DE2430935B2 - Oberflaechenaktives gemisch zum fluten von unterirdischen erdoellagerstaetten - Google Patents
Oberflaechenaktives gemisch zum fluten von unterirdischen erdoellagerstaettenInfo
- Publication number
- DE2430935B2 DE2430935B2 DE19742430935 DE2430935A DE2430935B2 DE 2430935 B2 DE2430935 B2 DE 2430935B2 DE 19742430935 DE19742430935 DE 19742430935 DE 2430935 A DE2430935 A DE 2430935A DE 2430935 B2 DE2430935 B2 DE 2430935B2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- mixture according
- sulfonates
- petroleum sulfonates
- ratio
- mixture
- 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.)
- Granted
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 40
- 239000002689 soil Substances 0.000 title 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 36
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 13
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 11
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 2
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims 9
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 28
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- CESKLHVYGRFMFP-UHFFFAOYSA-N sulfonmethane Chemical compound CCS(=O)(=O)C(C)(C)S(=O)(=O)CC CESKLHVYGRFMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 1,2-Dichloroethane Chemical compound ClCCCl WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- SZUKPSUMNNWOCI-UHFFFAOYSA-N NOO Chemical compound NOO SZUKPSUMNNWOCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical group 0.000 description 1
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000008234 soft water Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
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
- C09K8/584—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 surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
- Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
- Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
- Y10S507/938—Flooding the formation with emulsion with microemulsion
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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Die Erfindung betrifft ein oberflächenaktives Gemisch
zum Fluten von unterirdischen Erdöllagerstätten, welche mindestens aus einem Kohlenwasserstoff,
wenigstens zwei unterschiedlichen Erdölsulfonaten mit einem durchschnittlichen Äquivalentgewicht von jeweils
mehr als 390 und einem wäßrigen Medium besteht (DT-OS 21 09 552).
Wäßrige Erdölsulfonat-Gemische haben sich bei der Gewinnung von Rohöl in primären, sekundären und
tertiären Gewinnungsverfahren als wirksam erwiesen. So kann das Gemisch z. B. in eine ölführende,
unterirdische Erdformation eingedrückt und in Richtung eines Bohrloches unter Gewinnen von Rohöl verdrängt
werden. Es können Beweglichkeitspuffer, z. B. wäßrige Lösungen, die die Beweglichkeit verringernde Mittel
enthalten, hinter dem Gemisch zwecks Verbessern der ölgewinnung eingedrückt werden.
Die US-PS 32 54 714, 32 75 075, 34 34 542, 34 97 006 und 35 06 070 lehren Verfahren unter Anwenden von
Erdölsulfonat in mizellaren Dispersionen.
Nach dem Stand der Technik weisen die Erdölsulfonate
zweckmäßigerweise ein durchschnittliches Äquivalentgewicht in einem Bereich von 350 bis 525 auf. Es
können weitere Zusatzmittel in dem wäßrigen Erdölsulfonat-Gemisch zwecks Erhöhung der ölgewinnung
vorliegen, z. B. Kohlenwasserstoff, kooberflächenaktive Mittel, Elektrolyt, die Beweglichkeit verringernde
Mittel, die Viskosität verringernde Mittel usw.
Der relevante Stand der Technik gemäß der DT-OS 2109 552 bedient sich ebenfalls der Anwendung
mizellarer Dispersionen als Sondergruppe der oberflächenaktiven Mittel unter Anwenden von Erdölsulfonaten
mit durchschnittlichen Äquivalentgewichten von 390 bis 450. Wenn auch dieser Stand der Technik eine
Verbesserung in Form einer Erhöhung der Erdölausbeute bei sekundären und tertiären Gewinnungsverfahren
gegenüber dem früheren Stand der Technik bewirkt, besteht doch ein Bedürfnis die sich als besonders
zweckmäßig auf dem einschlägigen Gebiet erwiesenen mizellaren Dispersionen einer weiteren Verbesserung
bezüglich ihrer Fähigkeit das Erdöl aus den Erdformationen zu verdrängen, zu unterziehen.
Diese der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe beruht nun auf der Erkenntnis, daß es offensichtlich
einen weiteren Parameter der Erdölsulfonate gibt, der auf die größtmögliche Gewinnung des Erdöls einen
Einfluß hat. Es handelt sich hierbei um das Verhältnis der aliphatischen zu den aromatischen Protonen in den
Erdölsulfonaten.
Das erfindungsgemäße oberflächenaktive Gemisch ist somit dadurch gekennzeichnet, daß die Erdölsulfonate
ein durchschnittliches Äquivalentgewicht zwischen 390 und 450 und ein Verhältnis der aliphatischen zu
aromatischen Protonen zwischen 4 und 20 : 1 aufweisen, wobei dieses Verhältnis zwischen den einzelnen
Sulfonaten um mindestens 2,5 : 1 differiert.
Weitere kennzeichnende Merkmale ergeben sich aus den Unteransprüchen.
Wie dargelegt, enthält das wäßrige Erdölsulfonat-Gemisch
wenigstens zwei unterschiedliche Erdölsulfonate, d. h. der Kohlenwasserstoffanteil der Sulfonate ist
wenigstens unterschiedlich. Wahlweise können ein die Viskosität verringerndes Mittel, ein die Beweglichkeit
verringerndes Mittel, Kohlenwasserstoff, kooberflächenaktives Mittel, Elektrolyt oder eine Kombination
derselben in das Gemisch eingearbeitet werden. Beispiele für entsprechende Mengen sind 1 bis etwa 25,
vorzugsweise etwa 2 bis etwa 12 und insbesondere bevorzugt wenigstens etwa 4 Vol.-% Erdölsulfonate,
etwa 0,01 bis etwa 20 Vol.-% kooberflächenaktives
Mittel, etwa 0.001 bis etwa 5 Gew.-% (bezogen auf das
wäßrige Medium) an Elektrolyt, etwa 1 bis etwa 90, vorzugsweise wenigstens etwa 4 Vol.-% Kohlenwasserstoff,
etwa 0,001 bis etwa 1 oder mehr Gew.-% die Viskosität verringerndes Mittel und/oder die Beweglichkeit
verringerndes Mittel und restliches wäßriges Medium (vorzugsweise bei 5 bis etwa 95 Vol.-°/o). Das
wäßrige Gemisch kann eine mizellare Dispersion (dieser hier benutzte Ausdruck umfaßt eine mizellare
Lösung und Mikroemulsion), eine Emulsion, Lösung etc. sein.
Das wäßrige Medium kann weiches Wasser, Wasser mit geringen Salzmengen oder Brackwasser sein. Das
^oberflächenaktive Mittel kann ein Amin, Aldehyd, Keton, Hydroxyenthaltende Verbindung (einschließlich
herkömmlicher Alkohole), Ester, Äther oder ähnliche Verbindung sein, die eine oder mehrere Hydroxy-, Oxy-,
Amid-, Halogenidgruppen etc. enthält. Das Kooberflächenaktive
Mittel enthält 1 bis etwa 20 oder mehr Kohlenstoffatome und vorzugsweise etwa 3 bis etwa 8
Kohlenstoffatome. Zahlreiche Elektrolyten sind zweckmäßig; dieselben sind vorzugsweise anorganische
Säuren, anorganische Basen und anorganische Salze. Der Kohlenwasserstoff kann Rohöl, eine teilweise
raffinierte Rohöl-Fraktion oder raffinierte Rohölfraklion oder ein synthetischer Kohlenwasserstoff (einschließlich
halogenierter Kohlenwasserstoffe) sein. Der Kohlenwasserstoff kann ein nicht umgesetzter Kohlenwasserstoff
in dem Erdölsulfonat sein. Beispiele für Patente, die diese speziellen Komponenten lehren, die in
dem wäßrigen Sulfonatgemisch zweckmäßig sind, stellen die Us-Patentschriften 32 54 714, 33 07 628,
33 30 343, 33 56 138, 32 97 084, 34 76 184, 34 97 006,
34 93 047, 34 93 048, 35 00 912, 35 04 744, 35 06 070,
35 06 071 und 35 08 61 !dar. Beispiele für die Viskosität verringernde Mittel sind
Biopolymerc, wie Polysaccharid-Polymere (z. B. in den
US-Patentschriften 30 20 206 und 30 20 207 definiert) oder jedes hochmolekulare organische Polymer, daß
dazu neigt, die Viskosität des Wassers zu erhöhen, und nicht wesentlich an dem Reservoirfelsen sorbiert.
Beispiele für die Beweglichkeit verringernde Mittel sind Acrylamidpolymerc, z. B. die teilweise hydrolisierten,
hochmolekularen Polyacrylamide, sowie die von der Dow Chemical Co, Midland, Michigan in den Handel
gebrachten Pusher Polymeren, Copolymere von Acrylamid und Acrylsäure oder Natriumacrylat, N-Sulfokohlenwasserstoff
substituierten Acrylamide (wie z. B. in der US-Patentschrift 36 79 000 definiert) und handelsgängige
Polymere, wie Acrylamidcopolymere. Es ist so jedes hochmolekulare Polymer, das dazu neigt, die
Beweglichkeit des durch den Rcservoirfelsen fließenden wäßrigen oberflächenaktiven Gemisches zu verringern,
geeignet. Das Mittel kann in Konzentrationen von etwa 0,001 bis etwa !,vorzugsweise etwa 0,01 bis etwa 0,5 und
insbesondere bevorzugt etwa 0,02 bis etwa 0,1 Gcw.-% bezogen auf das wäßrige G zmisch vorliegen.
Weitere Zusatzmittel, wie Korrosionsinhibitoren, Sauersloffspülmitlel, Bakterizide usw. können dem
Gemisch zugesetzt werden. do
Die Erdölsulfonate können vermittels Sulfonieren der Kohlenwasserstoffbeschickungen, z. B. schwere Vakuumgasöle
mit einem Molekulargewicht von etwa 300 bis etwa 650 und stärker bevorzugt von etwa 400 bis etwa
470 erhalten werden. Die Sulfonierung der Beschickung («,
wird vermittels bekannter Verfahrensweisen durchgeführt, z. B. mit Oleum oder Schwefeltrioxid in Abwesenheit
oder in Gegenwart eines Lösungsmittels, wie Äthylendichlorid, Schwefeldioxid, nicht umgesetzter
Kohlenwasserstoff usw. Die Sulfonsäure wird mit einer Verbindung, wie Natriumhydroxid, Ammoniak, Ammoniumhydroxid
usw. neutralisiert
Wie weiter oben erwähnt werden wenigstens zwei unterschiedliche Erdölculfonate angewandt. Diese Erdölsulfonate
weisen ein durchschnittliches Molekulargewicht von etwa 390 bis etwa 450 und vorzugsweise von
etwa 395 bis etwa 440 auf. Die Erdölsulfonate besitzen ein durchschnittliches A/AP Verhältnis von etwa 4 bis
etwa 20 Mole pro MoI und stärker bevorzugt etwa 9 bis etwa 15 Mole pro Mol, d.h. 4 bis 20 aliphatische
Wasserstoffprotonen pro aromatisches Wasserstoffproton liegen in dem Kohlenwasserstoffanteil des Erdölsulfonates
vor. Die A/AP Verhältnisse der wenigstens zwei Erdölsulfonate müssen jedoch eine Verteilung unter
Unterschied von wenigstens 2,5 besitzen, d. h. das durchschnittliche A/AP Verhältnis des einen Sulfonates
muß unterschiedüch von dem durchschnittlichen A/AP Verhältnis des anderen Sulfonates durch eine Vergrößerung
von wenigstens 2,5 stärker bevorzugt wenigstens 3 und insbesondere bevorzugt von wenigstens 2,8 sein.
Um die zwei unterschiedlichen Erdölsulfonate zu erhalten, sind allgemein zwei unterschiedliche Beschikkungen
bevorzugt. Eine Beschickung Kann z. B. ein durchschnittliches Molekulargewicht von etwa 400 bis
430 aufweisen, während die andere ein durchschnittliches Molekulargewicht von etwa 430 bis 470 besitzt. Die
Beschickungen sollten ebenfalls ausreichend Kohlenwasserstoffcharakter besitzen, um die weiter oben
angegebenen, angestrebten A/AP Verhältnisse zu erzielen.
Beispiele für Volumenmengen der zweckmäßigen wäßrigen Erdölsulfonatgemische, die in das Reservoir
eingedrückt werden, sind etwa 1 bis etwa 50% oder mehr Porenvolumina der Erdförmation, vorzugsweise
etwa 1 bis etwa 15 und stärker bevorzugt etwa 2 bis etwa 10% Porenvolumina der Erdformation. Größere
Porenvolumina sind natürlich dort zweckmäßig, wo es die Wirtschaftlichkeit des Verfahrens rechtfertigt.
Vorzugsweise folgt dem wäßrigen Sulfonatgemisch ein Beweglichkeitspuffer. Der Beweglichkeitspuffer ist
vorzugsweise eine wäßrige Lösung, die ein die Beweglichkeit verringerndes Mittel, wie einen Teilweise
hydrolysiertes, hochmolekulares Polyacrylamid, ein hochmolekulares Polyalkylenoxidpolymer. Hochmolekulare
Acrylamidpolymere, die Sulfogruppen enthalten (z. B. diejenigen, wie sie in der US-Patentschrift
36 79 000 definiert sind). Acrylamidcopolymere (z. B. Copolymere des Acrylamids und Natriumacrylates) etc.,
Biopolymere (vorzugsweise in Reservoiren geringer Permeabilität) und jedes hochmolekulare Polymer
enthält, das in dem Reservoir verträglich ist und dazu neigt, die Beweglichkeit der durch den Reservoirfelsen
fließenden wäßrigen Lösung zu verringern. Der Beweglichkeitspuffer kann in das Reservoir in Volumenmengen
von etwa 5 bis etwa 150%, vorzugsweise 25 bis etwa 75% und insbesondere bevorzugt 50 bis etwa
60% Porenvolumina Erdformation eingedrückt werden. Das die Beweglichkeit verringernde Mittel kann in
Konzentrationen von etwa 50 bis etwa 2000, vorzugsweise etwa 100 bis etwa 1500 und insbesondere
bevorzugt etwa 200 bis etwa 1000 ppm bezogen auf das
Wasser vorliegen.
Ein Wassertreibmittel wird in das Reservoir zwecks Verdrängen des wäßrigen Sulfonatgemisches und
wahlweise des Bewegüchkeitspuffers in Richtung auf ein Bohrloch zum Gewinnen von Rohöl durch dasselbe
eingedrückt Das Wasser ist vorzugsweise mit dem hinteren Teil des Beweglichkeitspuffers und/oder des
wäßrigen Sulfonatgemisches vert-äglich, d. h. dasselbe
laugt praktisch keine wasserlöslichen Komponenten aus dem vorhergehenden Stopfen aus. Dort, wo das
Wassertreibmittel Ionen enthält, ist es bevorzugt, daß
diese Ionen mit denjenigen innerhalb des Reservoirs verträglich sind.
Vorzugsweise wird das »Beweglichkeits-Profil« des gesamten Verfahrens von einer »geringen« Beweglichkeit
gleich oder geringer als die Beweglichkeit der Kombination der Erdformations-Flüssigkeiten (Rohöl
und Zwischenraumwasser in der Erdformation) zu einer »hohen« Beweglichkeit gleich oder angenähert derjenigen
des eingedrükten Wassertreibmittels eingestuft Die Beweglichkeit des Vorderteils, Mittelabschnitts und des
Endteils des Beweglichkeitspuffers und wahlweise des wäßrigen Sulfonatstopfens können durch Einstellen der
Viskosität und/oder Beweglichkeitsmittel-Konzentration unter Erzielen der angestrebten Beweglichkeitscharakteristika
des Verfahrens erzieh werden.
25
Es werden Beispiele hinsichtlich spezifischer erfindungsgemäßer
Ausführungsformen gegeben. Wenn nicht anders angegeben, verstehen sich alle Prozentsätze
auf der Volumengrundlage:
Es werden Erdölsulfonate vermittels Sulfoniercn unterschiedlicher schwerer Vakuumgasöl-Beschickung
erhalten. Sulfonate A und B werden z. B. aus Beschickungen erhalten, die durchschnittliche Molekulargewichte
von 400 bis 430 und 430 bis 470 aufweisen. Die Sulfonierung wird mit Schwefeltrioxid in Gegenwart
eines Verdünnungsmittels durchgeführt und die Sulfonsäuren werden mit Ammoniak neutralisiert. Die
sich ergebenden durchschnittlichen Äquivalcnlgcwichtc der Erdölsulfonalc A und B belaufen sich auf 401 und
423 und die A/AP Verhältnisse auf 9,6 bzw. 13,4. Die Sulfonate C und D werden vermittels des gleichen
Verfahrens mit der Ausnahme erhalten, daß die Beschickung und Verfahrensbedingungen verändert
werden, um dem Sulfonat die in den folgenden Beispielen angegebenen Eigenschaften zu vermitteln. Es
werden mizellare Dispersionen mit diesen Erdölsulfonaten durch Mischen der folgenden Komponenten
hergestellt:
Erdölsulfonat | des Sulfonats | 7 cP bei 23°C) | Gewichts | |
a) -SO3NH4 Anteil | (organischer | prozent | ||
1. | b) gesamtes Sulfonat | Anteil + -SCbNHU Anteil) | ||
c) Trägeröl | 2,0 | |||
Wasser | 8,0 bis 9,0 | |||
Rohöl (Viskosität = | ||||
Elektrolyt | 1,0 bis 1,6 | |||
2. | 70.0 | |||
3. | 18,9 bis 20.7 | |||
4. | 0,3 bis 0,5 | |||
Die mi/cllarcn Dispersionen werden zum Fluten von
Kernproben gemäß Beispiel 1 angewandt.
Bcrea Sandstein-Kcrnprobcn mit einer Lange von
1,20 m und einem Durchmesser von 7,5 cm werden zunächst mit Wasser gesättigt, sodann mit Öl geflutet
und anschließend mit Wasser bis zur Restölsättigung geflutet. Sodann werden 2% Erdformations-Porenvolumina
der mizellaren Dispersion, die Erdölsuifonate mil den in der Tabelle 1 angegebenen Eigenschaften enthält,
in die Kernproben eingedrückt. Der mizellaren Dispersion folgt wenigstens ein Formations-Porenvolumen
Wasser, das 1000 ppm eines teilweise hydrolysieren hochmolekularen Polyacrylamide enthält. Die Ergebnisse
der Kernflutung, die Sulfonateigenschaften und die Eigenschaften der mizellaren Dispersion sind in der
folgenden Tabelle 1 wiedergegeben.
Hohe Ölgewinnnungs-Wirksamkeilen, die mit Sulfonatmischungcn erhalten werden, die geeignete Äquivalentgewichtc
und A/AP-Verhältnisse und Verteilungen zeigen
Vcr- Sulfonal-Eigenschaftcn
such
such
Nr. Mischungs- Äqu.-Gew.-
vcrhältnis Verteilung
Gcw.-%/Gew.-%*)
Eigenschaften der mizellaren Dispersionen
Durchschn. A/AP- Durchschn. Viskosi- Elcktrolytgehalt öl-
Äqu.-Gcw. Verteilung A/AP-Vcrh. tat cP Gew.-% gewinnung
bei 23°C Wirkungs-
(NH.O2SO4 CaCl2 grad VcI.
50-A/50-B
25-C/75-D
25-C/75-D
401-423
400-426
400-426
412
419
9,6-13,4 9,6-13,4
62
28
28
0,50
0,50
0,50
0,00
0,00
0,00
82,6
78,0
78,0
I Sulfonal A: durchschn. Äquivalcntgcw. = 401, A/AP = 9,6;
Sulfonal B: durchschn. Äquivalcntgcw. = 423, A/AP = 13,4;
Sulfonat C: durchschn. Äquivalentgcw. = 400, A/AP = 9,6;
Sulfonat D: durchschn. Äquivalentgcw. = 426, Λ/ΛΡ = 13,4.
Dieses Beispiel zeigt die Ölgewinnung mit ähnlichen Sulfonatcn in mizellaren Lösungen. Es wird das Flutungsverfahren
gemäß Beispiel I angewandt, die Ergebnisse der Tests sind in der Tabelle 11 wiedergegeben.
Schlechte Öigcwinnungs-Wirksamkeiien. wie sic mit Sulfonaimisehiingcn crhiiltcn werden, clic keine geeigneten
Aqui\;ilentgewichte /eigen
ViT | Mischlings | Äquivalent | Durchschn | A/AP | ιΐιιιιμ | Durchschn. | Viskosi | Klcklmlvtgchalt | .. CaCL. | i)lgc· |
such | verhältnis | gewicht | Äquivalent - | Verle | A/AP-Vcr | tät el' | C cu. "Ai | 0,00 | winnungs- | |
Nr. | Verteilung | gewicht | haltuis | hei 2JC | 0.00 | wirkungs- grad |
||||
( !CU . "/('/( iCU .-% | 13,4 | (Nil-,):«) | 0.00 | Vol. | ||||||
i | 50- E/ 50-E | 362-460 | 405 | 9.6- | 13.4 | 11.5 | 49 | 0.50 | 64,8 | |
4 | 60-G/40-H | 417-451 | 430 | 9,6- | 13.4 | 1 1.1 | 48 | 0.50 | 66,6 | |
5 | 5O-I/5O-I | 380-423 | 400 | 9,6- | I 1.5 | 42 | 0.50 | 75.6 | ||
Eigenschaften der Sulfonate
Slllloll.lt
Durchschnittliches | A/AP |
Aqiiivalcnlgcwichi | Verhältnis |
362 | 9.6 |
4b() | 13.4 |
417 | 9.6 |
451 | 13.4 |
380 | 9,6 |
423 | 13,4 |
is Die in der Tabelle Il angewandten Erdölsulfonate
weisen nicht beide die zweckmäßigen Äquivalentgewichte auf, und somit werden geringere ölausbeuten
erhalten.
Es werden ebenfalls schlechte ölausbeuten mit
Sulfonatmischungen erhalten, die eine unzweckmäßige A/AP Verhältnis Verteilung aufweisen. Die Kerne
werden wie im Beispiel 1 beschrieben, geflutet und die
2s Ergebnisse sind in der Tabelle III wiedergegeben.
labelle
Schlechte Wirkungsgrade der Ölgewinnung, wie sie mit Sulfonaigemischcn erhallen werden, die ungenügende
A-AP-Verteilungen /eigen
rteilungen /eigen
SiilUinateigensehüftcn
Mischung
verhalinis
verhalinis
si, Mischlings
l:.igenschaftcn der mi/cllaren Dispersionen
Äquivalent Durch- Λ/ΛΡ- Durch- Difle· Viskosi- Hlektrolytgchalt Wirkungs-
gcwichts- schnitt- Verteilung sehn. ren/ der läl bei Gcw.-% grad der
verteilung liches A/AP- A/AP- 22 C cP Olge-
Äquiva- Verh. Vcrhaltn. winnung
C ic« .-'«> lentgcw. (NH4):SC)4 CaCb Vol.-%
80-K/20-1.
5O-M/5O-N
5O-M/5O-N
424 — 428 424-428
425
426
11.2-13.4 11.6
11.2-13.4 12.3
11.2-13.4 12.3
2.2
2.2
2.2
29
29
29
0.33
0.32
0.32
0,05
0,03
0,03
69.4
73,7
73,7
Eigenschaften der Sulfonate
Sulfonat
Sulfonat
Durchschnittliches
Aquivalentgewicht
Aquivalentgewicht
A/AP-Verhallnis
K | 424 |
I, | 428 |
M | 424 |
N | 428 |
11,2 13.4 11.2 13,4
Die Tabelle III zeigt auf, daß ohne eine geeignete
Differenz der A/AP Verhältnisse weniger öl gewonnen wird im Vergleich zu den in der Tabelle I definierten
Erdölsulfonaten, bei denen die Differenz der A/AP Verhältnisse wenigstens größer als 2£ ist
Ein 1,20 m langer Berea Sandsteinkern mit einem Durchmesser von 7,5 cm im tertiären Zustand wird mit
5% Porcnvolumina eines wäßrigen Gemisches geflutet, das 8% eines 50-50 Gemisches von Sulfonaten C und D
und 200 ppm eines teilweise hydrolysierten hochmolekularen Polyacrylamids enthält. Dieses wäßrige Sulfonatgemisch
wird von 50% Porenvolumina eines wäßrigen Stopfens gefolgt, der 700 ppm des Polyacrylamids
enthält. Sodann wird Wasser zwecks Verdrängen der zwei zuvor eingedrückten Stopfen durch den Kern
eingedrückt. Es werden wesentliche Ölmengen gewonnen.
wiederholt daß das Polymer in dem wäßrigen
werden wesentliche ölmengen gewonnen.
609547/120
Claims (13)
1. Oberflächenaktives Gemisch zum Fluten von unterirdischen Erdöllagerstätten, welche mindestens
aus einem Kohlenwasserstoff, wenigstens zwei unterschiedlichen Erdölsulfonaten mit einem durchschnittlichen
Äquivalentgewicht von jeweils mehr als 390 und einem wäßrigen Medium besteht, dadurch gekennzeichnet, daß die Erdölsulfonate
ein durchschnittliches Äquivalentgewicht zwischen 390 und 450 und ein Verhältnis an
aliphatischen zu aromatischen Protonen zwischen 4 und 20:1 aufweisen, wobei dieses Verhältnis
zwischen den einzelnen Sulfonaten um mindestens 2,5 :1 differiert.
2. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sich das durchschnittliche Äquivalentgewicht
der Erdölsulfonate auf 400 bis 430 beläuft.
3. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sich das durchschnittliche Äquivalentgewicht
der Erdölsulfonate auf 395 bis 440 beläuft.
4. Gemisch nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Erdölsulfonate ein aliphatisches zu
aromatische Protonen-Verhältnis von 9,4 bis 14,5 :1 aufweisen.
5. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Verhältnis der aliphatischen zu den
aromatischen Protonen der Sulfonate wenigstens um 3,0 :1 voneinander differiert.
6. Gemisch nach den Ansprüchen 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß es etwa 1 bis 20 Vol.-% an
Edölsulfonaten enthält.
7. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Erdölsulfonate ein Verhältnis an
aliphatischen zu aromatischen Protonen von 9 bis 15:1 aufweisen.
8. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Verhältnis der aliphatischen zu den
aromatischen Protonen Erdölsulfonate wenigstens um 3,8 :1 voneinander differiert.
9. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß es kooberflächenaktives Mittel und
Elektrolyt enthält.
10. Gemisch nach Anspruch 1. dadurch gekennzeichnet,
daß es zusätzlich ein die Viskosität verringerndes Mittel, ein die Beweglichkeit verringerndes
Mittel oder eine Kombination derselben enthält.
11. Gemisch nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß es eine mizellare Dispersion ist.
12. Gemisch nach Anspruch I, dadurch gekennzeichnet, daß es eine Emulsion ist.
13. Gemisch nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,
daß es etwa 1 bis 90% Kohlenwasserstoff, etwa 5 bis 95% wäßriges Medium, etwa 0,01 bis 20%
eines Amins, Aldehyds, Ketons, einer Hydroxyl enthaltenden Verbindung, eines Esters oder eines
Äthers mit 1 bis etwa 20 Kohlenstoffatomen und etwa 0,001 bis 5%, bezogen auf eins wäßrige Medium, (l°
einer anorganischen Säure, anorganischen Base oder anorganischen Sal/.es enthält.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US387413A US3901317A (en) | 1973-08-10 | 1973-08-10 | Method of using sulfonate blends for improved oil recovery |
US38741373 | 1973-08-10 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2430935A1 DE2430935A1 (de) | 1975-03-20 |
DE2430935B2 true DE2430935B2 (de) | 1976-11-18 |
DE2430935C3 DE2430935C3 (de) | 1977-07-07 |
Family
ID=
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US3901317A (en) | 1975-08-26 |
AT332342B (de) | 1976-09-27 |
DE2430935A1 (de) | 1975-03-20 |
FR2240347A1 (de) | 1975-03-07 |
RO67685A (ro) | 1980-03-15 |
CA1031152A (en) | 1978-05-16 |
GB1476940A (en) | 1977-06-16 |
EG11440A (en) | 1977-02-28 |
ATA657274A (de) | 1976-01-15 |
SU931115A3 (ru) | 1982-05-23 |
BR7406606D0 (pt) | 1975-09-09 |
DD114847A1 (de) | 1975-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2753091C2 (de) | Verfahren zur Sekundärgewinnung von Erdöl | |
DE2543239A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus untertaegigen formationen | |
DE2609535A1 (de) | Anionisches netzmittelsystem | |
DE2447589A1 (de) | Erhoehung der wirksamkeit des wasserflutens bei der oelgewinnung | |
DE3214142A1 (de) | Verfahren zum demulgieren einer mittelphasen-emulsion eines rohoels | |
DE1804901A1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Rohoel | |
DE2853470A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen oellagerstaette | |
DE2365211A1 (de) | Mizellare loesungen hohen wassergehaltes, die verdickungsmittel enthalten | |
DE2413517A1 (de) | Oberflaechenaktive (surfactant-) zusammensetzung zur erdoelgewinnung | |
DE3503533A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten | |
DE3049205A1 (de) | "verfahren zur gewinnung von erdoel aus untertaegigen lagerstaetten" | |
DE2109552C3 (de) | Ölaußen mizeUare Dispersion für die Sekundärgewinnung von Erdöl | |
EP0149173B1 (de) | Tributylphenoletherglycidylsulfonate, Verfahren zu deren Herstellung und deren Verwendung | |
CA1135492A (en) | Flooding with micellar dispersions containing petroleum sulfonates obtained by sulfonating whole or topped crude oil | |
DE3039570A1 (de) | Verfahren zur erdoelgewinnung durch tensid-wasserfluten | |
DE2430935C3 (de) | Oberflächenaktives Gemisch zum Fluten von unterirdischen Erdöllagerstätten | |
DE2430935B2 (de) | Oberflaechenaktives gemisch zum fluten von unterirdischen erdoellagerstaetten | |
DE3819637A1 (de) | Verfahren zur kohlenwasserstoffgewinnung aus einer untertaegigen kohlenwasserstoff-lagerstaette | |
EP0332098B1 (de) | Wässrige Tensidmischungen und deren Verwendung bei der Erdölförderung | |
DE2433474A1 (de) | Oelgewinnung vermittels mizellarer systeme hoher leitfaehigkeit | |
DE3644385A1 (de) | Verfahren zur erhoehten gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten | |
DE3044213A1 (de) | Verfahren zur herstellung eines sulfatierten biopolymeren und seine anwendung in verfahren zur gewinnung von erdoel | |
DE2629232C2 (de) | Verfahren zur sekundären und tertiären Ölgewinnung | |
DE69102634T2 (de) | Verzweigte äthertenside und ihre verwendung für ein verbessertes ölrückgewinnungsverfahren. | |
DE2365210C3 (de) | Wasseraußen-mizellare Lösung für die Sekundär- und Tertiärgewinnung von Erdöl |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C3 | Grant after two publication steps (3rd publication) | ||
E77 | Valid patent as to the heymanns-index 1977 | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |