DE2421073A1

DE2421073A1 - Verfahren zur erdoelgewinnung aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden formation

Info

Publication number: DE2421073A1
Application number: DE2421073A
Authority: DE
Inventors: Joseph Columbus Allen; Jack Herman Park; Jack Franklin Tate
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1973-05-04
Filing date: 1974-05-02
Publication date: 1974-12-19
Also published as: BR7403514D0; US3837399A; CA1005338A

Description

Patentassessor Hamburg, den 26. März 1974

Dr. Gerhard Schupfner 769/HH

Deutsche Texaco A.G.

2000 Hamburg 76 T 74 015 (D 73,332-1-F).

Sechslingspforte 2

TEXACO DEVELOPiIBNT CORPORATION

135 East 42nd Street New York, N.Y. 10017

U.S.A.

Verfahren zur Erdölgewinnung aus einer üntertägigen erdölführenden Formation

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Erdölgewinnungsverfahren aus üntertägigen, erdölhaltigen Formationen, insbesondere ein kombiniertes, mischbares Wasserinjektiois-Förderverfahren, was auf untertägige, viskoses Erdöl einschließlich Teersande enthaltende Formationen anwendbar ist. In einer besonderen Ausführungsform wird eine Mischung aus einem üblichen Lösungsmittel, wie beispielsweise- Propan, Butan, Benzol oder Toluol, welche zur Erdöllösung geeignet sind, und aus einem schweren Lösungsmittel, wie beispielsweise CCl,, in die Formation und Wasser auf den Boden der Formation injiziert.

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Erdöl wird normalerweise aus untertägigen Formationen, in welchen es sich, angesammelt hat, durch Abteufen einer oder mehrerer Bohrungen in die Formation und Pumpen oder Ausfliessen desselben durch diese Bohrungen gefördert. Die Erdölgewinnung aus erdölhaltigen Formationen ist nur möglich, wenn bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Es muß eine entsprechend hohe Erdölkonzentration in der Formation vorhanden und es müssen genügend Porosität und Permeabilität oder miteinander verbundene Stromkanäle in der Formation gegeben sein, um einen Flüssigkeitsstrom durch dieselbe zu gestatten, wenn genügend Druck auf die Flüssigkeit ausgeübt wird. Auch muß die Erdölviskosität genügend niedrig sein, um ein Strömen des Öls.in der Formation zu erlauben, wenn ein Druckgradient vorhanden ist oder aufgezwungen wird. Wenn die untertägige, erdölhaltige Formation natürliche Energie in Form eines aktiven, fallenden Wassertriebs, eines im Erdöl gelösten Gases oder eine Hochdruckgaskappe über dem Öl aufweist, wird diese Energie allgemein zur Erdölförderung eingesetzt. Erdölgewinnung durch Einsatz natürlicher Energie wird als Primärgewinnung bezeichnet. Ist diese natürliche Energie erschöpft oder liegen Formationen vor, welche Öl enthalten, welches zu viskos ist, um beweglich zu sein, oder liegen Formationen vor, welche keine ausreichende originäre, natürliche Energie enthalten, um eine Primärgewinnung zu gestatten, muß ein Zusatzförderverfahren, welches der Formation Energie zuführt, angewendet werden, um Erdöl aus der untertägigen Formation zu extrahieren. Zusatzförderung wird häufig als-Sekundär- oder Tertiärgewinnung bezeichnet, obgleich es sich hierbei bei der Betrachtung der Anwendungsabfolge um

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eine primäre, sekundäre oder tertiäre Förderung handeln kann.

Das Wasserfluten, welches die Wasserinjektion in die untertägige Formation zum Zwecke des in horizontaler Richtung erfolgenden Verdrängens von Erdöl zur Förderbohrung beinhaltet, ist das wirtschaftlichste und am häufigsten angewandte Zusatzgewinnungsverfahren. Jedoch verdrängt Wasser das Erdöl mit keiner sehr hohen Wirksamkeit, da Wasser und Öl miteinander nicht mischbar sind; ferner ist die Grenzflächenspannung zwischen Wasser und Öl ziemlich hoch und die Viskositäten von Wasser und Öl sind völlig unterschiedlich. Die auf diesem Gebiet tätigen Fachleute erkannten diesen Nachteil des Wasserflutens und der Stand der Technik lehrt die Injektion eines Kohlenwasserstoff-Lösungsmittels oder anderer, mit dem Formationsöl . mischbarer Materialien. Das Lösungsmittel ist zur Wechselwirkung mit dem Formationsöl durch direktes Lösen desselben oder Verteilen in demselben in der Lage, wodurch die Viskosität des Öls herabgesetzt wird, was eine leichtere Verdrängung zur Förderbohrung bewirkt. Diese Art des Flutens ist insbesondere auf sehr viskose Öle enthaltende Reservoirs, z. B. eine Viskosität über 50 cP aufweisend, anwendbar. Obgleich das mischbare Fluten unter Verwendung der Lösungsmittelinjektion sehr wirksam bezüglich der Gesamtölgewinnungswirksamkeit ist, ist es aus wirtschaftlichen Gründen nicht sonderlich attraktiv infolge der relativ hohen Lösungsmittelkosten. Die Gesamtkosten des Lösungsmittelflutens sind häufig untragbar. Obwohl die Lösungsmittelkosten pro Gewichtseinheit relativ niedrig sind, werden für ein übliches Lösungsmittelinjektionsverfahren große Lö-

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sungsmittelmengen benötigt, was teuer wird. Versuche wurden unternommen, einen kleinen Slug Lösungsmittel in die untertägige Formation und nachfolgend Wasser zu injizieren in der Hoffnung, daß das Lösungsmittel sich vermischen, das Formationsöl verdünnen und die Lösungsmittel-Rohöl-Mischung sodann wirkungsvoller durch das anschließend injizierte Wasser ver-' drängt werden würde. Jedoch schlugen diese Versuche aus einer Vielzahl von Gründen häufig fehl, wobei der häufigste Grund darin zu suchen ist, daß das Lösungsmittel die neigung hat, in den unteren Teil der Formation zu wandern. Dichteunterschiede von üblichen Kohlenwasserstoff-Lösungsmitteln, Wasser und dem Formationsöl sind für die Trennung der Fluide verantwortlich.

Das bekannteste Beispiel für hochviskose Erdöllagerstätten, welche den üblichen Gewinnungsverfahren widerstehen, sind die sogenannten Teer- oder Bitumensande. Hier sind es vor allem die berühmten Athabasca-Teersande in Alberta, Canada, obgleich es noch andere große Lagerstätten in den USA und in Venezuela gibt. Die Gewinnung wird allgemein mittels Abräumbergbau oder in situ-Abtrennung durchgeführt. Die in situ-Abtrennung erfolgt allgemein durch thermische Anregung, wie in situ-Verbrennung oder Hitzefluten oder durch die Kombination Dampf-Emulgierung. Bisher war keines der in situ-Abtrennverfahren in der Praxis vollständig erfolgreich.

Aus dem Vorstehenden kann entnommen werden, daß es schwieriger ist, Erdöl aus einer relativ viskoses Öl, ζ. Β. mit einer

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Viskosität über 50 cP, enthaltenden Formation zu gewinnen, und daß eine beträchtliche Notwendigkeit in der Ölgewinnungstechnik besteht, viskoses Erdöl wirkungsvoll und preiswert zu fördern.

Es wurde gefunden, daß viskoses Erdöl aus untertägigen Formationen durch injizieren von Wasser auf den Boden der Formation und von Lösungsmittel ., dessen Dichte geringer als die des Wassers und größer als die des Öls ist, oberhalb der Wasserinjektionsstelle gefördert werden kann. In einer bevorzugten Ausführungsform ist der Siedepunkt des Lösungsmittels niedriger als der des Erdöls, um die Lösungsmittelabtrennung zwecks Wiederverwendung zu erleichtern. Das Lösungsmittel besteht aus einer Mischung von üblichem Lösungsmittel, welches zum Lösen oder zum Verteilen desselben im Öl fähig ist, wie'beispielsweise LPG·, Propan, Butan oder Naphtha oder einem aromatischen Lösungsmittel, z. B. Benzol oder Toluol, und einem schwereren Lösungsmittel, wie beispielsweise CSp oder einem Halogenkohlenwasserstoff-Lösungsmittel, welches in Wasser unlöslich und mit demselben nicht reagiert, z. B. CGI/ oder CHCl.*. Durch Verändern der Anteile von üblichem Öllösungsmittel und schwererem Lösungsmittel kann eine Lösungsmittelmischung formuliert werden, welche eine Dichte hat, welche zwischen der des Wassers und der eines zu fördernden Öls liegt. Wenn der Siedepunkt der Lösungsmittelmischung niedriger als'der des Öls ist, kann die geförderte Flüssigkeit, bestehend aus Öl und injiziertem Lösungsmittel, getrennt, das Lösungsmittel zur Verflüssigung komprimiert und erneut injiziert werden, wodurch

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die Lösungsmittelmengen, welche für ein kontinuierliches Lösungsmittelfluten gemäß dem Verfahren nach der Erfindung notwendig sind, beträchtlich reduziert werden.

Die Zeichnung zeigt einen Schnitt durch eine zu behandelnde Formation einschließlich der notwendigen Abtrenn- und Rückführungsanlagen für das Lösungsmittel.

Die Erfindung hat ein Erdölgewinnungsverfahren zum Gegenstand, wobei insbesondere relativ viskoses Erdöl, einschließlich Teersande, enthaltende untertägige Formationen ausgebeutet werden. Das Verfahren macht von einem Lösungsmittelsystem mit speziellen Eigenschaften Gebrauch, wobei diese Eigenschaften auf die jeweilige zu behandelnde Formation zugeschnitten sind. Um wirksam zu sein, muß das zu injizierende Lösungsmittelsystem folgende Eigenschaften haben:

1.) Die Dichte des Lösungsmittels muß geringer als die des Wassers sein.

2.) Die Dichte des injizierten Lösungsmittels muß größer als die des in der Formation enthaltenen Erdöls sein. Sehr wünschenswert ist es, wenn das Lösungsmittel noch die weiteren Eigenschaften aufweist:

1.) Der Siedepunkt der injizierten Lösungsmittelmischung sollte wesentlich niedriger als der des in der Formation enthaltenen Kohlenwasserstoff-Fluids sein, um eine Lösungsmittel-Vakuumdestillation zwecks erneuter Injektion des Lösungsmittels in die Formation zu gestatten.

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2.) Die thermische Stabilität jeder Komponente sollte derart sein, daß sie in der Vakuumdestillation ohne Zersetzung abgetrennt werden können, falls Wärme angewendet wird.

3.) Die Komponenten sollten keine nennenswerte Reaktion miteinander eingehen, was die chemischen Eigenschaften des Lösungsmittelsystems beeinflussen würde, und sollten nicht mit Wasser reagieren oder in demselben spürbar löslich sein. Diese Forderung eliminiert gewisse halogenierte Verbindungen, wie beispielsweise Ally!halogenide, welche sonst gute .Erdöllösungsmittel sind.

4.) Die Lösungsmittelviskosität sollte niedriger als die des Wassers sein, um das viskose Fingern des Wassers • in das Lösungsmittel zu vermeiden.

5.) Die Komponenten sollten relativ billig und leicht zugänglich sein.

Ein einzelnes Lösungsmittel dürfte diese Anforderungen alle sicherlich nicht erfüllen, dagegen wird eine Mischung von zwei oder mehr Komponenten hierzu in der Lage sein. Die Mischung besteht aus:

1.) Einem üblichen Erdöllösungsmittel, welches entweder ein aliphatischer Kohlenwasserstoff, wie beispielsweise LPG-, Propan, Butan, Pentan, Naphtha oder Mischungen derselben, oder ein aromatischer Kohlenwasserstoff, wie beispielsweise Benzol, Toluol, etc., ist; und (

2.) einem "schweren" Lösungsmittel mit einer wesentlich

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über der des Erdöls liegenden Dichte, z. B. }■ 0,8 bis 1,0. Geeignete Materialien hierfür sind CSp und halogenierte Kohlenwasserstoffe, welche in Wasser unlöslich sind und mit demselben nicht reagieren, wie z. B. CCl-. Aus der Tabelle ist zu entnehmen, daß die Dichten

von CS₀, CCl., CHCl., und Chlorbenzol wesentlich höher ^ 4 3 -

als die von Propan, Butan, Pentan oder Hexan liegen. Die Siedepunkte dieser Materialien, insbesondere CSp und CCl., sind ausreichend niedrig und die thermische Stabilität ist genügend hoch, um eine relativ vollständige Yakuumabtrennung dieser Materialien vom geförderten Öl zu erlauben. Auch reagieren sie im wesentlichen nicht mit Wasser bei Lagerstättenbedingungen.

CSp ist sowohl als wirkungsvolles Lösungsmittel als auch als Beschickung für die Herstellung anderer Lösungsmittel, einschließlich CCl., bekannt. CSp ist durch Erhitzen von Koks und Schwefel im elektrischen Ofen leicht herzustellen. Es ist unlöslich in Wasser, reagiert nicht mit demselben und ist ein ausgezeichnetes Lösungsmittel für die meisten Öle. Es ist für das Lösen von aliphatischen Materialien oder Bitumen sehr gut geeignet. Da Bitumen der Lösung durch die meisten Lösungsmittel widersteht, ist die CSp-Terwendung als schwere Lösungsmittelkomponente in dem Mehrkomponenten-Lösungsmittelsystem gemäß der Erfindung besonders gut für Formationen, welche nennenswerte Bitumenmengen, wie beispielsweise Teersande, enthalten. 409851/0255

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Weiterhin ist die Viskosität von CSp wesentlich niedriger als die des Wassers, so daß Wasser CS₂ ohne viskoses Fingern wirksam verdrängen kann. Eine CS₂-in-Wasser-Emulsion kann ebenfalls als schweres Lösungsmittel verwendet werden.
TABELLE

Dichten und	Material	Siedepunkte	von Lösungsmitteln
Äthan	Dichte	Siedepunkt, ⁰C
Propan	0,546	-88,6
n-Butan	0,585	-42,2
n-Pentan	0,60	- 0,6
i-Hexan	0,630	36,3
Benzol	0,654	60,2
Toluol	0,879	80,1
CS₂ ·	0,866	110,8
CHCl₃	1,263	46,3
CCl₄	1,498	60,0
Chlorbenzol	1,595-	76,8
1,106	132,0

CCl. ist ein weiteres ausgezeichnetes schweres Lösungsmittel im Verfahren. Die Tabelle gibt an, daß

kann seine Dichte größer als die von CSp ist. Weiterhin / die schwere Lösungsmittelkomponente aus einer Mischung von CS₂ und CCl. bestehen. Andere halogenierte Materialien können, falls leicht zugänglich, ebenfalls verwendet werden, jedoch könnten die Materialkosten eine Beschränkung erzwingen. Gewöhnlich wird die schwere Komponente des Lösungsmittelsystems entweder CS₂ oder CCl, oder eine Mischung derselben sein.

Diese Mischungen stellen eine besonders bevorzugte 409851/0255 _₁₀_

Ausführungsform dar, da die Feuergefährlichkeit und der niedrige Flrjnmpunkt des CS„ größtenteils überwunden werden.

Ein übliches Erdöllösungsmittel kann jeder leicht erhältliche Kohlenwasserstoff oder -derivat sein, obgleich gewöhnlich ein einfacher aliphatischer Kohlenwasserstoff, wie beispielsweise Propan, Butan, Pentan, Naphtha oder LPG-, oder ein aromatisches Lösungsmittel, wie beispielsweise Benzol oder Toluol, in der Erfindung geeignet ist. Es sollte ausreichend preiswert und leicht erhältlich sein, um die Verwendung ohne nachteiligen Einfluß auf die Wirtschaftlichkeit des Terfahrens zu gestatten.

Die erdölhaltige Formation wird von einer Injektions- (1) und einer Produktionsbohrung (2) durchteuft. Me Injektionsbohrung (1) ist mit einem Rohrstrang (3) versehen, welcher oberhalb des Bodens der Bohrung (1) endet. Der Boden der Bohrung (1) ist mittels eines Zementpropfens (6) verschlossen und die Verrohrung (7) weist Perforationen (8) zwischen dem Boden des Strangs (5) und dem Zementpropfen (6) auf. Der Strang (3) ist an der Oberfläche mit einem unter Druck stehenden Wasservorrat (9) verbunden, wobei das Wasser durch den Strang (3) und die Perforationen (8) in den unteren Teil der Formation gedruckt werden kann.

Ein Packer (1O) dichtet die äußere Strangoberfläche gegen die

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Innenseite der Verrohrung (7) ab. Perforationen (11) sind

(7) oberhalb des Packers (10) in der Verrohrung/vorhanden. Der Kopf der Bohrung (1) ist mit einer Injektionsvorrichtung (12) zur Flüssigkeitsinjektion in den zwischen dem Strang (3) und der Verrohrung (7) ausgebildeten Ringraum (13) versehen. Hierdurch wird eine getrennte Verbindung von der Oberfläche in die Formation geschaffen zwecks einer von der Wasserinjektion unabhängigen Lösungsmittelinjektion;

Die Förderbohrung (2) ist in ähnlicher V/eise mit einem Strang (14), welcher von der Verrohrung (16) durch einen Packer (15) abgedichtet ist, fertiggestellt. Perforationen sind unter (17) und über (18) dem Packer angeordnet. Der Strang (14) ist mit einem Wasservorrat (19) verbunden, so daß Wasser in oder aus der Formation über den Strang (14) und durch die Perforationen (17) gepumpt werden kann. Der obere Teil der Bohrung (2) ist mit einer Flüssigkeitsverbindung in den Ringraum (20) verbunden, so daß injiziertes Lösungsmittel und Erdöl durch die Perforationen (18) und den Ringraum (20) gefördert werden können. ' ■

An der Oberfläche tritt die geförderte Lösungsmittel-Öl-Mischung in den Abtrenntank (21) ein, welcher mit einer Rühroder Mischvorrichtung ausgerüstet sein kann. Die Ansaugleitung (22) des Kompressors (23) ist mit dem Kopf des Abtrenntanks (21) verbunden. Das durch den Kompressor (23) erzeugte Vakuum bewirkt Sieden des Lösungsmittels im Tank (21). Verdampftes Lösungsmittel gelangt durch die Leitung (22) in den

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(23), wo es komprimiert wird, und nachfolgend in .üiidensator (24), wo eine Verflüssigung durchgeführt wird. .π die Leitung (25) strömt die Flüssigkeit, wo sie mit .!!•',«mittel aus dem Vorratstank (26), falls notwendig, veriit wird, und wird erneut in die Bohrung (1) injiziert.

,für Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens kann es •votidig sein, zuerst Lösungsmittel ohne Wasser zu injizieren, .lohöl im unteren Teil des Reservoirs zu lösen.(Palis jedoch on eine wassergefüllte, unter der ölgesättigten Formation -•ende Zone vorhanden ist, ist dieser Verfahrens schritt •.it notwendig.) Wird die Lösungsmittel- ohne die Wasserin-.'ion durchgeführt, wird das Lösungsmittel infolge der gegen-.r dem Erdöl höheren Dichte in den untersten Teil der Forman wandern. Die Lösungsmittelinjektion wird solange fortgebt, bis Lösungsmittel und Öl aus der Fördertohrung gewonnen "len und die Ölkonzentration im Lösungsmittel abzunehmen •'innt. Eine Abnahme der Lösungsmittelkonzentration zeigt an, ' ier unterste Teil der Formation im wesentlichen an Erdöl ~"iöpft ist.

- eine Zone am Boden der Formation erschöpft ist, wird die orinjektion durch die Stränge (3) und (14) begonnen. Der '-■^r der Wasserinjektion in die Formation liegt darin, daß ■>'>oungsmittelzone nach oben wandert, um so fortlaufend mit ootem Erdöl in Berührung zu kommen. Die Wasserinjektion ■ ·^Ί beiden Bohrungen wird je nach Notwendigkeit fortgesetzt, '.■ Lösungsmittel-Wasser-Grenzflache im wesentlichen auf

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gleicher Höhe zv/ischen Injektions- und Förderbohrung zu halten.

Das Lösungsmittel wandert in horizontaler Richtung in einer dünnen Zone und das Lösungsmittel selbst bewegt sich langsam nach oben, bis die Formation im wesentlichen an Kohlenwasserstoffen erschöpft ist. Zu diesem Zeitpunkt wird die Lösungsmittelzone am Kopf der Formation sein. Sodann kann Wasser durch die Injektionsbohrung und die Perforationen injiziert werden, um verbleibendes Lösungsmittel durch die Formation zwecks Wiedergewinnung zu verdrängen.

Während des Verfahrens wird fortlaufend Vakuumabtrennung des Lösungsmittels durchgeführt, dasselbe komprimiert und zur erneuten Injektion verflüssigt. Bei. der Lösungsmittel-Kreislaufführung wird ein sehr viel geringeres Lösungsmittelvolumen benötigt.

Anfänglich wird im wesentlichen alles zu injizierende Lösungsmittel zugekauft und aus dem Vorratstank (26) aus injiziert. Wenn die geförderten Flüssigkeiten ausreichend Lösungsmittel zur Einleitung der Abtrennung enthalten, werden steigende injizierte Lösungsmittelmengen aus den geförderten Flüssigkeiten erhalten, bis das meiste injizierte Lösungsmittel aus der Abtrenn-Verflüssigungsanlage erhalten werden kann. Obgleich die Lösungsmittelabtrennung aus dem geförderten Öl, die Verflüssigung und erneute Injektion nicht erfindungswesentlich ist, würden die Betriebskosten ohne Lösungsmittel-Kreislaufführung zu hoch und das Verfahren unwirtschaftlich.

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In einer anderen Ausführungsform wird ein zur Öllösung und zum Aufquellen desselben fälliges Gas mit der Lösungsmittelmischung injiziert. Beispielsweise kann COp in der Lösungsmittelmischung gelöst oder getrennt in die !Formation injiziert werden. CO₂ wandert nach oben in die ölgesättigte Zone und löst Öl. Die COp-Auflösung im Öl bewirkt ein Aufquellen des Öls und vermindert die Viskosität desselben. Die aus der C0_?- Zugabe herrührende Viskositätsverminderung tritt zusätzlich zu der durch Lösungsmittellösung des Öls bewirkten auf. Somit wird die Gesamtwirksamke.it des Verfahrens verbessert.

Es sollte hervorgehoben werden, daß das erfindungsgemäße Verfahren wesentlich von einem üblichen horizontalen Verdrängungsverfahren abweicht, betrachtet man nun ein Wasserflutverfahren oder ein Injektionsverfahren unter Anwendung eines Lösungsmittelslugs mit nachfolgender Wasserinjektion. Im vorliegenden Verfahren dringt bei einem Durchgang oder bei gegebener Zeit nur in einen kleinen Teil des Reservoirs injiziertes Lösungsmittel ein. Eine pfannkuchenartige Zone injizierten Lösungsmittels reicht vom Injektionspunkt bis zu den Förderbohrungen. Beim Lösen von Öl durch das injizierte Lösungsmittel wird der zuvor von lOrmationsöl besetzte Bereich durch auf den Boden der Formation injiziertes Wasser erneut besetzt, so daß die pfannkuchenähnliche Zone des Lösungsmittelangriffs langsam nach oben wandert. Die durch das injizierte. Lösungsmittel bei gegebener Zeit ausgeräumte Zone stellt einen geringen Prozentsatz des gesamten Porenvolumens der Formation dar, was die Menge benötigten Lösungsmittels erheblich vermindert. Die

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Injektion des Lösungsmittels wird fortgesetzt, wobei die Grenzflächenzone zwischen Formationsöl und Lösungsmittel und die zwischen Lösungsmittel und dem unterliegenden Wasser langsam nach o~ben wandern, bis im wesentlichen die gesamte Formation durch das Lösungsmittel ausgeräumt worden ist.

Feldversuch

Eine untertägige, erdölhaltige Formation in 243,8 m Tiefe wies eine Stärke von 29 m auf. Die durchschnittliche Viskosität der Formationsflüssigkeit betrug 200 cP. Versuche zur Ölgewinnung mittels üblicher Primärförderung waren erfolglos infolge der hohen Erdölviskosität. Ebenso waren Versuche, das Öl aus Förderbohrungen zu pumpen, erfolglos. Die API-Dichte dieses Öls betrug 20° (0,9227 gr./cm⁵). Wasser hat eine Dichte von 0,998· gr./cm und es war notwendig, ein Lösungsmittel mit einer Dichte zwischen 0,9227 und 0,998 gr./cm einzustellen. Es wurde gefunden, daß diese Bedingungen von einer Mischung aus 62 Gew.-% CSp und 38 Gew.-% Butan, was zur Lösungsmitteldichte von 0,9634 gr./cm führte, am besten erfüllt wurden. Diese Mischung wurde durch den Ringraum in die Formation und V/asser darunter durch die Verrohrung injiziert. Gefördert wurde aus" dem Ringraum einer in die Formation abgeteuften Förderbohrung, welche nahe des ölhaltigen Bereichs perforiert war. Auch wurde Wasser durch die Verrohrung der Förderbohrung injiziert. Die geförderte Flüssigkeit wurde dann in einen Vakuumabtrenntank gepumpt, welcher mit dem Ausgangsstutzen eines Kompressors verbunden war. Die Siedepunkte von Butan und CS₂ betragen bei Atmosphärendruck -1,11 bzw. 65,6⁰C, so daß das Lösungsmittel

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im Abtrenntank -vollständig verdampft, im Kompressor komprimiert und anschließend in einem Kondensator zwecks erneuter Injektion verflüssigt wurde. Dieser Betriebsablauf wurde solange fortgesetzt, bis die ausgeräumte Zone in den oberen Teil des ölgesättigten Abschnitts mittels Wasserinjektion auf den Boden der Formation gedruckt worden war. Nachdem die ausgespülte Zone sich in den obersten Teil des Abschnitts bewegt hatte und im wesentlichen kein weiteres Formationsöl gefördert wurde, wurde die in der Formation verbliebene Lösungsmittelmischung durch Wasserinjektion oder Injektion eines anderen billigen Lösungsmittels, wie beispielsweise Erdgas, Äthan, Propan, Butan, etc., durch die oberen Perforationen gewonnen und zwar solange, bis die teureren Lösungsmittelmaterialien gefördert worden waren zwecks Wiederverwendung in ähnlichen Gewinnungsverfahren.

Aus dem Feldversuch ist zu entnehmen, daß ein übliches Erdöllösungsmittel bei Verwendung im erfindungsgemäßen Verfahren nicht befriedigend arbeitet. Eine Butaninjektion in die Formation mit einer Wasserinjektion unterhalb trifft nicht das beschriebene Yerdrängungsverfahren. Da die Dichte des Butans wesentlich niedriger als die des Formationsöls liegt, wird es sich nach oben in die ölgesättigte Zone bewegen, seine Unterscheidbarkeit verlieren und ein beträchtlicher Ölanteil zwischen dem injizierten Butan und der wassergesättigten Zone unterhalb abgeleitet werden. Das erfindungsgemäße Lösungsmittelsystem kann in Verdrängungsverfahren mit nach unten erfolgender Bewegung, wie sie manchmal verv/endet werden, nicht zum

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Einsatz gelangen, weil die Dichte der injizierten !Flüssigkeit zu einem Fingern in die ölgesättigte Zone führt, was in einem Ableiten eines signifikanten Ölanteils resultiert.

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Claims

- 13 - T 74 015 Patentansprüche

1.) Verfahren zur Gewinnung viskosen Erdöls mittels kombiniertem Lösungsmittel- und Wasserfluten aus einer untertägigen, erdölführenden Formation, welche mindestens von einer Mehrzweckinjektionsbohrung und mindestens von einer Mehrzweckförderbohrung durchteuft ist, wobei das in einem Lösungsmittelgemisch gelöste Erdöl durch die Förderbohrung gewonnen wird, dadurch gekennzeichnet, daß durch, die Injektionsbohrung ein Lösungsmittelgemisch für Erdöl mit einer die Dichte des Wassers unterschreitenden und einer die Dichte des in der Formation enthaltenen Öls überschreitenden Dichte, wobei das Gemisch aus einem üblichen Öllösungsmittel und aus einem Öllösungsmittel, dessen Dichte höher als die des Formationsöls ist, besteht, und in den unteren Teil der Erdölformation durch die Injektions- und· die Förderbohrung Wasser injiziert wird.

2.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die geförderte, aus injiziertem Lösungsmittelgemisch und Formationsöl bestehende Flüssigkeit einer Vakuumabtrennung unterworfen wird, das Lösungsmittelgemisch als Dampf abgetrennt, komprimiert, verflüssigt und erneut durch die Injektionsbohrung injiziert wird.

3.) Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß CO₂ in. die Formation injiziert wird.

4.) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß als übliches Öllösungsmittel mit Äthan, Propan, Butan, Pentan, Hexan, Naphtha, verflüssigtem Erdölgas (LPG), Mischungen derselben, oder einem aromatischen Lösungsmittel wie Benzol oder Toluol, gearbeitet wird.

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- 19 - LriÜ-i :

5.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß als Öllösungsmittel, dessen Dichte höher als die des lOrmationsöls ist, mit CSp oder halogenierten Kohlenwasserstoffen, welche im wesentlichen in Wasser nicht löslich sind und mit demselben nicht reagieren, wie CCl. oder CHCl.,, gearbeitet wird.

6.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß als Öllösungsmittel, dessen Dichte höher als die des FormationsÖls ist, mit CSp oder einem halogenierten Kohlenwasserstoff gearbeitet wird.

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