DE2602450C3 - Verfahren zur Förderung von Erdöl - Google Patents
Verfahren zur Förderung von ErdölInfo
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Description
40
Es ist bekannt, durch Fluten mit Heißwasser die Ausbeute von Erdöl-Lagerstätten, insbesondere von
hoch viskosem Erdöl, zu verbessern. Das heiße Wasser erwärmt die Lagerstätte: dadurch wird die Ölviskosität
herabgesetzt und das Öl fließfähiger gemacht. Alkalische Lösungen bewirken durch Veränderung
des pH-Wertes im alkalischen Bereich eine Erniedrigung der Grenzflächenspannung Öl/Wasser. Es wird
dadurch das Erdöl von den Porenoberflächen des Gesteins abgelöst und die Bildung einer Öl/Wasser-Emulsion
herbeigeführt, wodurch eine Verbesserung des Verdrängungseffekts und damit eine Steigerung
des Entölungsgrades erreicht wird.
Nach den Angaben der US-PS 36 20303 kann diese Emulsionsbildung bei teerhaltigen oder extrem viskosen
Ölen dadurch erreicht werden, daß mit einer wäßrigen Lösung eines oberflächenaktiven Esters der
Octophosphorsäure geflutet und diese Lösung 24 Stunden in der Lagerstätte belassen wird, bevor die aus
der Lösung und den Ölen gebildete Emulsion mit w
üblichen Treibflüssigkeiten gefördert werden kann.
Ein weiteres Verfahren zur Gewinnung von hochviskosen Ölen aus unterirdischen Lagerstätten ist aus
der US-PS 32 79 538 bekannt. Nach diesem Verfahren wird zunächst Natriumhydroxid-Lösung in die Lagerstatte
des Öls eingebracht, in die anschließend Dampf injiziert wird, um die Lagerstätte, das Öl und die
Alkalilösung so weit aufzuheizen, daß sich aus dem Öl und der Alkalilösung eine stabile Emulsion bildet,
die anschließend durch weiteres Fluten der Lagerstätte gefördert wird.
Aus der DE-OS 23 23 261 ist ein Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen
Formation mittels Dampffluten bekannt, welches in die warme Formation ein Gemisch von
Dampf und einer kleinen Menge eines Mittels einführt, welches offenbar die Grenzflächenspannung
zwischen kondensiertem Dampf und den mit diesen nicht mischbaren Kohlenwasserstoffen erniedrigen
soll. Zur Erniedrigung der Grenzflächenspannung soll auch eine Lösung von Natriumhydroxid einer Konzentration
zwischen etwa 0,1 und 0,5 Gew.-% in Kombination mit 0,1 bis 0,5Gew,-% Chinolin eingesetzt
werden. Diese Arbeitsweise hat den Nachteil, daß für die Gewinnung von Erdöl energiereicher Dampf
aufgewendet werden muß. Außerdem ist der Zusatz von Natriumhydroxid zusammen mit Chinolin oder
anderer Stoffe erforderlich, welche die Grenzflächenspannung erniedrigen. Bei dieser Arbeitsweise besteht
die Gefahr, daß die sich bildende Emulsion instabil wird und die gleichmäßige Verteilung der die Grenzflächenspannung
erniedrigenden Sxoffe im Dampf nur sehr schwer zu steuern ist.
Gegenstand der DE-OS 24 09 080 ist ein Verfahren zur Gewinnung von viskosen Erdölen. Danach wird
in einer Lagerstätte zunächst eine erste und dann eine zweite wäßrige Lösung eingebracht, um die
Permiabilität der Lagerstätte so weit zu erhöhen, daß die Gefahr der Barrierenbildung beseitigt ist. Erst
dann soll heißes Wasser oder Dampf in die Lagerstätte eingepreßt werden, um das Öl möglichst weitgehend
aus der Lagerstätte herauszutreiben.
In der US-PS 35 81823 ist ein Verfahren zur Gewinnung
von viskosen Erdölen durch Fluten mit einer wäßrigen Lösung beschrieben, die neben Alkalihydroxid
noch ein Amin als zusätzlisches Tensid enthält, da sonst offenbar die angestrebte Emulsionsbildung nicht erfolgt. Nach der Injektion dieser Lösung
wird Wasser oder Dampf als Treibmittel in die Lagerstätte eingepreßt. Ein ähnliches Verfahren wird in der
US-PS 35 54 286 beschrieben, nur daß anstelle des Amins ein substituiertes Nitrobenzol als Tensid eingesetzt
wird. Nach der US-PS 3490532 kann als zusätzliches Tensid auch ein Pyridin oder ein Chinolin
eingesetzt werden.
Die US-PS 38 53 178 beschreibt ein Verfahren, nach dem die unterirdische Öllagerstätt? mit Dampf beaufschlagt
wird, der Alkalihydroxid enthält.
Die US-PS 3913 671 beschreibt ein Verfahren zur
Lagerstättenbrhandlung in der näheren Umgebung einer Bohrung. Nach diesem Verfahren wird in die
nähere Umgebung der Bohrung Natronlauge zusammen mit Dampf eingepreßt.
Aus der US-PS 37 31 741 ist ein Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen
Lagern bekannt, nach dem die Lagerstätte mit einem Gemisch aus Dampf und alkalischer Lösung, das
zusätzlich noch ein Tensid enthält, beaufschlagt wird.
Nach der US-PS 37 32 926 kann eine unterirdische Öllagerstätte vor dem Einbringen eines Gemisches
aus Dampf, Tensid und gegebenenfalls Alkali aufgeheizt werden. Diese als Vorstufe bezeichnete
Dampfinjektion ist jedoch nicht als Fluten aufzufassen, sondern kann lediglich als Bohlochbehandlung zur
Erwärmung der Injektionsbohrung angesehen werden. Diese Tatsache ergibt sich aus Spalte 2 der Patent-
schrift, wo in Zeilen 33 bis 41 die für diese Vorbehandlung
notwendige Dampfmenge mit 0,01 bis 0,5 Porenvolumen-% angegeben wird. Die obere Grenze
dieser Dampfmenge liegt jedoch weit unterhalb der Dampfmenge, die für ein kontinuierliches Dampffluten
oder für die Anwendung eines Dampfpolsters erforderlich ist, die normalerweise im Bereich von mehr
als 20 bis 30 Porenvolumen-% liegt. Die Vorwärmung scheint hier lediglich angewendet zu werden, damit
das eigentliche Verfahren, nämlich das Einbringen von Dampf- und Natronlauge und gegebenenfalls
Tensid, überhaupt möglich wird.
Wie diese Veröffentlichungen zeigen, ist es bereits seit langem als besonderes Merkmal des Flutens mit
alkalischen Lösungen und mit Tensiden bekannt, daß die Flutungsmittel zusammen mit Öl und Wasser
in der Lagerstätte Emulsionen bilden, die zutage gefördert und dort aufgearbeitet werden können. Aus
diesen Veröffentlichungen ist jedoch auch zu entnehmen, daß die Bedingungen, unter denen die
Emulsionen gebildet werden und stabil bleiben, sehr unterschiedlich sind. Die vorerwähnten Veröffentlichungen
beschreiben im wesentlichen Verfahren zur Gewinnung hochviskoser Öle, die sich unter Ausnutzung
natürlicher Lagerstättenenergien oder auch mit Hilfe von sekundären Förderverfahren nicht gewinnen
lassen. Aus diesen Gründen sind diese vorbekannten Verfahren mehrstufig, da mit einer einstufigen
Arbeitsweise der gewünschte Effekt nicht erreicht werden kann. Andererseits besteht bei Fluten
mit Natronlauge die Gefahr, daß sich schwerlösliche Hydroxide bilden und die oberflächenaktiven Stoffe
unwirksam werden, wenn im l.agerstättenwasser Calcium- und Magnesiumionen vorhanden sind. Insbesondere
die schwerlöslichen Hydroxide können in solchen Mengen gebildet werden, daß sie die Lagerstätte
verstopfen.
Es wurde daher nach Möglichkeiten gesucht, diese Nachteile zu beseitigen und die nach dem Heißwasserverfluten
im Trägergestein noch vorhandene Speicherwärme für das Fluten mit alkalischen wasserlöslichen
Stoffen auszunutzen und dadurch neben dem Effekt der Emulsionsbildung die infolge der Erwärmung
des Trägergesteins erniedrigte Ölviskosität Tür die Verbesserung der Entölung zu nutzen und
dabei die Stabilität der Emulsion im Trägergestein zu erhalten.
Es wurde ein Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen Lagerstätten durch Fluten mit alkalischen,
wasserlöslichen Stoffen bei erhöhter Temperatur gefunden. Danach wird die Lagerstätte durch
Heißwasserfluten zunächst auf eine Temperatur aufgewärmt, bei der sich stabile Emulsionen aus dem
Erdöl und der alkalischen Lösung bilden, worauf die alkalische Lösung als Flutmittel in die Lagerstätte
eingebracht wird.
Vorteilhaft soll dabei die Temperatur der Lagerstätte, die über der Temperatur liegt, bei welcher
die sich mit den alkalischen, wasserlöslichen Stoffen aus dem Erdöl bildende Emulsion stabil ist, durch
Unterbrechung des Heißwasserflutens oder durch Einleiten von kaltem Wasser auf eine solche Temperatur
erniedrigt werden, bei welcher die sich bildende Emulsion praktisch stabil bleibt.
Es ist günstig, wenn das Fluten mit Natronlauge, vorzugsweise mit einer Konzentration zwischen 0,05
und 10Gew.-%, erfolgt. Das Fluten kann ebenso günstig kontinuierlich wie auch diskontinuierlich erfolgen.
Bevorzugt wird nach einem Polster alkalischer Lösungen mit Wasser als Treibmittel geflutet.
Das Verfahren der Erfindung kann insbesondere auf Lagerstätten angewendet werden, die Calcium-
und Magnesiumionen im Lagerstättenwasser enthalten, da überraschenderweise festgestellt werden konnte,
daß diese Calcium- und Magnesiumionen im Lagerstättenwasser auch in höherer Konzentration die
Durchführung des Verfahrens der Erfindung nicht beschränken.
Nachstehend wird das Verfahren der Erfindung anhand von Beispielen weiter erläutert.
Hierzu wurden als Lagerstättenmodelle natürliche Sandsteinkerne aus einem Steinbruch verwendet. Die
Kerne sind mit Rohöl und einem dem Lagerstättenwa^ser entsprechenden Salzwasser getränkt worden.
| Beispiel 1 | Beispiel 2 | |
| Gesteinskern | ||
| Länge | 26,5 cm | 26,5 cm |
| Durchmesser | 5,17 cm | 5,17 cm |
| Porenvolumen (PV) | 115,0 ml | 109,3 ml |
| Porosität | 20,7% | 19,6% |
| Permeabilität für | 2380 md | 2300 md |
| Salzwasser | ||
| Rohöl | ||
| Dichte bei 4OC | 0,894 kg/1 | 0,894 kg/1 |
| Viskosität bei 4O0C | 22OcP | 23OcP |
| Salzwasser | ||
| Dichte bei 40 C | 1,089 kg/l | 1,089 kg/1 |
| Viskosität bei 40 C | 0,92 cP | 0,92 cP |
| Konzentration: | ||
| NaCI | 106 g/1 | 106 g/l |
| CaCl2 | 27 g/l | 27 g/l |
| MgCl2 | 4 g/l | 4 g/l |
| Flutung | ||
| Stufe 1 | ||
| Salzwasser | ||
| Temperatur | 40 C | 40 C |
| Menge | 2430 ml | 2620 ml |
| Stufe 2 | ||
| Salzwasser | ||
| Temperatur | 80C | 80 C |
| Menge | 1150 ml | 1480 ml |
| Stufe 3 a | ||
| NaOH | ||
| Konzentration | 4 Gew.-% | 8 Gew.-% |
| Temperatur | 80C | 80C |
| Menge | 115ml | 22 ml |
| Stufe 3 b | ||
| Salzwasser | ||
| Temperatur | 4OC | 40 Ο |
| Menge | 700 ml | Ι 250 ml |
6
tu rtcA.vnna ripr Tnhoiipi Diese Beispiele zeigen, daß nach dem Verfahren
(Fortsetzung der Tabelle) ^ ^^ ^ Res B töIsimigling von 45,8 bzw. 46,8
Beispiel 1 Beispiel 2 Γ· f"? iIeiBwaSSerilltten aUf 21'2 bZW· 25'4% ^
Ein Vergleichsversuch mit Natronlauge einer Konzentration von 8 Gew.-% ohne Erwärmung des Trägergesteins
auf 80 C ergibt unter Versuchsbedingungen gemäß Beispiel 2 einen Restölgehalt von 41,7%, Die
Kombination von Wärme und alkalischem Flutmittel ίο Tührt zu dem vorteilhaften technischen Effekt des
Verfahrens der Erfindung.
| Restölsättigung in % | 47,2% | 48,5% | |
| von Porenvolumen | 45,8% | 46,8% | |
| Sture I | 21,2% | 25,4% | |
| Sture 2 | |||
|
r
S b |
Stufe 3 | ||
Claims (7)
1. Verfahren zur Förderung von Erdöl aus unterirdischen
Lagerstätten durch Fluten mit alkalischen, wasserlöslichen Stoffen bei erhöhter Temperatur,
dadurch gekennzeichnet, daß die Lagerstätte durch Heißwasserfluten zunächst auf eine
Temperatur aufgewärmt wird, bsi der sich stabile Emulsionen aus dem Erdöl und der alkalischen
Lösung bilden, worauf die alkalische Lösung als Flutmittel in die Lagerstätte eingebracht wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur der Lagerstätte, die
über der Temperatur liegt, bei welcher die sich mit den alkalischen, wasserlöslichen Stoffen aus
dem Erdöl bildende Emulsion stabil ist, durch Unterbrechung des Heißwasserfiutens oder durch
Einleiten von kaltem Wasser auf eine solche Temperatur erniedrigt wird, bei welcher die sich
bildende Emulsion praktisch stabil bleibt.
3. Verfahren nach den Ansprüchen 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Fluten mit Natronlauge,
vorzugsweise mit einer Konzentration zwischen 0,05 und 10Gew.-%, erfolgt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Fluten kontinuierlich erfolgt.
5. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Fluten diskontinuierlich erfolgt
6. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß nach einem Polster
alkalischer Lösung mit Wasser als Treibmittel geflutet wird.
7. Anwendung des Verfahrens nach den Ansprüchen 1 bis 6 auf Lagerstätten, die Ca- und j5
Mg-Ionen im Lagerstättenwasser enthalten.
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| DE19762602450 DE2602450C3 (de) | 1976-01-23 | 1976-01-23 | Verfahren zur Förderung von Erdöl |
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| US05/918,555 US4223730A (en) | 1976-01-23 | 1978-06-23 | Method for the tertiary recovery of petroleum by flooding with hot water and an aqueous alkaline solution |
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| DE2602450A1 DE2602450A1 (de) | 1977-07-28 |
| DE2602450B2 DE2602450B2 (de) | 1978-06-01 |
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- 1976-01-23 DE DE19762602450 patent/DE2602450C3/de not_active Expired
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