DE2350214A1 - Verfahren zur gewinnung von erdoel - Google Patents
Verfahren zur gewinnung von erdoelInfo
- Publication number
- DE2350214A1 DE2350214A1 DE19732350214 DE2350214A DE2350214A1 DE 2350214 A1 DE2350214 A1 DE 2350214A1 DE 19732350214 DE19732350214 DE 19732350214 DE 2350214 A DE2350214 A DE 2350214A DE 2350214 A1 DE2350214 A1 DE 2350214A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- polymer
- water
- agent
- oil
- formulas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Description
Patentanwälte Dipl.-Ing. R Weickmann,
Dipl.-Ing. H. Weickmann, Dipl.-Phys. Dr. K. Fincke
Dipl.-Ing. R Ä.Weickmann, Dipl.-Chem. B. Huber
8 MÜNCHEN 86, DEN
POSTFACH 860820
MÖHLSTRASSE 22, RUFNUMMER 98 39 21/22
HtM DOW CASEi l6,265~F
THE DOW CHEMICAL COMPANY, Midland, Michigan / USA 2030 Abbott Road
MARATHON OIL COMPANY, Pindlay, Hancock, Ohio/USA
."Verfahren zur Gewinnung von Erdöl"
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung-von Erdöl
aus unterirdischen ölhaltigen Formationen und insbesondere ein Verfahren, bei dem Fluide über eine Injektionseinriehtung
in ein unterirdisches Reservoir eingebracht und zu einem Produktionsschacht gefördert werden, über den das
Rohöl gewonnen wird. Die eingeführten Fluide enthalten ein Polymerisat e~rhaltend.es Mittel (polymer conserving agent),
das von dem Reservoirgestein adsorbiert wird, ein die Gewinnung steigerndes Material und ein das Fließvermögen
steuerndes Polymerisat (mobility control polymer).
-Z-
409816/0405
Es ist bekannt, daß beim Fluten eines unterirdischen Reservoirs mit das Fließvermögen steuernden Polymerisaten, z.B.
teilweise hydrolysieren hochmolekularen Polyacrylamiden und Acrylamid/Natriumacrylat-Mischpolymerisaten das Polymerisat
dazu neigt, von dem Reservoirgestein adsorbiert zu werden. Dieses ungünstige Phänomen verschlechtert die durch das Polymerisat
ausgeübten Wirkungen auf die'Steuerung des Fließvermögens,
d.h. es verbleibt eine Wasserschicht mit geringer Viskosität, die leicht durch die Schicht des die Gewinnung
fördernden Materials hindurchdringen kann. Gemäß der US-PS 3 482 631 wird diese Störung dadurch beseitigt, daß man die
Adsorptionsstellen mit einem das Fließvermögen steuernden Mittel, z.B. teilvifeise hydrolysierten hochmolekularen Polyacrylamiden,
sättigt, so daß - nach der Theorie des Autors dieser Patentschrift - dieses Material die Adsorptionsstellen
besetzt, so daß das anschließend injizierte Material durch die "aktiven" Adsorptionsstellen nicht beeinträchtigt wird.
Entsprechend der US-PS 3 532 I66 wird die Adsorption von
Polysacchariden aus deren wäßrigen Lösungen dadurch verhindert, daß man verwerfbare Mittel, wie wasserlösliche Carbonate
und/oder wasserlösliche anorganische Polyphosphate in die Lösung einarbeitet.
Gemäß dem Verfahren der US-PS 3 523 581 wird die Adsorption der die Viskosität steigernden Mittel dadurch verhindert,
daß man eine wäßrige Lösung verwendet, die das die Viskosität steigernde Mittel und ein verwerfbares Mittel enthält, das
bevorzugt an der Oberfläche des Reservoirgesteins adsorbiert wird, wobei als Beispiele für derartige Mittel Alkalimetallpolyphosphate
genannt sind.
Zur Verbesserung der ölgewinnung bei Sekundär- und Tertiär-Gewinnungsmethoden
ist es bekannt, oberflächenaktive Systeme,
409816/0405
wie Emulsionen in Wasser oder in öl oder Micellendispersionen
einzusetzen. Beispiele für derartige Systeme sind in den folgenden US-PSen angegeben 3 275 075, 3 506 070, 3 506 071,
3 W 006, 3 330 3i|-if, 3 3^8 611, 3 126 952, 3 373 809,
3 288 213, 3 163 214 und 3 302 713. Diese oberflächenaktiven
Systeme müssen jedoch Mittel zur .Steuerung des Fließvermögens enthalten, um"eine maximale ölgewinnung zu erreichen. Die
meisten der zur Steuerung des FÜeßvermögens zugesetzten Polymerisate werden jedoch, wenn sie durch das Reservoirgestein
geführt werden, aufgrund der Adsorption des Polymerisats an dem Reservoirgestein aus der Lösung' "ausgelaugt".
Als Folge davon ergibt sich eine Verschlechterung der Steuerung des Fließvermögens, wodurch eine Beeinträchtigung
der ölgewinnung hervorgerufen wird.
Es wurde nun gefunden, daß die Schwierigkeiten, die sich ergeben, wenn man ein wäßriges polymeres Material dazu verwendet,
ein die Restölgewinnung förderndes Material durch eine Formation zu treiben, deren natürliche Förderenergie
verbraucht ist, wesentlich dadurch beseitigt werden können, daß man vor dem die Förderung steigernden Material ein Polymerisat
erhaltendes Mittel verwendet.
Die Erfindung betrifft insbesondere ein Verfahren-zur Gewinnung
von Erdöl aus einer restölhaltigen Formation-, deren
natürliche Förderenergie versiegt ist, gemäß dem man zunächst ein Polymerisat erhaltendes Mittel, dann ein die Gewinnung
förderndes Material und als letztes eine wäßrige Lösung eines polymeren Flutmaterials zur Steuerung des Fließyermögens
einführt.
ν
Die erfindungsgemäß geeigneten. Verdrängungs- oder Flut-Medien umfassen Wasser, das 0,001 bis 0,5 Gew.-^, vorzugsweise 0,01 bis 0,15 % eines wasserlöslichen organischen, das Fließver-
Die erfindungsgemäß geeigneten. Verdrängungs- oder Flut-Medien umfassen Wasser, das 0,001 bis 0,5 Gew.-^, vorzugsweise 0,01 bis 0,15 % eines wasserlöslichen organischen, das Fließver-
.409816/0405-..
mögen steuernden Polymerisats mit einem Molekulargewicht von mindestens etwa 1,5 x 10 , vorzugsweise mindestens
2,5 x 10 , enthält. Die Polymerisate - entsprechen der folr·
genden allgemeinen Formel:
-CH,
C = O NH,
CH,
JZ
in der
R und R' unabhängig voneinander Wasserstoffatome oder
Methylgruppen,
Y+ ein H+-, NHJ- oder Alkalimetall- (z.B. Na+- oder K+-)
oder Erdalkalimetall- (z.B. Mg ++-) Ion,
m eine Zahl mit einem Wert von Null bis 100,
η eine Zahl mit einem Wert von Null b±s 100, vorzugsweise von Null bis 67,
ρ eine Zahl mit einem Wert von Null bis 100, vorzugsweise
0 bis 33,
wobei m + η + ρ gleich 100 ist,
Z eine Zahl mit einem Wert größer als 200 und A eine Verbindung der allgemeinen Formeln:
409816/0405
(1) -CH2 - C - , in der R^ ein Wasserstoffatom oder
X^ eine Methylgruppe und X. eine Gruppe
der folgenden Formeln
0 0
-CN, -OCCH3, -OCH, -OH, -OCH3,
-CN, -OCCH3, -OCH, -OH, -OCH3,
0 0
Il Il
-CCH , -SO"«Υ oder -COCH3
bedeuten,
1 —
(2) -CHp- C- , in der X? eine Gruppe der folgenden
C=O Formeln
NH _/~·υ /-vet _r<troA~ . v"*" _r»tjntj or\~ . ν ·"
J -CH0OH, -CHSO. Y+, -CHCH0SO^Y+,
R2 R2
It
-CH2-CHOH oder -C(CH3)2CH2CCH
und R2 ein Wasserstoffatom oder eine
Methylgruppe bedeuten,
COO~«Y+
(3) -CH2 - C - , in der q Null oder 1 bedeutet,
COO".Y+
(i|) -gh CH- , , in der X3 eine Gruppe der Formeln
C=O COO~.Y+ -0"-Y+, -NH2 oder -OR3, wobei R3
' eine Gruppe der Formeln -CH-, oder
. ■ 5 -CH2CH3 darstellt, bedeutet, oder
409816/04 05
(5) -CHp - C - - , in der R1, und R% Wasserstoff-
atome oder Methylgruppen darstel·
SO"-Y+ len»
bedeuten.
Zum Beispiel sind Polymerisate von einem oder mehreren Monomeren, wie Acrylamid, Acrylsäure (und deren Ammonium-, Alkalimetall-
und Erdalkalimetallsalze), Acrylnitril, Vinylacetat, Vinylformiat, Methylvinyläther und Methylacrylat in
den folgenden US-PSen beschrieben: 3 039 529, Spalte 2,
Zeilen 9-18 und 51-67; 2 827 964, Spalte 2, Zeilen 7-17;
2 842 492, Spalte 1, Zeilen 30-52; 3 282 337, Spalte 4,
Zeile 19 bis Spalte 5, Zeile 27; 3 476 186, Spalte 1,
Zeile 60 bis Spalte 2, Zeile 73 und 2 625 529, Spalte 3, Zeile 60 bis Spalte 7, Zeile 65 sowie in den Beispielen
dieser Patentschriften.
Weitere andere Quellen für derartige Materialien sind ebenfalls zugänglich.
Andere geeignete Monomere sind in den -folgenden Patentschriften angegeben:
N-Methylolacrylamid, Salze von N-SuIfomethylacrylamid,
N-AcryItaurin, N-(2-Hydroxyäthyl)-acrylamid, N-(Diacetonyl)-acrylamid
und dergl. - vergl. US-PSen 3 282 337, 3 476 I86
(Spalte 3, Zeile 64 bis Spalte 8, Zeile 67) und 2 625 529;
Salze von Itakonsäure - vergl. US-PSen 2 842 492 und
2 625 529;
409816/0405
Maleinsäure und. Maleinsauremonoamid sowie deren Salze und
■Hälbester - vergl. US-PSen 2 842 492 und 2 625 529 und
Styrol, Vinyltoluol und ff-Methylstyrol-sulfonate - vergl.
US-PSen 3 282 337 (Spalte 5, Zeile 28 bis Spalte 6, Zeile 5) und 2 625 529-
Aus der US-PS 2 842 492 (Spalte 1, Zeilen 59-66 und Spalte 2,
Zeilen 16-28) ist weiterhin die Herstellung von den Salzen einiger der oben angegebenen Verbindungen beschrieben.
Homopolymerisate und Mischpolymerisate von Acrylamid und
Acrylsäure oder deren Salzen zeigen keine Löslichkeitsprobleme.
Es ist jedoch festzuhalten, daß gewisse der in der obigen allgemeinen Formel als -(-A-)- bezeichnete Monomere
löslich gemacht werden müssen. Zum Beispiel verschlechtert das Einarbeiten von mehr als 65 Gew.-% Acrylnitril die Löslichkeit,
während 30 Gew.-% der Ester, Äther und Ketone, die
in der Gruppe (1) angegeben sind, die gleiche Wirkung herbeiführen,
und schließlich wird die Löslichkeit ebenfalls beeinträchtigt, wenn der Substituent X2 der Verbindungen
der Gruppe (2) mehr als 40 Gew.-% Alkohol- oder Ketonreste enthält. Jedoch führt das Einarbeiten anderer Gruppen -(-A-)-
oder von Acrylamid Acrylsäure oder deren Salze als Monomere zu einer ausreichenden Löslichkeit des restlichen Mischpolymerisats.
Für die Sekundärgewinnung von Erdöl ist es typisch, Salzlösungen und Polymerisate als Flutmedium zu verwenden. Diese
Salzlösungen enthalten häufig zweiwertige Ionen, wie Ca —-Ionen, die das Polymerisat ausfällen können. Demzufolge sind
die bevorzugten, für die Steuerung des Fließvermögens verwendeten Polymerisate diejenigen Produkte, die in Gegenwart
von beispielsweise Ca -Ionen nicht ausgefällt werden. Die bevorzugten Polymerisate werden daher aus der folgenden Gruppe
ausgewählt:
A09816/Q405
in der m + ρ größer als 35» P kleiner als 65, η größer als 15»
m + η + ρ = 100 ist, Y die oben angegebenen Bedeutungen besitzt
und Z größer als 200 ist,
CH ' -
- CH
in der Xp eine Gruppe der folgenden Formeln
-CH-CH0SO"*Y+ oder -CH-SO"«Y+
Rg ein Wasserstoffatom oder eine Methylgruppe bedeuten,
m + ρ größer als 35» η +ρ größer als 15 und m + η + ρ = 100 ist,,Y die oben angegebenen Bedeutungen besitzen und Z grosser als 200 ist, 409816/0405
m + ρ größer als 35» η +ρ größer als 15 und m + η + ρ = 100 ist,,Y die oben angegebenen Bedeutungen besitzen und Z grosser als 200 ist, 409816/0405
23502U
- CH
CH
Z >
in der m + ρ größer als 35» η + ρ größer als 15 und
m + η + ρ = 100 ist, Y die oben angegebenen Bedeutungen
besitzt und Z größer als 200 ist, oder
CH
C=O
C=O
ο"·υ+
in der m größer als 35> η größer als 15 und m + η = 100 ist,
Y die oben angegebenen Bedeutungen besitzt und Z größer als 200 ist. Von dieser Polymerisaten sind diejenigen der Gruppe
am bevorzugtesten.
Die erfindungsgemäß geeigneten Polymerisat erhaltenden Mittel (polymer conserve agents) bestehen aus Wasser, das 0,005 bis
50 Gew.-% mindestens eines der durch die obige allgemeine
Formel dargestellten wasserlöslichen Polymerisats, enthalten, wobei in der Formel m, η und ρ Zahlen mit einem Wert von Null
Formel dargestellten wasserlöslichen Polymerisats, enthalten, wobei in der Formel m, η und ρ Zahlen mit einem Wert von Null
4 0-9 816/0405
bis 100 bedeuten, m + η + ρ = 100 ist, Z geringer ist als 70
und sich vorzugsweise von 0,2 bis 60 erstreckt und R-, R1, Y
und A die oben angegebenen Bedeutungen besitzen. Diese Polymerisat erhaltenden Mittel besitzen typischerweise ein Molekulargewicht
zwischen 2 000 und 500 000. Diese Mittel werden im allgemeinen aus den gleichen Monomeren- hergestellt, wie
sie zur Herstellung der das Fließvermögen steuernden Polymerisate eingesetzt werden, wobei die oben angegebenen Literaturstellen
betreffend die Beschreibung und die Herstellung der das Fließvermögen steuernden Polymerisate ebenfalls an- .
wendbar sind. Die bevorzugten Polymerisat erhaltenden Mittel werden ebenfalls aus den oben angegebenen Gruppen 1 bis 4 ausgewählt.
Bevorzugte Vertreter dieser Gruppen sind diejenigen, bei denen m und ρ Null, η 100, R' ein Wasserstoffatom bedeuten
und die übrigen Variablen den angegebenen Bedeutungen entsprechen.
Das Polymerisat erhaltende Mittel wird geeigneterweise in einer Menge von 0,1 bis 100 % des Porenvolumens der Formation
in die zu behandelnde Formation eingeführt.
Sowohl die das Fließvermögen steuernden Polymerisate als auch die Polymerisat erhaltenden Mittel können in entweder reinem
Wasser oder in Salzlösungen eingesetzt werden. Der Ausdruck "Wasser", wie er hierin verwendet wird, umfaßt sowohl Salzlösungen
als auch reines Wasser.
Das die ölgewinnung fördernde Material kann irgendeine Verdrängungsflüssigkeit
sein, die als mischbares oder quasimischbares verdrängendes Material wirkt und das vorzugsweise
mindestens etwa 20 % Wasser enthält. Vorzugsweise stellen die die Gewinnung steigernden Mittel öl-in-Wasser- oder Wasser-in-Öl-Emulsionen
oder Öl-in-Wasser- oder Wasser-in-öl-Mizellendispersionen
dar. Der Ausdruck "Mizellendispersion11 umfaßt Mizellenlösungen, "transparente" Emulsionen und Mikroemul-
409816/0405
sionen. Vorzugsweise ist das die Gewinnung steigernde Mittel
eine Mizellendispersion, die mindestens 4 bis 20 Vol.-# eines
Erdölsulfonats, das vorzugsweise ein mittleres Äquivalentgewicht
im Bereich von 350 bis 525 aufweist', mindestens 20 und
bis zu 94 Vol.-Ji Wasser, 2 bis 75 Vol.-J5 eines Kohlenwasserstoffs
und gegebenenfalls 0,1 bis 20 Vol.*-$ oder mehr eines
weiteren oberflächenaktiven Mittels, das vorzugsweise ein Alkohol, ein Ester, ein Aldehyd, ein Keton,. ein Äther oder
eine Mischung dieser Materialien, das 1 bis 20 oder mehr Kohlenstoffatome aufweist und/oder 0,01 bis 5 Gew.-^, bezogen
auf das Wasser, eines Elektrolyten, vorzugsweise eine anorganische Säure,eine anorganische Base oder ein anorganisches
Salz enthält. Beispiele für geeignete die Erdölgewinnung steigernden Mittel sind in den. folgenden US-PSen beschrieben:
3 254 714, 3 497 006, 3 506 070, 3 5O6 071,
3 330 344, 3 348 611, 3 126 952, 3 373 809, 3 288 213,
3 126 952, 3 163 214, 3 512 586, 3 302 713, 3 149 669,
3 208 515 und 3 208 517.
Wenn man vor dem die Gewinnung steigernden Mittel das Polymerisat erhaltende Mittel einführt, ist es bevorzugt j die
volumenmäßige Menge {% des Porenvolumens), in der dieses ■
Mittel eingeführt wird, zwischen 0,1 bis 100 %> vorzugsweise
0,5 bis 40 % und noch bevorzugter zwischen 1 -und 20 %
der Formation, bezogen auf das Porenvolumen, zu halten. Ferner kann das Polymerisat erhaltende Mittel in einer Konzentration
von 0,005 bis 50 Gew.-Si· oder mehr, vorzugsweise 0,05 bis ' 5,0
Gew..-%, noch bevorzugter 0,1 bis 1 Gew.-%, vorhanden
sein. Die wäßrige, das Polymerisat erhaltende Mittel enthaltende Lösung kann weitere Additive enthalten, um dem Flutmedium
gewünschte Eigenschaften zu verleihen.
Wenn das Polymerisat erhaltende Mittel in die das die Gewinnung
steigernde Mittel enthaltende Schicht eindringt, kann sich die Konzentration des Polymerisat erhaltenden Mittels von
409816/0405
235021*
OjOl bis 5 Gew. -% oder mehr , vorzugsweise 0,025 bis· 2,5 Gew.-:
oder mehr, noch bevorzugter von 0,05 bis 1 Gew.-#, bezogen
auf das wäßrige Medium, in dem die Gewinnung steigernden Mittel
erstrecken. Wie bereits erwähnt, ist es bevorzugt, daß
das die Gewinnung steigernde Mittel mindestens 20 % Wasser ·
enthält« Vorzugsweise stellt das die Gewinnung steigernde
Mittel eine Mizellendispersion, noch bevorzugter eine Mizellendispersion
in Wasser (water-external micellar dispersion), die 40 bis 95 Vol.-Ji Wasser enthält, dar«
Nachdem die das die Gewinnung steigernde Mittel enthaltende Schicht
injiziert worden ist, wird eine wäßrige Schicht, die das das Fließvermögen steuernde Polymerisat enthält, eingedrückt
(wobei das das- Fließvermögen steuernde Mittel in einer
Menge von 5 bis 75 % oder mehr, bevorzuger 10 bis 50 % des
Porenvolumens der Formation .verwendet wird). Anschließend
wird Wasser eingedrückt, um die zuvor injizierten Schichten
in fluider Kommunikation mit dem unterirdischen Reservoir
zu der Fördereinrichtung zu verdrängen, um dadurch das Rohöl
zu gewinnen.
In den obigen,Ausführungen wurde angenommen, daß das Polymerisat
erhaltende Mittel in derartigen Mengen verwendet wird, daß die Adsorption des das Fließvermögen steuernden
Polymerisats durch den durchströmten Teil des Reservoirs
verhindert wird. Dies ist erforderlich, wenn eine verarmte Wasserschicht vollständig verhindert werden soll. Es gibt
jedoch Fälle, bei denen ohne einem Verlust des gewonnenen Erdöls eine gewisse Adsorption des Polymerisats gestattet
werden kann. Zum Beispiel ist es möglich, die Adsorption während des letzten Viertels des Verdrängungsverfahrens
stattfinden zu lassen. Die erhaltene Wasserschicht besitzt dann ein zu geringes Volumen, um durch die das die Gewinnung
steigernde Mittel enthaltende Schicht hindurchzudringen, bevor die Flutung vollständig abgelaufen ist. Wenn eine der-
4098-16/0405
artige Situation vorliegt, kann die Menge, in der das Polymerisat
erhaltende,Mittel zugesetzt wird, um 25 % vermindert werden.
Es versteht sich, daß die obige Diskussion zwei getrennte
Situationen betrifft. Zunächst ist die das die Gewinnung steigernde Mittel enthaltende Schicht so geartet, daß sie
so formuliert werden kann, daß ihr Fließvermögen dem Fließvermögen
der zu verdrängenden, eine Öl-Wasser-Mischung enthaltende Schicht entspricht. Dies trifft für das Mikroemulsionssystem
zu, wie es in den US-PSen 3 275 075, 3 254 714 und 3 kOG 754 beschrieben ist. Bei einigen anderen
die Gewinnung steigernden Mitteln, wie Alkoholen, kann es erforderlich sein, zur Verminderung des Fließvermögens besondere
Materialien einzuarbeiten. In diesen Fällen führt die Adsorption des das Fließvermögen steuernden. Polymerisats zu der
Bildung einer Wasserschicht mit hohem Fließvermögen zwischen dem Polymerisat und dem die Gewinnung steigernden Mittel.
Dies führt zu einer Durchdringung und Zerstörung der Schicht, die das die Gewinnung steigernde Mittel enthält. Zweitens
kann das die Gewinnung steigernde Mittel ein Material auf Wassergrundlage, wie eine Lösung eines oberflächenaktiven
Mittels sein. Verwendet man dieses Material ohne Modifikation kann es zur Verdrängung der Öl/Wasser-Mischung, die
sich durch die Verdrängung der Reservoir-Fluide ergibt, sehr schlecht geeignet sein. Dies kann eine Folge von relativen
Permeabilitätseffekten oder eine Vermischung aufgrund von Viskositätsänderungen sein. Dies ergibt sich jedoch dadurch,
daß das Fließvermögen des -die Gewinnung steigernden Mittels größer ist als das Fließvermögen der Öl/Wasser-Mischung,
die verdrängt wird. Dieses schlechte Verhalten wird vermindert oder beseitigt, wenn man nicht nur als nächste
Schicht hinter der das die Gewinnung steigernde Mittel enthaltenden Schicht, sondern auch in dieser Schicht als solche
ein das Fließvermögen steuerndes Polymerisat verwendet. In diesem Fall führt die Adsorption zu der Ausbildung einer
409816/0405
23502H
ti
schädlichen, das die Gewinnung steigernde Mittel enthaltenden Schicht mit hohem Fließvermögen zwischen der das die Gewinnung
steigernde Mittel enthaltenden Schicht mit geringem Fließvermögen und der Öl/Wasser-Mischung, die ihr durch das
Reservoir vorausströmt. Das Polymerisat erhaltende Mittel verhindert ein Durchströmen dieser das die Gewinnung
steigernde Mittel enthaltenden Schicht, aus der Polymerisat adsorbiert wurde, durch die Öl/Wasser-Schicht, die durch sie
verdrängt werden soll.
Die folgenden Beispiele sollen die Erfindung weiter erläutern, ohne sie jedoch zu beschränken.
In einem besonderen ölfeld wird öl durch ein Primärgewinnungsverfahren
und dann durch Fluten mit V/asser bis zur wirtschaftlichen Grenze ausgebeutet. Nach dem Ende des Wasserflutens
verbleibt eine große Menge des ursprünglich vorhandenen Öls in den Porenräumen des Gesteins als nicht verringerbare ölsättigung. (Es wird angenommen, daß diese "Restölsättigung"
(residual oil saturation) durch Grenzflächenkräfte zurückgehalten wird.) Die Reservoirparameter und das
Verhalten beim Fluten mit Wasser weisen darauf hin, daß dieses Reservoir für eine Tertiär-Gewinnungsmethode geeignet
ist, bei der eine Mizellenlösung in öl (oil external micellar solution) gemäß der US-PS 3 ^06 75*1 verwendet wird.
Es wird dabei ein geringes Volumen (5 % des Porenvolumens des Reservoirs) der Mizellenlösung verwendet. Das Mizellenfluid
verdrängt das Restöl aus den Porenräumen und treibt es zusammen mit dem nach dem Wasserfluten verbliebenen V/asser
durch das Reservoir. Das öl und das Wasser strömen in Form einer gemischten Schicht vor dem die Gewinnung steigernden
409816/0 4 05
Mittel durch das Reservoir. Mit Hilfe der in dem ÜS-PS
3 4ö6 754 angegebenen Verfahren wird das Fließvermögen des
die Gewinnung steigernden Mittels derart eingestellt, daß es
gleich oder geringer ist als das Fließvermögen der vorausströmenden,
die öl/Wassermischung enthaltenden Schicht. Dies
verhindert, daß das die Gewinnung steigernde Mittel durch ein vermischendes Durchdringen an der Öl/Wasser-Schicht
vorbeiströmt.
Wie in der genannten IfS-PS angegeben ist, ist es erförderlich,
das Fließvermögen des hinter dem die Gewinnung steigernden Mittel strömenden Wassers zu vermindern, um ein schädliches
Eindringen des Wassers durch das die Gewinnung steigernde Mittel mit vermindertem Fließvermögen zu verhindern.
(Diese Maßnahmen sind genauer in: GOGARTY, MEABOM; & MILTOIT,
"Mobility Control Design for Miscible-Type Water-floods
Using Micellar Solutions", J.Pet.Tech., S. l4l, Februar (1970)
beschrieben). Die Verminderung des Fließvermögens erfolgt
dadurch, daß man ein hydrolysiertes Polyacrylamid als das
Fließvermögen verminderndes Polymerisat einsetzt»
Laboruntersuehurtgen von Formationsproben des betreffenden
ölfeldes weisen darauf hin, daß die gewünschte Verminderung
des Fließvermögens durch die Anwendung von 500 ppm des
Polymerisats erzielt werden kann. Die Laboruntersuchungen
ergeben jedoch ferner, daß das Polymerisat in einer Menge von
Q9IlQ.kg/mr von der mit der Polymerisatlösung behandelten
Formation adsorbiert wird (136 kg/1233 m ). Wenn diese Adsorption
eintritt, wird zwischen der Front der Polymerisatlösung und der Rückfront des das mizellare die Gewinnung
steigernde Mittel enthaltenden Schicht ein großes Volumen polymerisatfreien Wassers mit hohen Fließvermögen gebildet.
Wenn dies eintritt, durchdringt Wasser die schmale Schicht des Mizellenfluids, das in unerwünschtem Ausmaß durchströmt
wird. Dieser Effekt kann dadurch beseitigt werden, daß man
4098 16/040 5
" 16 " 23502U
vor der die Mizellenlösung enthaltenden Schicht ein Polymerisat
erhaltendes Mittel in die Formation injiziert. Ein gutes Beispiel hierfür ist ein hydrolysiertes Polyacrylamid mit
einem relativ niedrigen Molekulargewicht.
Es werden Laboruntersuchungen durchgeführt, um den Adsorptionsverlust des Polymerisat erhaltenden Mittels in der Formation
zu bestimmen. Hierzu können die Verfahren angewandt werden, wie sie in dem oben erwähnten Artikel von GOGARTY angegeben
sind. Die Gesamtmenge an zu injizierendem Polymerisat erhaltendem Mittel wird aus dem Volumen des zu behandelnden Reservoirs
und dem Wert des Adsorptionsverlustes, der durch Laboruntersuchungen bestimmt wurde, berechnet.
Es ist bevorzugt, daß die vor dem die Gewinnung steigernden Mittel verwendete Lösung des Polymerisat erhaltenden Mittels
ein Fließvermögen im Reservoir besitzt, das nicht sehr viel kleiner ist als das des Wassers. Dies ergibt sich dadurch,
daß das Polymerisat erhaltende Mittel in der wäßrigen Phase der gemischten Öl/Wasser-Schicht enthalten ist, die durch das
die Gewinnung steigernden Mittel ausgetrieben wird,'und daß das Fließvermögen der gemischten Schicht vermindert werden
kann, wenn das Fließvermögen des Polymerisat erhaltenden Mittels sehr viel geringer ist als das des Wassers. .(Das Ausmaß
dieses Effekts kann nach den Verfahren, wie sie oben von GOGARTY angegeben wurden, berechnet werden). Eine beträchtliche
Verminderung des Fließvermögens der gemischten Schicht würde eine weitere Anpassung des die Gewinnung steigernden Mittels
und einem Anstieg des Gehaltes des das Fließvermögen steuernden Polymerisats, das auf das die Gewinnung steigernde Mittel
folgt, erfordern. Um eine, wesentliche Steigerung des Fließvermögens
zu verhindern, wird das Molekulargewicht des ausgewählten Polymerisat erhaltenden Mittels so niedrig wie möglich
gehalten und das Material wird in einer Konzentration verwen-
409816/0405
det, die zu keinem wesentlichen Anstieg der Viskosität des
V/assers führt. Vorzugsweise verwendet man Wasser mit einem Salzgehalt, der 0,5 % Natriumchlorid oder mehr entspricht,
für die Lösung des Polymerisat erhaltenden Mittels. Dies dient dazu, die Viskosität niedrig zu halten. Dies wäre jedoch
unerwünscht, wenn Laboruntersuchuhgen ergeben würden, daß das zugesetzte Salz die Adsorption des Polymerisat erhaltenden
Mittels beträchtlich erhöhen würde.
Im Einklang mit diesen Überlegungen hinsichtlich des Fließvermögens
würde normalerweise die Lösung des Polymerisat erhaltenden Mittels in einer möglichst hohen Konzentration
injiziert werden, bis die erforderliche Menge des Mittels durch das Reservoir gefördert ist. Wenn z.B. gefunden wird,
daß die Adsorption des Polymerisat erhaltenden Mittels 0,110 kg/nr5 der Formation beträgt,und ein praktikables
Injektionsvolumen in das Reservoir 5 % des ,Porenvolurnens
eines Reservoirgesteins mit einer Porosität von 25 % beträgt,
kann die Konzentration des Polymerisat erhaltenden Mittels als etwa 0,9 % berechnet werden.
Um sicherzustellen, daß das System durchführbar ist, wird ein Bohrkern mit Wasser und öl gesättigt, um die gegen Ende
des Flutens mit"Wasser herrschenden Bedingungen zu simulieren.
Der Kern wird dann durch und durch mit der Lösung des gewählten Polymerisat erhaltenden Mittels, dann mit einem
geringen Volumen des die Gewinnung steigernden Materials und schließlich mit der Polymerisatlösung zur Steuerung des
Fließvermögens geflutet (der Kern muß nicht aus dem fraglichen ölfeld stammen, jedoch sollten extreme Unterschiede
des Fließvermögens vermieden werden). Eine erfolgreiche Verdrängung
d«i Restöls zeigt, daß die Einführung des Polymerisat erhaltenden Mittels vor dem die Gewinnung'steigernden
Mittel die Wirksamkeit des letzteren nicht beeinträchtigt.
4 09816/OA05
Als Ergebnis des zuvor durchgeführten TestProgramms werden
die folgenden Materialien nacheinander in das Reservoir injiziert:
,
(1) Eine 5 % Schicht einer 0,9 #igen Lösung des Polymerisat
erhaltenden Mittels, · .
(2) eine 5 % Schicht der Mizellenlösung und
(3) eine Lösung des das Fließvermögen steuernden Polymerisats
der Art der Konzentration und des Volumens, wie es ähnlich von GOGARTY beschrieben wurde.
Bohrkernuntersuchungen werden durchgeführt, um die Wirkung
der Verwendung eines Polymerisat erhaltenden Mittels vor einem die Gewinnung steigernden Mittel auf die ölproduktion
zu bestimmen.
Berea-Sandsteinkerne mit einer Länge von 1,22 m und einem Durchmesser von 7»6 cm werden für eine tertiäre Flutungsgewinnung
vorbereitet, dadurch, daß man die Kerne zunächst mit Wasser, das 18 000 ppm gelöste Gesamtfeststoffe enthält,
sättigt und anschließend Kerne mit Rohöl mit einer Viskosität von 7 Centipoise bei 220C auf eine Restwassersättigung
flutet und dann die Kerne mit dem 18 000 ppm gelöste
Gesamtfeststoffe enthaltenen Wasser auf die Restölsättigung flutet. Die Kerne besitzen Permeabilitäten von
etwa 100 bis 200 md (Millidarcies).
Die Kerne werden dann in der angegebenen Reihenfolge mit wäßrigen Lösungen eines Polymerisat erhaltenden Mittels
einer Mizellenlösung und eines das Fließvermögen steuernden Polymerisats geflutet. Das genannte Wasser enthält etwa
409816/0405
500 ppm gelöste GesamtfestStoffe.
•Das verwendete Polymerisat erhaltende Mittel entspricht der
oben angegebenen allgemeinen Formel, in der m und η 50,
ρ = 0, Y+ = Na, R und R' Wasserstoffatome und Z etwa 2
bedeuten, d.h. es handelt sich um ein Polymerisat der Gruppe 4. Als das Fließvermögen steuerndes Mittel wird
Dow PUSHER 700, erhältlich von der THE DOW CHEMICAL COMPANY, Midland, Michigan, eingesetzt. Die Mizellenlösung enthält
14,5 Gew.-% eines Erdölammoniumsulfonats (durchschnittliches
Äquivalentgewicht = 410), 4, 2 Gew.-% Trägeröl (von dem Sulfonat), 8,3 Gew.-# Rohöl mit einer Viskosität von 7
Centipoise bei 22°C, 59»5 Gew.-^ destilliertes Wasser,
2,8 Gew.-% anorganische Salze und 0,6 Gew.-ί primäres
Hexanol. In allen Fällen wird 500 ppm gelöste Gesamtfeststoffe
enthaltendes Wasser injiziert, um die Schichten durch die Kerne zu verdrängen.
Die Reihenfolge und die erhaltenen Ergebnisse sind im folgenden angegeben:
Ansatz Beschreibung der Flutung . %.gewonnenes
öl
Nach 4 % Porenvolumen der Mizellenlö- " slüng" werden 70 % Porenvolumen Wasser
eingeführt, das 300 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1) enthält.
Es werden 4 % Porenvolumen der Mizellenlösung,
dann 10 % Porenvolumen Wasser, das 5 000 ppm Polymerisat erhaltendes Mittel und 300 ppm eines
Acrylamidpolymerisats (1) enthält und ι
409816/04 0 5
Ansatz Beschreibung der Plutung
23502H
% gewonnenes öl
60 % Porenvolumen V/asser eingeführt, das 300 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1)
enthält.
Es werden 10 % Porenvolumen Wasser, das 5 000 ppm Polymerisat erhaltendes Mittel
enthält, dann 4 %- Porenvolumen der Mizellenlösung und dann 70 % Porenvolumen Wasser,
das 300 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1) enthält, eingeführt.
Es werden Ί % Porenvolumen der Mizellenlösung
und dann 70 % Porenvolumen Wasser, das 6OO ppm eines Acrylamidpolymerisats
(1) enthält, eingeführt.
Es werden 4 % Porenvolumen der Mizellenlösung,
dann 10'% Porenvolumen Wasser, das -.
5 000 ppm Polymerisat erhaltendes Mittel und 600 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1)
enthält und dann 60 % Porenvolumen Wasser, das 600 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1)
enthält, eingeführt.
Es werden 10 % Porenvolumen^ Wasser^^das^ „,___
5 000 ppm Polymerisat erhaltendes Mittel enthält, dann 4 % Porenvolumen der Mizellenlösung
und dann 70 % Porenvolumen Wasser, das 600 ppm eines Acrylamidpolymerisats (1)
enthält, eingeführt.
(1) Das verwendete Acrylamidpolymerisat ist ein Polyacrylamid mit einem Molekulargewicht zwischen 1,5 Millionen und
Millionen, das zu 15-25 % hydrolysiert ist.
409816/0405
Aus. den obigen Werten ist deutlich ersichtlich, daß das
Polymerisat erhaltende Mittel die ölgewinnung verbessert,
insbesondere wenn das .erhaltene Mittel vor der Injektion
der Mizellenlösung injiziert wird.
409816/0405
Claims (15)
1. Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus unterirdischen
ölhaltigen Formationen durch Einführen eines die Gewinnung steigernden Materials, das ein mischbares oder quasimischbares
verdrängendes Fluid und ein Flutmedium enthält, das Wasser enthaltend 0,001 bis 0,5 Gew. -% eines wasserlöslichen
organischen, das Fließvermögen steuernden Polymerisats mit einem Molekulargewicht von mindestens 1,5 χ 10 enthält,
umfaßt, wobei das Polymerisat der allgemeinen Formel
R1
entspricht, in der
R und R1 unabhängig voneinander Wasserstoffatome oder Methylgruppen,
Y ein H -, NH^- oder Alkalimetall- oder Erdalkalimetallion,
m, η und ρ Zahlen mit einem Wert von Null bis 100,
m + η + ρ gleich 100,
Z eine Zahl mit einem Wert von größer als 200 bedeuten und
A mindestens eine der folgenden allgemeinen Formeln entspricht
409816/0405
C - , in der R. ein Wasserstoffatom oder eine
X1 Methylgruppe und X^ eine Gruppe der fol
genden Formeln
Oo 0
-CN, -OCCH3, -OCH, -OH, . -OCH3, -CCH3
0
-SO"·Y+ oder -COCH3
-SO"·Y+ oder -COCH3
darstellen,
I-C- » in der R0 ein Wasserstoffatom oder eine
1 ^
C=O Methylgruppe und X0 eine Gruppe der fol
genden Formeln
X2 -CH0OH, -CHSO"'Y+, -CHCH0SO^Y+
COO"·Y+
-CH2-CHOH oder -C
darstellen,
O ti
CH2 - C - % in der q Null oder 1 bedeutet,
(CH2)q
coo".
-CH CH- . in der X, eine Gruppe der Formeln
C=O COO"* Y -0 ·Y , -NHp oder -OR,, in denen R,
eine Gruppe der Formeln -CH3 oder
-CH2CH3 darstellt, bedeutet, oder
409816/0A05
in der R^ und R'j, unabhängig voneinander
ein Wasserstoffatom oder Methyl gruppen bedeuten,
in ein oder mehrere Einführschächte, die die Formation durchdringen,
einführt, dadurch gekennzeichnet, daß man in den oder die Einführschächte vor oder gleichzeitig mit dem die Gewinnung
steigernden Material ein Polymerisat erhaltendes Mittel in einer Menge von 0,1 bis 100 % des Porenvolumens der zu behandelnden
Formation einführt, wobei das Polymerisat erhaltende Mittel Wasser umfaßt, das 0,005 bis 50 Gew.-% mindestens
eines wasserlöslichen Polymerisats der obigen allgemeinen Formel enthält, in der Z einen Wert von weniger als etwa 70 aufweist,
während die übrigen Variablen die angegebenen Bedeutungen besitzen.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß ein das Fließvermögen steuerndes Polymerisat der angegebenen
Formel verwendet wird, in der η eine Zahl mit einem Wert von Null bis 67 und ρ eine Zahl mit einem Wert von
Null bis 33 bedeuten.
3. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß ein Polymerisat erhaltendes Mittel der allgemeinen Formel
verwendet wird, in der Z sich von 0,2 bis 60 erstreckt.
Ί. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß das Flutmedium aus Wasser besteht, das 0,01 bis 0,15 Gew.-%
des das Fließvermögen steuernden Polymerisats enthält..
5. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
409816/0405
23502-H
daß ein das Fließvermögen steuerndes Polymerisat eingesetzt
wird, dessen Molekulargewicht mindestens 2,5 x 10 beträgt.
6. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man als Polymerisat erhaltendes. Mittel Wasser
verwendet, das 0,05 bis 5 Gew.-% des Polymerisats enthält.
7. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man das Polymerisat erhaltende Mittel in einer Menge
von 0,5 bis 40 % des Porenvolumens einsetzt.
8. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß man als das Fließvermögen steuerndes Polymerisat
eine Verbindung der allgemeinen Formeln verwendet
eine Verbindung der allgemeinen Formeln verwendet
in der m + ρ größer als etwa 35» P kleiner als etwa 65,
η größer als etwa 15 und m + η + ρ = 100 sind, Y+ ein H+-,
NH2J-, Alkalimetall- oder Erdalkalimetallion und Z eine Zahl mit einem Wert von größer als 200 bedeuten,
η größer als etwa 15 und m + η + ρ = 100 sind, Y+ ein H+-,
NH2J-, Alkalimetall- oder Erdalkalimetallion und Z eine Zahl mit einem Wert von größer als 200 bedeuten,
409816/0405
- CH
in der X2 eine Gruppe der folgenden Formeln
-CH-CH9-SO".Y+ oder -CH-SO^Y+
t *· J ι J
in denen R? Wasserstoffatome oder Methylgruppen bedeuten,
darstellt, m + ρ größer als 35, η + ρ größer als 15 und
m + η + ρ = 100 sind und Y und Z die oben angegebenen Bedeutungen besitzen,
- CH
NH
in der m + ρ größer als 35, η +vp größer als 15 und
ra + η + ρ = 100 sind und Y+ und Z die oben angegebenen
Bedeutungen besitzen oder
409816/0405
- CH
in der m größer als 35» η größer als 15, m + η = 100 sind
und Υ und Z die oben angegebenen Bedeutungen besitzen.
9, Verfahren gemäß Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet,
daß man als Polymerisat erhaltendes Mittel Wasser verwendet, das mindestens ein Polymerisat der Formeln A bis D
gemäß Anspruch 8 enthält, wobei in den angegebenen allgemeinen Formeln Z größer als 0,2 jedoch kleiner als 60 ist und
die übrigen Variablen die angegebenen Bedeutungen besitzen.
10. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man als das Fließvermögen steuerndes Polymerisat
eine Verbindung der allgemeinen Formel
- CH-
A-
409816/0405
23502U
in der m größer als 35 j η größer als 15 und m + ρ = 100
sind und Y und Z die in Anspruch 1 angegebenen Bedeutungen besitzen und als Polymerisat erhaltendes Mittel Wasser verwendet,
das ein Polymerisat der allgemeinen Formel
- CH-
C = O
HH,
in der Z1 eine Zahl mit einem Wert zwischen 0,2 und 60 darstellt
und Y , m und η die in Anspruch 1 angegebenen' Bedeutungen besitzen, enthält.
11. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß ein Polymerisat erhaltendes Mittel der in Anspruch
angegebenen allgemeinen Formel verwendet wird, in der m und ρ Null, η = 100 und R1 ein Wasserstoffatom bedeuten, während
die übrigen Variablen den angegebenen Bedeutungen entsprechen.
12. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß das verwendete,die Gewinnung steigernde Material mindestens 20 Vol.-# Wasser enthält.
13· Verfahren gemäß Anspruch i, dadurch gekennzeichnet,
daß das verwendete, die Gewinnung steigernde Material eine Öl-in-Wasser-Emulsion, eine Wasser-in-öl-Emulsion, eine
409816/0405
23502U
öl-in-Wasser^Mi'zellendispersion oder eine Wasser-in-öl-Mizellendispersion
ist.' ..;;■>
14. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man als die Gewinnung steigerndes Mittel eine Mizellendispersion
verwendet, die 20 bis 94 Vdl.-% Wasser enthält.
15. Verfahren gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das die Gewinnung steigernde Material eine Mizellendispersion
ist, die mindestens 4 bis'20 Vol.-% eines Erdölsulfonats,
mindestens 20 und bis zu 94 Vol.-SS Wasser, .
2 bis 75 Vol.-SS eines Kohlenwasserstoffs und gegebenenfalls 0,1 bis 20 Vol.-% oder mehr eines weiteren oberflächenaktiven
Mittels enthält. . ' ■
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US29520472A | 1972-10-05 | 1972-10-05 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2350214A1 true DE2350214A1 (de) | 1974-04-18 |
Family
ID=23136702
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19732350214 Pending DE2350214A1 (de) | 1972-10-05 | 1973-10-05 | Verfahren zur gewinnung von erdoel |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3783944A (de) |
AT (1) | AT326593B (de) |
BR (1) | BR7307735D0 (de) |
CA (1) | CA1003201A (de) |
DE (1) | DE2350214A1 (de) |
FR (1) | FR2202224B1 (de) |
NL (1) | NL7313648A (de) |
RO (1) | RO71475A (de) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3946811A (en) * | 1974-11-25 | 1976-03-30 | Marathon Oil Company | Polyalkene oxide preslug for protecting displacement fluids from polyvalent ions |
US4113013A (en) * | 1976-11-04 | 1978-09-12 | Texaco Inc. | Asphaltenes as sacrificial agents in oil recovery processes |
DE2811666C3 (de) * | 1978-03-17 | 1981-09-10 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten |
CA1128741A (en) * | 1978-08-14 | 1982-08-03 | Simon Frank | Acrylamide-ammonium acrylate emulsion copolymer for oil recovery |
US4444262A (en) * | 1982-12-13 | 1984-04-24 | Texaco Inc. | Method of using amines as sacrificial agents for chemical flooding |
US4540498A (en) * | 1983-05-31 | 1985-09-10 | The Standard Oil Company | Block copolymers for enhanced oil recovery |
US4574885A (en) * | 1984-06-27 | 1986-03-11 | Phillips Petroleum Company | Agents for petroleum recovery processes |
US4617132A (en) * | 1985-04-01 | 1986-10-14 | Halliburton Company | Method of altering the permeability of a hydrocarbon-containing subterranean formation |
RU2276675C2 (ru) * | 2002-10-09 | 2006-05-20 | Физический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова | Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3039529A (en) * | 1959-05-19 | 1962-06-19 | Dow Chemical Co | Secondary recovery of petroleum |
US3282337A (en) * | 1963-12-09 | 1966-11-01 | Dow Chemical Co | Water flooding process for the recovery of petroleum |
US3254714A (en) * | 1965-11-05 | 1966-06-07 | Marathon Oil Co | Use of microemulsions in miscible-type oil recovery procedure |
US3476186A (en) * | 1967-12-21 | 1969-11-04 | Union Oil Co | Recovery of petroleum by flooding with viscous aqueous solutions of acrylic acid-acrylamide-diacetone acrylamide copolymer |
US3497006A (en) * | 1967-12-26 | 1970-02-24 | Marathon Oil Co | High water content oil-external micellar dispersions |
US3482632A (en) * | 1968-03-15 | 1969-12-09 | Union Oil Co | Miscible flooding process using improved soluble oil compositions |
US3523581A (en) * | 1968-06-21 | 1970-08-11 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process using viscosifier and shear-thickening liquid |
US3500921A (en) * | 1968-07-23 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Polymer-preceded chemical flood |
US3532166A (en) * | 1969-01-10 | 1970-10-06 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process using thickened aqueous flooding liquids |
US3679000A (en) * | 1970-12-04 | 1972-07-25 | Lubrizol Corp | Secondary oil recovery method using n-sulfohydrocarbon-substituted acrylamide polymers as viscosity increasing agents |
-
1972
- 1972-10-05 US US00295204A patent/US3783944A/en not_active Expired - Lifetime
-
1973
- 1973-10-04 BR BR7735/73A patent/BR7307735D0/pt unknown
- 1973-10-04 RO RO7376246A patent/RO71475A/ro unknown
- 1973-10-04 NL NL7313648A patent/NL7313648A/xx not_active Application Discontinuation
- 1973-10-04 CA CA182,631A patent/CA1003201A/en not_active Expired
- 1973-10-05 FR FR7335651A patent/FR2202224B1/fr not_active Expired
- 1973-10-05 DE DE19732350214 patent/DE2350214A1/de active Pending
- 1973-10-05 AT AT853173A patent/AT326593B/de not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US3783944A (en) | 1974-01-08 |
AU6072073A (en) | 1975-03-27 |
ATA853173A (de) | 1975-03-15 |
NL7313648A (de) | 1974-04-09 |
FR2202224A1 (de) | 1974-05-03 |
AT326593B (de) | 1975-12-29 |
RO71475A (ro) | 1982-05-10 |
BR7307735D0 (pt) | 1974-08-15 |
CA1003201A (en) | 1977-01-11 |
FR2202224B1 (de) | 1976-05-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60025212T2 (de) | Wasser-in-öl-mikroemulsionen zur verwendung in öl- oder gasfeldern und verfahren mit deren verwendung | |
EP0047370B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0073894B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0058371B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten | |
EP0207312B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischem Speichergestein | |
DE2447589A1 (de) | Erhoehung der wirksamkeit des wasserflutens bei der oelgewinnung | |
DE2753091A1 (de) | Verfahren zur sekundaergewinnung von erdoel | |
EP0047369B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE3307712A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein | |
DE2350214A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel | |
EP0213321A2 (de) | Verfahren zur Injektivitätserhöhung von Einpressbohrungen bei der Ölförderung mittels Wasserfluten | |
DE2917534A1 (de) | Verfahren zur gesteigerten erdoelgewinnung | |
EP2568029B1 (de) | Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten | |
DE3105912C1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von OEl aus einer unterirdischen Lagerstaette | |
AT391871B (de) | Mittel und verfahren zum saeuern unterirdischer formationen | |
DE2419540B2 (de) | Verfahren zur sekundaergewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen lagerstaette | |
EP0272405B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte durch Tensidfluten | |
EP0088206B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0565042A2 (de) | Verfahren zur Verringerung oder vollständiger Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas | |
EP0090920B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten | |
DE3644385A1 (de) | Verfahren zur erhoehten gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten | |
EP2559844A2 (de) | Verfahren zur Förderung von viskosem Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten | |
DE2950157A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden lagerstaette | |
AT305931B (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl | |
DE2450290C3 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
OHA | Expiration of time for request for examination |