α-Olefinsulfonat, Na-Salz (Hostapur OS®-Fa. Clariant) vermessen. Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 zusammengefaßt.

Um den Einfluß von Mineralöl auf das Schaumverhalten zu überprüfen, wurden die Versuche wiederholt, wobei dem synthetischen Seewasser jeweils 1 Gew.-% Mineralöl (BP 83 HF) zugesetzt wurden. Ergebnisse in Tabelle 2:

Tabelle 1

Tabelle 2

Vergleicht man die Ergebnisse so zeigt sich, daß die erfindungsgemäße Verwendung von APG zu einer fast doppelt so hohen Schaumsäule und einer etwa dreimal längeren Halbwertszeit der Schaumsäule führt wie das Vergleichsprodukt Alpha-Olefinsulfonat.

Claims

1. Verfahren zur Steigerung der Förderleistung von Erdöl oder Erdgas aus unterirdischen Lagerstätten, wobei

1. unter Druck Erdgas in die Lagerstätte bzw. in die die Lagerstätte umgebende Formation injiziert wird und
2. anschließend oder zeitgleich unter Druck eine wäßrige Lösung eines schäumenden Tensid in die Lagerstätte bzw. in die die Lagerstätte umgebende Formation injiziert wird,

wobei der sich bildende Schaum das in der Lagerstätte oder Formation befindliche Erdöl aus der Lagerstätte oder Formation verdrängt und so der Produktion zugänglich macht, dadurch gekennzeichnet, daß als schäumendes Tensid mindeste ein Alkyl- oder Alkenyloligoglykosid der Formel (I) eingesetzt wird,
R¹O-[G]_p (I)
in der R¹ für einen Alkyl- und/oder Alkenylrest mit 4 bis 22 Kohlenstoffatomen, G für einen Zuckerrest mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen und p für Zahlen von 1 bis 10 steht.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß eine wäßrige Lösung des schäumenden Tensids injiziert wird, wobei der Gehalt an schäumenden Tensiden (AS) 0,01 bis 1,0 Gew.-%, vorzugsweise 0,02 bis 0,8 Gew.-% und insbesondere 0,05 bis 0,5 Gew.-%, bezogen auf die Lösung, beträgt.

3. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 2, dadurch gekennzeichnet, daß schäumende Tenside der Formel (I) verwendet werden, deren Rest R¹ für eine Alkylrest mit 8 bis 18, vorzugsweise 8 bis 16 und insbesondere 8 bis 14 Kohlenstoffatomen steht.

4. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß die wäßrige Tensidlösung zusätzlich noch Biozide enthält.

5. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß zur Herstellung der wäßrigen Tensidlösungen synthetisches oder natürliches Meerwasser verwendet wird.

6. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß die wäßrige Tensidlösung vor der Injektion auf Temperaturen von 20 bis 60°C, insbesondere von 30 bis 50°C und vorzugsweise 30 bis 45°C erwärmt wird.

7. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß das Erdgas bei Drücken von 200 bis 400 bar, vorzugsweise 250 bis 350 bar in die Formation injiziert wird.

8. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß die wäßrige Tensidlösung mit Drücken zwischen 100 und 300 bar, vorzugsweise 120 bis 250 bar, in die Formation injiziert wird.

9. Verwendung von wäßrigen Lösungen von Tensiden gemäß Formel (I) im Anspruch 1 zur Stimulierung der Erdölproduktion aus unterirdischen Reservoiren.