DE102012019822A1

DE102012019822A1 - Verfahren zur Förderung eines fluiden Mediums, insbesondere Erdöl, aus einer Lagerstätte

Info

Publication number: DE102012019822A1
Application number: DE201210019822
Authority: DE
Inventors: Dr. Alekseev Alexander; Marcus Guzmann
Original assignee: Linde GmbH
Current assignee: Linde GmbH
Priority date: 2012-10-09
Filing date: 2012-10-09
Publication date: 2014-04-10

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung eines fluiden Mediums (M), insbesondere Erdöl, aus seiner Lagerstätte (80), bei dem ein zumindest CO₂ aufweisendes Flutmedium (F) in die Lagerstätte (80) geleitet wird. Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass das CO₂ aus einem Rauchgasstrom (R) abgetrennt wird (30), der durch Verbrennung (10) eines Einsatzstoffes (E) erzeugt wird, und/oder dass das CO₂ erzeugt wird, indem ein Synthesegasstrom (S) erzeugt wird, einer Wassergas-Shift-Reaktion (300) unterzogen wird und im Synthesegasstrom (S) enthaltenes CO₂ abgetrennt wird (400).

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung eines fluiden Mediums, insbesondere Erdöl, aus einer Lagerstätte.
Es ist bekannt, dass bei der Produktion von Erdöl, Kondensat oder Erdgas aus entsprechenden Lagerstätten zur Aufrechterhaltung des Druckes Gase injiziert werden. Diese Gase können Stickstoff, Kohlendioxid (CO₂), Erdgas oder Rauchgas sein.
Weiterhin können diese Gase, insbesondere CO₂, aufgrund ihrer Löslichkeit im Rohöl dazu eingesetzt werden, um dessen Viskosität zu reduzieren und eine Quellung des Öles zu bewirken, wodurch das Öl besser förderbar ist.
Der Einsatz von CO₂ in den oben erwähnten, sog. EOR-Techniken (Enhanced Oil Recovery) ist technologisch möglich, scheitert jedoch oftmals an der Verfügbarkeit von CO₂ in den benötigten Mengen und Qualität.
Das Gas sollte zum einen zur Vermeidung von Korrosion der bei der Förderung verwendeten Anlagenkomponenten nach Möglichkeit frei von NO_x, SO_x und Wasser sein. Zum anderen ist bei der Verwendung von CO₂ innerhalb einer Lagerstätte der Restsauerstoffgehalt des CO₂ besonders relevant, da die Gegenwart von O₂ produktionsseitig ebenfalls zur Korrosion der Anlage führt sowie weiterhin ein Verblocken der Lagerstätte durch Bakterienwachstum und die Entstehung von sulfatreduzierenden Bakterien sowie das Entstehen von H₂S zur Folge haben kann. Auch kann unter bestimmten Lagerstättenbedingungen bei Anwesenheit von O₂, insbesondere bei hohen Drücken und hohen Temperaturen, innerhalb der Lagerstätte SO_x und NO_x (bei gleichzeitiger Anwesenheit von N₂) gebildet werden.
Der Erfindung liegt daher der Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Förderung eines flüssigen oder gasförmigen Mediums aus einer Lagerstätte zur Verfügung zu stellen, welches im Hinblick auf die vorgenannte Sauerstoff-Problematik verbessert ist.
Dieses Problem wird durch das Verfahren nach Anspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen Verfahrens sind in den Unteransprüchen 2 bis 14 angegeben.
Danach ist erfindungsgemäß vorgesehen, bei einem Verfahren zur Förderung eines fluiden (flüssigen oder gasförmigen) Mediums, insbesondere Erdöl, aus seiner Lagerstätte, beidem ein zumindest CO₂ aufweisendes Flutmedium in die Lagerstätte geleitet wird und sodann jenes Medium (z. B. Erdöl) aus der Lagerstätte gefördert wird, das besagte CO₂ aus einem Rauchgasstrom abzutrennen, der durch Verbrennung eines Einsatzstoffes erzeugt wird, und/oder einen Synthesegasstrom zu erzeugen, einer Wassergas-Shift-Reaktion zu unterziehen und hiernach im Synthesegasstrom enthaltenes CO₂ aus jenem geshifteten Synthesegasstrom abzutrennen.
Die Abtrennung des CO₂ aus einem durch Verbrennung eines Einsatzstoffes erzeugten Rauchgases wird auch als Post-Combustion Capture bezeichnet.
Hierbei wird bevorzugt das Rauchgas zum Abtrennen des CO₂ aus dem Rauchgas mit einem beispielsweise aminbasierten Lösungsmittel in einer Absorptionskolonne gewaschen, wobei es von dem Lösungsmittel absorbiert wird. Hiernach wird das CO₂ vom beladenen Lösungsmittel in einer Desorptionskolonne bei erhöhter Temperatur abgetrennt und das regenerierte Lösungsmittel wird in die Absorptionskolonne zurückgeführt. Andere Waschprozesse und Waschmittel bzw. Abtrennverfahren zum Abtrennen von CO₂ sind auch denkbar.
Bei einem Waschprozess der vorgenannten Art kann mit Vorteil CO₂ mit einem hinreichend geringen Anteil an O₂ gewonnen werden. Ggf. kann das Rauchgas vor dem Abtrennen des CO₂ zur Entfernung von NO_x, SO_x in bekannter Weise vorgereinigt werden.
Die Post-Combustion Capture von CO₂ bietet sich aus ökonomischen Gründen besonderes bei der Modifizierung von bestehenden Anlagen an.
Die alternative Bereitstellung von CO₂ durch Erzeugen eines CO- und H₂-haltigen Synthesegasstromes und Abtrennen von CO₂ vom konvertierten Synthesegasstrom (d. h. nach einer Wassergas-Shift-Reaktion) wird auch als Pre-Combustion Capture bezeichnet (auch bekannt in Form von IGCC für Integrated Gasification Combined Cycle).
Hierbei wird zunächst ein CO- und H₂-haltiges Synthesegas erzeugt, das z. B. aus Kohlenwasserstoff-haltigen Einsätzen durch Dampfreformierung gemäß C_xH_y + xH₂O ↔ xCO + (x + y/2)H₂ (1), partielle Oxidation (POX) gemäß C_xH_y + (x/2)O₂ ↔ xCO + (y/2)H₂ (2) oder autotherme Reformierung erhalten werden kann, bei der insbesondere die benötigte Wärme durch die partielle Oxidation (2) mittels Luft oder Sauerstoff erzeugt wird und die endotherme Reaktion (1) im Reaktor an einem Katalysator stromab einer POX-Zone erfolgt.
Bevorzugt wird des Weiteren eine Wassergas-Shift-Reaktion durchgeführt, bei der CO zu CO₂ umgesetzt wird: CO + H₂OH ↔ CO₂ + H₂.
Im Synthesegasstrom enthaltenes CO₂ wird abgetrennt (ggf. nach Vorreinigung zum Abtrennen von NO_x und SO_x), wobei der (ggf. vorgereinigte) Synthesegasstrom zum Abtrennen von CO₂ vorzugsweise mit einem insbesondere organischen Waschmittel, wie z. B. Methanol, gewaschen wird (z. B. Rectisolwäsche). Ebenfalls denkbar ist eine Wäsche mit einem beispielsweise aminbasierten Lösungsmittel (siehe oben).
Bei den vorgenannten Verfahren kann mit Vorteil eine Reinheit des erzeugten CO₂ mit einem Sauerstoff-Restgehalt unterhalb von 1000 ppm, bevorzugt kleiner 100 ppm, besonders bevorzugt unterhalb 10 ppm O₂ erzeugt werden.
Besonders bevorzugt erfolgt die Erzeugung des Rauchgases und die Abtrennung des CO₂ aus dem Rauchgas über Tage am Ort der Lagerstätte. Auch bei einem Pre-Combustion Capture wird vorzugsweise die Erzeugung des Synthesegases und die Abtrennung des CO₂ aus dem konvertierten Synthesegas vor Ort vorgenommen.
Das so gewonnene CO₂ kann ohne weitere Beifügungen in die Lagerstätte zur Druckerhöhung gepresst werden, wobei z. B. CO₂ durch eine zur Förderbohrung parallele Injektionsbohrung in die Lagerstätte eingeleitet werden kann; das CO₂ kann natürlich auch auf andere Weise in die Lagerstätte eingebracht werden. Zusätzlich kann ggf. auch N₂ oder Erdgas sowie assoziiertes Gas beigemischt werden. Assoziiertes Gas ist das Beigas, das mit dem Öl zusammen gefördert wird, bzw. das unter Lagerstättenbedingungen bei hohem Druck im Öl gelöst ist und bei der Produktion durch Druckherabsetzung aus dem Öl ausgast.
Wird das CO₂ unter genügend hohem Druck oberhalb des sogenannten „Minimum Miscibility Pressure”, dem Mindestdruck zur Mischbarkeit mit dem Öl, in die Lagerstätte injiziert, entsteht eine Öl-lösliche Gasfront, die sich mit dem Öl vermischt, so dass dieses aufgrund einer einhergehenden Viskoitätsreduzierung und ggf. Quellung leichter Richtung Förderbohrung fließen kann. Vorzugsweise wird durch Einleiten von Wasser nachgedrückt, wobei insbesondere abwechselnd Gas und Wasser über die Injektionsbohrung in die Lagerstätte eingebracht werden. Auch können der wässrigen Phase noch Tenside, Polymere und/oder Alkalien beigemischt sein. Weiterhin kann das CO₂ auch mit einem niedrigen Druck unterhalb des sogenannten „Minimum Miscibility Pressure”, dem Mindestdruck zur Mischbarkeit mit dem Öl, in die Lagerstätte zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks sowie im Sinne eines nicht mischbaren Flutens injiziert werden.
Weiterhin besteht auch die Möglichkeit, CO₂ über die Förderbohrung in die Lagerstätte einzubringen und dann die Förderbohrung temporär zu verschließen. Das CO₂ löst sich dann im Öl und reduziert dessen Viskosität. Nach erneutem Öffnen der Förderbohrung kann das Öl gefördert werden, wobei der notwendige Druck durch CO₂ und gelöste Gase entsteht.
Bevorzugt ist weiterhin vorgesehen, dass das Flutmedium, welches insbesondere zur Flutung von Öl-Lagerstätten dient, Schaum mit einem Volumenanteil von wenigstens 60% aufweist, wobei der Schaum wiederum eine flüssige Phase, insbesondere Wasser, und Kohlendioxid mit einem Volumenanteil von mindestens 40% umfasst.
Dabei weist der Schaum einen Sauerstoff-Volumenanteil von maximal 10 ppm des Kohlendioxid-Anteils auf.
Das Kohlendioxid hat vorzugsweise einen Volumenanteil von 90 bis 99,9%, der Rest des Schaumes wird durch die flüssige Phase, wie z. B. eine Tensidlösung, ausgebildet. Praktikabel ist demzufolge eine beispielhafte Zusammensetzung des Flutmediums aus 75.000 m³ Wasser als flüssiger Phase, umfassend 400 Tonnen Tenside, so dass eine 0,5%-ige Lösung von Tensid entsteht; zusammen mit 75.000.000 Nm³ Gas.
Die flüssige Phase ist bevorzugt Wasser. Zur Schaumbildung kann die flüssige Phase neben Wasser wenigstens ein Tensid aufweisen. Der Schaum ermöglicht bei der Förderung von Erdöl bzw. Erdgas eine Mobilitätskontrolle, ähnlich wie sie mit dem herkömmlich verwendeten Polymeren realisierbar ist. Der Sauerstoffanteil im Schaum des Flutmediums sollte 10 ppm des Kohlendioxid-Anteils nicht übersteigen. Das heißt, dass der Sauerstoffanteil maximal 10 × 10^–6 des Anteils an Kohlendioxid beträgt. Dadurch wird im Wesentlichen verhindert, dass Sauerstoff in die Lagerstätte eingetragen wird.
Vorzugsweise sollte der Volumenanteil des Schaums 80 bis 100%, insbesondere 90 bis 100% betragen. Der restliche Bestandteil des Flutmediums ist bevorzugt vollständig reines Wasser – kann auch bereits produziertes Formationswasser sein, das re-injiziert wird – oder ein weiteres Fluid, umfassend wenigstens ein Tensid und/oder ein Alkali und/oder ein Polymer. Der Kohlendioxidanteil im Schaum kann zwischen 60 und 95%, maximal 100% betragen. Der jeweils restliche Gas-Volumenanteil im Schaum kann Luft bzw. ein Gas-Bestandteil von Luft sein, wobei jedoch dieser Anteil so gering wie möglich zu halten ist. Versuche mit dem erfindungsgemäßen Flutmedium haben ergeben, dass insbesondere bei den genannten Schaum- bzw. Kohlendioxid-Volumenanteilen die besten Ergebnisse hinsichtlich der Einwirkung auf ein zu förderndes Medium realisierbar sind. Den Kohlendioxid-Anteil ergänzend weist der Schaum einen Wasser-Volumenanteil von maximal 60% und vorzugsweise lediglich zwischen 5 und 40% auf. Dabei ist das Kohlendioxid das von den Schaum-Blasen eingeschlossene Gas. Durch den sehr geringen Sauerstoffanteil im Gas des Schaumes wird ein Eintrag von Sauerstoff in die Lagerstätte im Wesentlichen vermieden.
Die Viskosität des Schaums sollte mindestens 1 Ns/m² bzw. 1 cps (Centipoise) betragen und somit mindestens so groß sein wie die Viskosität von Wasser. Vorzugsweise ist die Viskosität des Flutmediums deutlich höher als die Viskosität von Wasser. Vorzugsweise sollte die Viskosität des injizierten Schaums bzw. des schaumbildenden Mediums so groß sein wie die Viskosität des zu fördernden Mediums. Durch die Angleichung der Viskosität des Flutmediums an die Viskosität des zu fördernden Mediums, wie zum Beispiel die Viskosität von Öl, besteht eine geringere Gefahr der Umspülung des zu fördernden Mediums, dem sogenannten „Fingering”. Somit besteht z. B. bei Ölförderung eine geringere Gefahr des Durchbruchs (frühzeitigen Erreichens) des Flutmediums in eine Produktionsbohrung, durch die das Öl produziert bzw. gefördert wird. Dies wird ohne Polymere oder auch nur mit Einsatz eines geringen Volumenanteils an Polymeren im Flutmedium ermöglicht.
Durch den Einsatz von Kohlendioxid kann die Kontaktierung des zu fördernden Mediums mit Sauerstoff im Wesentlichen verhindert werden. Zudem muss nur ein geringes Volumen an flüssiger Phase als Ausgangsmaterial für den Schaum zur Verfügung gestellt werden.
Die durchschnittliche Lamellengröße des Schaums ist vorzugsweise derart ausgeführt, dass der Schaum bzw. das den Schaum umfassende Flutmedium problemlos und effizient in die Lagerstätte eingebracht werden kann. Der Schaum kann unter Verwendung von Schäumungsmitteln und/oder Schaumstabilisatoren erzeugt werden. Dabei ist der Schaum in Abhängigkeit der Permeabilität der Lagerstätte als stabiler Schaum mit langen Standzeiten (bei hoher Permeablität) oder auch weniger stabiler Schaum mit kurzen Standzeiten (bei niedriger Permeablität) ausführbar. Verwendbare Schäumungsmittel sind dem Fachmann bekannt wie zum Beispiel: Betaine, z. B. Laurylbetainie sowie höherwertige C-Ketten, ggf C_x-Seitenketten, kationische Tenside, Alpha-Olefinsulfonate mit Kettenlängen größer C10 bis C30, Pentaethylenglycolmonododecylether, Natrium Lauryl Äther Sulfat (SLES), Natriumlaurylsulfat (auch bekannt als Natriumdodecylsulfat oder SDS) und Ammoniumlaurylsulfat (ALS), Alkylpolyglucoside. Ein verwendbarer Schaumstabilisator ist zum Beispiel Dodecanol, es können auch Polymere verwendet werden.
Zur weiteren Eigenschaftsverbesserung kann das Flutmedium wenigstens ein Tensid und/oder wenigstens ein Alkali und/oder wenigstens ein Polymer umfassen. Das Tensid und/oder Alkali und/oder Polymer kann dabei Bestandteil eines weiteren Fluides im Flutmedium sein oder auch im Schaum enthalten sein.
Tenside haben dabei die Aufgabe, die Grenzflächenspannung zwischen Öl und des als Flutmedium eingesetzten Wassers zu reduzieren. Es wird die Bildung einer Emulsion von Öl in Wasser angestrebt, im Idealfall die Bildung einer sogenannten Mikroemulsion, in der eine bikontinuierliche Phase vorliegt, in der keine Phasengrenze zwischen Öl und Wasser zu erkennen ist. Die Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser, die üblicherweise größer als 5 mN/m ist, soll hierbei auf bis zu 0,01 mN/m reduziert werden, im Falle der Bildung von Mikroemulsionen auf weniger als 0,01 mN/m reduziert werden. Man spricht hierbei auch von einer ultra-niedrigen Grenzflächenspannung.
Im zu fördernden Öl können außerdem natürliche organische Säuren enthalten sein, deren Gehalt über die sogenannte Säurezahl charakterisiert ist. Beim sogenannten Alkaifluten werden durch Zugabe von Alkali (z. B. NaOH, Na₂CO₃) in das Flutmedium Wasser bei Kontakt des Flutmediums mit dem Öl diese Säuren deprotoniert und dessen entsprechendes Salz gebildet. Dadurch werden die natürlich vorhandenen Säuren grenzflachenaktiv und leisten einen Beitrag im Sinne des oben beschriebenen Tensidflutens, wobei das Alkalifluten jedoch kostengünstiger ist als das Tensidfluten. Alkali- und Tensidfluten können kombiniert werden im sogenannten ”AS Flooding” (Alkali-Surfactant-Fluten).
Beim Alkali- und/oder Tensidfluten kann das injizierte Medium im Vergleich zu dem in der Lagerstätte enthaltenen Rohöl eine niedrigere Viskosität haben, was dazu führen kann, dass das injizierte Flutmedium aufgrund des Mobilitätsunterschiedes in der porösen Umgebung einfacher die Lagerstätte durchströmt bzw. das Öl umströmt. Dies kann zu einer ungleichmäßigen Penetration des die Lagerstätte ausbildenden Bodens führen, zu einem sogenannten „Viscous Fingering”. Die Folge davon ist der schnelle Durchbruch des injizierten Flutmediums in die Produktionsbohrung.
Dieser Effekt kann durch das Angleichen der Mobilität oder Viskosität des Flutmediums an die Ölviskosität reduziert oder verhindert werden. Zu diesem Zweck ist es bekannt, Polymere, wie z. B. synthetische Polymere (z. B. Polyacrylamide und Derivate, Copolymere auf Bais von Acrylamid) oder Biopolymere (z. B. Xanthan bzw. Xanthan Gum, Schizzophyllan, Scleroglucan) dem Flutmedium bzw. dessen Wasser zuzusetzen. Man spricht hierbei vom sogenannten Polymerfluten. Der Einsatz von Polymeren ist in Kombination mit Tensidfluten (SP), Alkalifluten (AP) und Tensid- und Alkalifluten (ASP) bekannt. Die beschriebenen Technologien können gleichzeitig oder auch nacheinander durchgeführt werden.
Das erfindungsgemäße Flutmedium weist jedoch auf Grund seines Schaum-Anteils bereits eine derart hohe Viskosität auf, dass auf den Einsatz von Polymeren gegebenenfalls verzichtet werden kann oder nur ein verhältnismäßig geringer Volumenanteil an Polymeren dem Flutmedium zuzusetzen ist. Wie erwähnt, kann das Tensid und/oder Alkali und/oder Polymer jeweils Bestandteil eines weiteren Fluides sein. Das heißt, dass das Tensid und/oder Alkali und/oder Polymer Bestandteil des Schaumes bzw. dessen flüssiger Phase sein kann und/oder dass Tensid und/oder Alkali und/oder Polymer Bestandteil eines weiteren Fluides sein kann, welches neben dem Schaum ein Bestandteil des erfindungsgemäßen Flutmediums ist. Dabei kann es sein, dass in der Lagerstätte Schaum und das weitere Fluid durchmischt oder entmischt als einzelne, im Wesentlichen homogene Volumina bzw. Volumenströme (sogenannte „Slugs”) vorliegen. Insgesamt lässt sich dadurch eine Emulsion bzw. eine Mikro-Emulsion herstellen, wobei zur Mobilitätskontrolle üblicherweise verwendete Polymere nunmehr weitgehend durch den Schaum ersetzt werden.
Die Alkalikonzentration kann zum Beispiel 0,01 bis 20% betragen. Die Tenside können in einem Volumenanteil des weiteren Fluides von 1 ppm bis 10% vorliegen. Der Volumenanteil an Polymer kann 1 ppm bis 10% betragen, da die eigentliche Mobilitätskontrolle durch den Schaum ermöglicht wird. Im Flutmedium kann das injizierte weitere Fluid, das sogenannte „AS-Slug”, einen Volumenanteil von 99,5% aufweisen, und Schaum kann einen Volumenanteil von 0,5% aufweisen, wodurch jedoch nur eine geringe Mobilitätskontrolle ermöglicht wird. Alternativ kann im Flutmedium das injizierte weitere Fluid, das sogenannte „AS-Slug”, einen Volumenanteil von 0,5% haben und Schaum kann einen Volumenanteil von 99,5% haben, so dass im Wesentlichen mit Schaum geflutet wird. Das heißt, dass der Anteil des Schaumes sowie auch des weiteren Fluides zwischen 0,5 und 99,5% Volumenanteil liegen kann.
Das Tensid und/oder das Alkali und/oder das Polymer kann Bestandteil der Lamellen des Schaumes selbst und somit der flüssigen Phase des Schaumes oder im weiteren Fluid des Flutmediums gelöst sein. Die einzusetzenden Tenside sind dabei Substanzen, die die Grenzflächenspannung zwischen zwei Phasen herabsetzen. Insbesondere Tenside bewirken dabei eine Reduzierung der Grenzflächenspannung zwischen Kohlenstoffdioxid und der flüssigen Phase, z. B. Wasser, des Schaumes. Tensid als Bestandteil des weiteren Fluides (im sogenannten „Tensid-Slug”) dient zur Reduzierung der Grenzflächenspannung zwischen Kohlenstoffdioxid und Öl zwecks Bildung einer Öl/Wasser Emulsion oder Mikroemulsion.
Als Tenside können zum Beispiel in Einsatz kommen: Substanzen, die die Grenzflächenspannung zwischen zwei Phasen herabsetzen oder die die Oberflächenspannung einer Flüssigkeit senken und die Bildung von Dispersionen ermöglichen oder unterstützen bzw. als Lösungsvermittler wirken, wie z. B. Alkoholethersulfate, Acylsarkosinate, Alkylbenzolsulfonate, Alkylnaphthalensulfonate, Fettalkoholethoxylate, Oxoalkoholethoxylate, Alkylethoxylate, Alkylphenolethoxylate, Fettamin- und Fettamidethoxylate, Alkylpolyglucoside, Oxoalkoholethoxylate und Guerbetalkoholalkoxylate. Außerdem können verwendet werden: Alkylethersulfonate, Betaine, Alkenylsulfonate, Alkylglykol, Alkoholalkoxylate, Sulfosuccinate, Alkyletherphosphate. Einsetzbare Co-Tenside sind z. B. iC90-Glykol und iC10-Glykol. Einsetzbare Co-Solventen sind z. B. 2-Butanol und Butylglykol.
Bei der Nutzung des Flutmediums zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten ist die Auswahl des Tensides der Zusammensetzung des Formationswassers in der Lagerstätte anzupassen. Die einzusetzenden Alkalien sind chemische Verbindungen mit den typischen Eigenschaften einer Base, wie zum Beispiel Dioxide und Hydroxide der Alkali- und Erdalkalimetalle, und zum Beispiel Natriumhydroxid (Natronlauge) oder Kaliumhydroxid (Kalilauge, Ammoniak und Amine) oder Natriumcarbonat.
Die möglicherweise einzusetzenden Polymere sind dem Fachmann bekannt und können linear, verzweigt oder hyperverzweigt sein. Es können homopolymere oder auch Co-Polymere sein, aufgebaut zum Beispiel auf Basis von Acrylamid und Acrylaten oder Acrylatderivaten. Insbesondere können folgende Polymere eingesetzt werden: Polyacrylamide und teilhydrolysiertes Poylacryiamid sowie Copolymere mit anderen Monomeren wie AMPS, anionische Polymere hergestellt durch Hydrolysation von nicht-ionischen Polyacrylamiden (teilhydrolysiertes Poylacryiamid), bzw. durch Hydrolysation während der Polymerisation, oder Co-Polymerisation von Acrylamiden und Acryl-Säuren; sowie nicht-ionische Polymere und Polymere mit hohem Molekülgewicht hergestellt durch partielle Hydrolyse von Acrylamiden. Außerdem sind auch Biopolymere wie z. B. Xanthan Gum einsetzbar.
Der Schaum kann neben Kohlenstoffdioxid Stickstoff und/oder Erdgas, gegebenenfalls als Gemisch, aufweisen. Das Erdgas kann dabei Methan, Propan, Butan, Ethen und/oder ggf. weitere Bestandteile wie z. B. Schwefelwasserstoff, Stickstoff und Wasserdampf, elementaren Schwefel, Quecksilber enthalten. Das verwendete Erdgas kann ein sogenanntes H-Gas sein, mit hohem Energiegehalt, und einem höheren Methangehalt von 87 bis 99 Vol.-%; oder auch ein L-Gas mit niedrigem Energiegehalt bei Methananteilen von 80 bis 87 Vol.-%. Vorzugsweise wird Sticksoff eingesetzt, der mittels eines kryogenen Verfahrens mit hoher Reinheit gewonnen wurde.
In einer weiteren Ausgestaltungsvariante des Verfahrens ist vorgesehen, dass der Schaum des Flutmediums in der Lagerstätte durch Einbringung von Kohlenstoffdioxid und einer flüssigen Phase, vorzugsweise Wasser enthaltend mindestens ein Tensid, in die Lagerstätte erzeugt wird. Dabei bildet sich der Schaum in der Lagerstätte. Die flüssige Phase und das gasförmige Kohlendioxid können dabei zusammen oder nacheinander bzw. alternierend eingebracht werden.
In einer weiteren Verfahrensalternative ist vorgesehen, dass der Schaum des Flutmediums außerhalb der Lagerstätte erzeugt wird und in die Lagerstätte eingebracht wird. Dieser Schaum ist vorzugsweise flüssig. Bei der Ölförderung bedeutet dies, dass eine obertägige Schaumerzeugung durchgeführt wird und der Schaum durch eine Bohrung in die Lagerstätte eingebracht wird. Diese genannte zweite Verfahrensvariante dient insbesondere für Lagerstätten, die eine hohe Injektivität bzw. Permeabilität von zum Beispiel ≥ 100 mDarcy, bevorzugt ≥ 500 mDarcy, besonders bevorzugt ≥ 1000 mDarcy aufweisen.
Hierbei kann der Schaum wenigstens ein Tensid und/oder wenigstens ein Alkali und/oder wenigstens ein Polymer enthalten.
Außerdem kann zusätzlich zum Schaum ein weiteres Fluid, umfassend wenigstens ein Tensid und/oder ein Alkali und/oder ein Polymer, in die Lagerstätte eingebracht werden. Damit wird ein sogenanntes ASP-Fluten realisiert. In dem Fall, in dem Schaum in der Lagerstätte durch Einbringung von Kohlenstoffdioxid und einer flüssigen Phase in die Lagerstätte erzeugt wird, wird zusätzlich und vorzugsweise alternierend mit den Volumenströmen des Kohlendioxids und der flüssigen Phase das weitere Fluid in die Lagerstätte eingebracht, dort bildet sich der Schaum aus, gegebenenfalls unter Einwirkung eines Tensides des weiteren Fluides. Dabei soll aber auch die gleichzeitige Einbringung der Volumenströme des Kohlendioxids und der flüssigen Phase sowie des weiteren Fluides in die Lagerstätte nicht ausgeschlossen sein. In dem Fall, in dem das Flutmedium außerhalb der Lagerstätte erzeugt wird und in die Lagerstätte eingebracht wird, wird zusätzlich und vorzugsweise alternierend mit dem Schaum-Volumenstrom das weitere Fluid in die Lagerstätte eingebracht, als sogenannte „Slugs”. Dabei soll aber auch die gleichzeitige Einbringung der Volumenströme des Schaums und des weiteren Fluides in die Lagerstätte nicht ausgeschlossen sein. Insgesamt lässt sich dadurch eine Emulsion bzw. eine Mikro-Emulsion herstellen, wobei zur Mobilitätskontrolle üblicherweise verwendete Polymere nunmehr weitgehend durch den Schaum ersetzt werden.
Weiterhin können bei dem erfindungsgemäßen Verfahren obertägig am Ort der Lagerstätte weitere Bestandteile des Synthesegases, wie z. B. Wasserstoff, zur Stromerzeugung verfeuert werden. Das von CO₂ befreite Synthesegas kann des Weiteren alternativ oder ergänzend zur Herstellung von Chemikalien verwendet werden, z. B. mittels der Fischer-Tropsch-Synthese (insbesondere bei GtL-Verfahren („Gas to Liquid”), CtL-Verfahren („Coal to Liquid”) oder BtL-Verfahren („Biomass to Liquid”)).
Des Weiteren können neben CO₂, insbesondere mittels des hergestellten Synthesegases, Lösungsmittel erzeugt werden, die dann gleichermaßen in die Lagerstätte injiziert werden können, ggf. zusammen mit Dampf (sogenanntes VAPEX-Verfahren für Vapor Extraction). Insbesondere bei Off-Shore Lagerstätten kann das CO₂ wie vorstehend beschrieben auf Schwimmkörpern, Schiffen, Kähnen, oder Plattformen (schwimmend, am Boden verankert oder auf dem Meeresgrund stehend) hergestellt werden.
Weitere Einzelheiten und Vorteile der Erfindung soll durch die nachfolgende Beschreibung von Ausführungsbeispielen anhand der Figuren erläutert werden. Es zeigen:
1 eine schematische Darstellung eines Post-Combustion Capture zur Erzeugung von CO₂ zum Einbringen in eine Lagerstätte; und
2 eine schematische Darstellung eines Pre-Combustion Capture zur Erzeugung von CO₂ zum Einbringen in eine Lagerstätte.
Gemäß 1 wird bei einer ersten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens durch Verbrennung eines z. B. Kohlenstoff- oder Kohlenwasserstoff-haltigen Einsatzes E an Luft (als Oxidationsmittel) am Ort einer Lagerstätte 80 (z. B. innerhalb der Anlagengrenze), die ein zu förderndes fluides Medium M in Form von Erdöl speichert, ein Rauchgasstrom R erzeugt und einer CO₂-Abtrennung 30 unterzogen, die z. B. eine Wäsche des CO₂ mit einem beispielsweise aminhaltigen Waschmittel umfasst. Hiernach wird das abgetrennte CO₂ weiter aufgearbeitet 40 und dabei insbesondere komprimiert, getrocknet und weiter gereinigt. Bei der Verbrennung 10 erzeugter Dampf D wird des Weiteren zur on-site Stromerzeugung 20 verwendet.
Das wie vorstehend erhaltene CO₂ kann nun in die Lagerstätte 80, wie oben beschrieben, eingeleitet werden, wobei vorzugsweise am Ort der Lagerstätte das CO₂ zu einem Schaum aufweisenden Flutmedium F verarbeitet wird, ggf. in Kombination mit einem vor- oder nachgelagerten, wasserbasierten weiteren Fluid („Slug”), welches wenigstens ein Tensid und/oder ein Alkali und/oder ein Polymer enthalten kann. Dabei ist das erfindungsgemäße Flutmedium F nicht auf die Zusammensetzung aus Schaum und weiterem Fluid eingeschränkt, sondern es kann auch derart ausgeführt sein, dass es lediglich aus Schaum besteht. Das Gas im Schaum ist im Wesentlichen und vorzugsweise vollständig CO₂. Die Viskosität des Flutmediums F ist höher als die Viskosität von Wasser bzw. der wässrigen Phase und vorzugsweise genauso groß wie des zu fördernden Erdöls M. Im weiteren Fluid und/oder im Schaum enthaltene Tenside und/oder Alkalien vereinfachen eine Mobilisierung des Flutmediums F mit dem Öl M unter Bildung einer leicht zu fördernden Emulsion/Mikroemulsion. Zur weiteren Schaumstabilisierung kann das Flutmedium F außerdem im weiteren Fluid und/oder im Schaum Polymere enthalten. Der Schaum kann gleichzeitig oder auch alternierend mit einem Volumenstrom des weiteren Fluides in die Lagerstätte 80 eingebracht werden.
Beim Einleiten des Flutmediums F über eine Injektionsbohrung 70 in die Lagerstätte 80 verdrängt das Flutmedium F das zu fördernde Erdöl M, so dass das Erdöl M in Richtung einer Produktionsbohrung 90 verdrängt wird und/oder zusammen mit dem Flutmedium F ausgeschwemmt wird.

2 zeigt eine weitere Ausführungsform der Erfindung, bei der im Unterschied zur 1 durch partielle Oxidation 100 eines Kohlenstoff- oder Kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzes E ein CO- und H₂-haltiger Synthesegastrom S über Tage am Ort der Lagestätte 80 erzeugt wird (z. B. innerhalb der Anlagengrenze). Der zur partiellen Oxidation benötigte Sauerstoff kann dabei durch eine Luftzerlegung 150 herstellt werden. Der Synthesegasstrom S wird einer Wassergas-Shift-Reaktion 300 unterzogen, um CO in CO₂ zu konvertieren. Das CO₂ wird vom konvertierten Synthesegasstrom S abgetrennt 400, wobei das CO₂ insbesondere durch eine physikalische Wäsche mit einem organischen Waschmittel (z. B. Methanol) vom konvertierten Synthesegasstrom S abgetrennt wird und ggf. weiteren Reinigungsschritten unterzogen wird 400. Der vom CO₂ bereinigte Synthesegasstrom S' kann dann beispielsweise zur Stromerzeugung 200 verfeuert werden. Das Synthesegas kann ferner zur Produktion von Lösungsmitteln verwendet werden. Weiterhin kann das CO₂ in die Pipeline zum Öl hinzugeben werden, um die Ölviskosität zu reduzieren, damit es besser transportierbar ist. Das on-site erzeugte CO₂ steht zur Injektion in die Lagerstätte 80 zur Verfügung (siehe oben). Bezugszeichenliste

10	Verbrennung und Dampferzeugung
20	Stromerzeugung
30	CO₂-Abtrennung
40	Kompression, Trocknung, Reinigung
60	Schaumerzeugung
70	Injektionsbohrung
80	Lagerstätte des fluiden Mediums (z. B. Erdöl)
90	Förderbohrung
100	Partielle Oxidation
150	Luftzerlegung
200	Stromerzeugung
300	Wassergas-Shift-Reaktion
400	CO₂-Abtrennung
D	Dampf
E	Einsatz (z. B. Kohlenwasserstoff)
F	Flutmedium
M	Fluides Medium (z. B. Erdöl)
R	Rauchgas
R'	CO₂-abgereichertes Rauchgas
S	Synthesegasstrom
S'	CO₂-abgereicherter Synthesegasstrom

Claims

Verfahren zur Förderung eines flüssigen oder gasförmigen Mediums (M), insbesondere Erdöl, aus seiner Lagerstätte (80), bei dem ein zumindest CO₂ aufweisendes Flutmedium (F) in die Lagerstätte (80) geleitet wird, dadurch gekennzeichnet, dass das CO₂ aus einem Rauchgasstrom (R) abgetrennt wird (30), der durch Verbrennung (10) eines Einsatzstoffes (E) erzeugt wird, und/oder dass das CO₂ erzeugt wird, indem ein Synthesegasstrom (S) erzeugt wird, einer Wassergas-Shift-Reaktion (300) unterzogen wird und im Synthesegasstrom (S) enthaltenes CO₂ abgetrennt wird (400).
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Synthesegasstrom (S) mittels Dampfreformierung, partielle Oxidation (100) oder autotherme Reformierung eines kohlen- und/oder kohlenwasserstoffhaltigen Einsatzes (E) erzeugt wird.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Erzeugung des CO₂ am Ort der Lagerstätte (80) erfolgt.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass neben dem CO₂ auch Strom und/oder chemische Produkte erzeugt werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das CO₂ einen Restsauerstoffgehalt von kleiner 1%, bevorzugt kleiner 1000 ppm, bevorzugt kleiner 100 ppm, besonders bevorzugt kleiner 10 ppm aufweist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das CO₂ als Gas in die Lagerstätte (80) injiziert wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das CO₂ als Gas zusammen mit hochreinem Stickstoff und/oder Erdgas. und/oder assoziiertem Gas, wie z. B. Erdölbegleitgas, in die Lagerstätte injiziert wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das CO₂ mit einem Druck von mindestens 30 bar, bevorzugt mindestens 70 bar, besonders bevorzugt mindestens 150 bar in die Lagerstätte (80) injiziert wird, und/oder dass das CO₂ unter derart hohem Druck in die Lagerstätte (80) injiziert wird, dass sich das CO₂ in dem Medium (M) löst oder sich mit dem Medium (M) mischt.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Flutmedium (F) Schaum aufweist, insbesondere mit einem Volumenanteil von wenigstens 60%, wobei der Schaum eine flüssige Phase und CO₂ mit einem Volumenanteil von mindestens 40% aufweist, wobei insbesondere der Schaum einen Sauerstoff-Volumenanteil von maximal 10 ppm des CO₂-Anteils aufweist.
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Viskosität des Flutmediums (F) mindestens 1 Ns/m² beträgt.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Flutmedium (F) weiterhin wenigstens ein Tensid und/oder Alkali und/oder Polymer umfasst.
Verfahren nach Anspruch 9 oder einem der Ansprüche 10 bis 11 soweit rückbezogen auf Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Schaum des Flutmediums (F) in der Lagerstätte (80) durch Einbringen von zumindest CO₂ und einer wässrigen Tensidlösung in die Lagerstätte (80) erzeugt wird.
Verfahren nach Anspruch 9 oder einem der Ansprüche 10 bis 11 soweit rückbezogen auf Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Schaum des Flutmediums (F) außerhalb der Lagerstätte (80) erzeugt wird, insbesondere über Tage am Ort der Lagerstätte (80), und in die Lagerstätte (80) eingebracht wird.
Verfahren nach Anspruch 9 oder einem der Ansprüche 9 bis 13 soweit rückbezogen auf Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass zusätzlich zum Schaum ein weiteres Fluid, umfassend wenigstens ein Tensid und/oder ein Alkali und/oder ein Polymer, in die Lagerstätte (80) eingebracht wird.