DE2744384A1

DE2744384A1 - Verfahren zur oelverdraengung aus unterirdischem speichergestein

Info

Publication number: DE2744384A1
Application number: DE19772744384
Authority: DE
Inventors: Ying-Chech Chiu
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1976-10-04
Filing date: 1977-10-03
Publication date: 1978-04-06
Also published as: NO773360L; DE2744384C2; CA1082101A; GB1542166A

Description

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Patentanmeldung

Anmelder: Shell Internationale Research Maatschappij B.V« Carel van Bylandtlaan 30, Den Haag/Niederlande

Titel: Verfahren zur Ölverdrängung aus unterirdischem

Speichergestein

80981 W0896

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Beschreibung

Die Erfindung betrifft ein Verfahren bzw. ein Mittel zur Verdrängung von Öl innerhalb von unterirdischem Speichergestein. Dabei wird das Restöl zu Förderbohrungen verdrängt bzw. von Injektionsbohrungen abgedrängt.

Als Verdrängungs- oder Flutungsmittel wurden wässrige Systeme enthaltend anionische oberflächenaktive Systeme bereits angewandt. Solche Systeme sind im wesentlichen homogene wässrige Flüssigkeiten, die eine Lösung, eine Mikroemulsion oder eine mizellare Dispersion von Molekülen und/oder Mizellen anionischer oberflächenaktiver Substanzen darstellen. Die Wasser- bzw. öllöslichkeiten der oberflächenaktiven Substanzen in einem solchen System sind derart, daß diese Materialien dazu neigen, an der Grenzfläche Öl/Wasser zu verbleiben und sich nicht vollständig aufzulösen oder zu dispergieren entweder in der Wasserphase oder in der Ölphase. Die anionischen oberflächenaktiven Substanzen enthalten Salze oder Seifen organischer oder anorganischer Säuren.

Nach der Erfindung wird öl verdrängt innerhalb eines unterirdischen Speichergesteins durch Injektion eines wässrigen oberflächenaktiven Systems (Flutungsmittel) auf der Basis eines Erdölsulfonats zusammen mit einer gewissen Art und Anteil von einem Alkohol, der sowohl die ölVerdrängungsaktivität

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als auch die Beeinflussung der Viskosität des Systems vergrößert.

Als Erdölsulfonat kommt eine Substanz in Frage, die ein aktives wässriges oberflächenaktives System zu bilden vermag, wenn sie in einer bestimmten Menge wie etwa 2 bis Gew.-96 in einer wässrigen Flüssigkeit gelöst oder dispergiert ist, welche gelöst enthält einen Elektrolyt, der die Oberflächenaktivität zu verbessern vermag. Ein bevorzugtes öllösliches Alkanol soll die Grenzflächenspannung soweit herabzusetzen vermögen, daß sie bei bestimmter Konzentration in destilliertem Wasser im wesentlichen gleich ist der Aktivität des elektrolythaltigen Systems.

Ein wässriges oberflächenaktives System wird erhalten durch Auflösen oder Dispergieren von oberflächenaktiven Mitteln in bestimmter Konzentration in einer wässrigen Flüssigkeit, die beträchtlich weniger als diese die Aktivität verbesserte Menge an Elektrolyt gelöst enthält und einen bestimmten Alkohol enthält in solcher Menge, daß die Stabilität einer Emulsion erhöht werden kann, die sich innerhalb des Prüfrohrs bildet, wenn man das System mit dem zu verdrängenden Öl bei der Temperatur des Speichergesteins mischt. Das so aufgebaute System wird in das Speichergestein injiziert, wo es mit dem Öl in Berührung kommt und dieses verdrängt.

Aufgabe der Erfindung ist nun die Verdrängung von Öl aus einem unterirdischen Speichergestein durch Injizieren eines wässrigen oberflächenaktiven Systems auf der Basis eines Erdölsulfonats enthaltend einen Alkohol, wobei eine Verbesserung hinsichtlich der Korrelation von Art und Menge der oberflächenaktiven Substanz und des Alkohols erreicht wird, um sowohl die ölverdrängende Aktivität als auch den

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Einfluß auf die Viskosität des Systems zu verbessern· Danach wird ein Erdölsulfonat ausgewählt, welches ein aktives wässriges oberflächenaktives System zu bilden vermag, wenn es gelöst oder dispergiert wird in einer wässrigen Flüssigkeit, enthaltend einen die Oberflächenaktivität verbessernden Elektrolyt entsprechender Art und Menge. Es wird ein vorzugsweise öllösliches Alkanol ausgewählt, welches die die Grenzflächenspannung herabsetzende Aktivität dieser Lösung oder Dispersion zu verbessern vermag, wobei es sich bei der Lösung oder Dispersion um entsprechende Art und Menge des Erdölsulfonats in destilliertem Wasser handelt und zwar auf eine solche Aktivität ,die zumindest etwa gleich ist der des elektrolythaltigen Systems. Nun wird das wässrige System kompoundiert durch Auflösen oder Dispergieren entsprechender Art und Menge von Erdölsulf onat in einer wässrigen Flüssigkeit, die weniger als die für die Grenzflächenaktivität verbessernde Menge Elektrolyt enthält und darüberhinaus auch einen bestiemten Alkanol in einer solchen Menge enthält, daß im Testrohr eine erhöhte Stabilität der Emulsion des Systems beobachtet wird und eine Verbesserung der Ölverdrängung bei der in der Formation herrschenden Temperatur stattfindet. Dieses so kompounsierte System wird nun in die Lagerstätte injiziert.

Erfindungsgemäß wurde festgestellt, daß eine Sulfonatmasse, die ein aktives wässriges System in einer wässrigen Flüssigkeit enthaltend wirksame Mengen gelöster Elektrolyten enthält, auch in der Lage ist, im wesentlichen gleich aktive Systeme in destilliertem Wasser enthaltend eine wirksame Menge an Alkanol zu bilden. Solche Alkanol verbesserten Systeme haben relativ hohe effektive Viskositäten wie etwa 2 bis 85 cP bei 75°C und 6 UpM und enthalten vorzugsweise 2 bis 10 Gew.-# Erdölsulfonat. Das vorliegende Alkanol verbesserte System verdrängt Öl in einer porösen Formation in Form einer ölbank und

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ist im wesentlichen frei von mitgenommener oder emulgierter wässriger Flüssigkeit oder Bestandteilen des oberflächenaktiven Systems. Sie verdrängen darüberhinaus auch noch Wasser, welches mit dem Öl in der porösen Formation vorliegen kann, in einem solchen Ausmaß, daß das System nicht beeinflußt wird durch gelöstes Salz im Wasser, selbst wenn der Salzgehalt hoch ist und mehrwertige Kationen umfaßt.

Das erfindungsgemäße Flutungsmittel ist nicht abhängig von einem speziellen Mechanismus, jedoch scheint folgendes zu geschehen: ^er Kohlenwasserstoffkern eines oberflächenaktiven Aggregats oder Moleküls neigt dazu_teine Flüssigkeit oder ein flüssigkeitsähnliches Produkt zu sein. V/enn jedoch die Mizelle klein ist, so kann nur ein geringer Ölanteil gelöst werden. Werden die Mizellen größer und kommen sie mit Öltröpfchen innerhalb der Poren der porösen Formation in Berührung, werden die Öltröpfchen sich an die Mizellen an der Grenzfläche der Öl- und Wasserphasen in der Flüssigkeit innerhalb der Poren anlagern. Dies führt zu einer Grenzflächenspannung zwischen dem oberflächenaktiven System und dem öl, die sich gegen 0 bewegt, wodurch die Grenzfläche weniger ausgebildet wird und die Phasen mischbarer werden. Unter diesen Bedingungen lassen sich die öltröpfchen leicht deformieren und da das oberflächenaktive ^yünler die Tröpfchen fließt, werden diese zu feinen Strömen ausgedehnt, die nun durch die Porenverengungen der Formation fließen können. Ein solches Strömen veranlaßt die Bewegung großer Tröpfchen oder Teilen von im wesentlichen reinem öl zur Vorwärtsbewegung und zur Bildung eines Ölsacks. Mit zunehmender Aufnahme von mehr Öl an den Mizellen der oberflächenaktiven Stoffe werden die ole.ophilen Kerne zunehmend ölähnlicher. Sind nun die Mizellen mit öl gesättigt, so findet eine Umwandlung statt nämlich von Aggregaten mit polaren Gruppen nach außen gerichtet zu laminaren Aggregaten und schließlich zu Aggregatenj deren polare Gruppen nach innen in eine kohlenwasserstoffreiche Umgebung gerichtet sind.

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Ein solcher Mechanismus scheint vorzuliegen, wenn ein Erdölsulfonatgemisch gemischt wird mit einem Alkohol solcher Zusammensetzung und in einer solchen Menge,

und

daß die polaren Kohlenwasserstoff Gruppen des oberflächenaktiven Stoffs und der Alkohol hinsichtlich der elektrischen Kräfte, der geometrischenVerträglichkeit und der Löslichkeit entsprechend angepaßt sind. So sind beispielsweise in einem Gemisch von relativ wasserlöslichen und wasserunlöslichen Alkylaryl-Erdölsulfonaten (z.B.TRS-12B) Alkenole mit 6 bis 12 C-Atomen bei 75°C deutlich wirksamer als die höheren bzw. niederen Homologen. Es scheint, daß - wenn die Anzahl der C-Atome zu gering ist - der Alkohol in die wässrige Phase geht und - wenn die Anzahl der C-Atome zu hoch ist der Alkohol in den Kohlenwasserstoffkern der Mizellen der oberflächenaktiven Substanz geht. Nur Alkohole mit mittlerer Kohlenstoffzahl scheinen im Randbereich der Mizellen zu verbleiben, wo sie zu großen oberflächenaktiven mizellaren Einheiten führen. Bei Amylalkohol bilden eich diese großen oberflächenaktiven Einheiten bei Raumtemperatur und die bei 75°C gebildeten scheinen instabil zu sein aufgrund der größeren Wärmebewegung des Moleküls.

Die Fähigkeit des erfindungsgemäßen alkanolhaltigen Systems zur Verdrängung von Öl aus unterirdischem Speichergestein ohne der Bildung von relativ viskosen oder stabilen Emulsionen (zwischen irgendeiner Komponente des Systems und den Flüssigkeiten des Speichergesteins) ist ein bedeutender Vorteil. Wässrige anionische Systeme enthaltend aktive oberflächenaktive Substanzen wie Erdölsulfonate und deren Gemische mit Alkohol oder Alkoxyalkoholeulfonaten bilden oft Emulsionen mit dem Öl oder dem Wasser innerhalb eines permeablen Mediums. Das erfindungsgemäße System mit durch Alkanol vergrößerten Mizellen ist vergleichsweise widerstandsfähig gegen die Bildung von stabilen oder viskosen Emulsionen. Dies ist vor· teilhaft zur Vermeidung daß trocknende Flüssigkeiten Gemische

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von oberflächenaktivem System und Öl ableiten wie eingedickte wässrige ELissigkeiten zur Verdrängung von Öl und oberflächenaktives System durch die Lagerstätte.

Bekanntlich ist bei der tertiären Erdölförderung die die Grenzflächenspannung herabsetzende Aktivität von besonderer Bedeutung. Ein "aktives wässriges oberflächenaktives System"ist demnach ein solches, welches die Grenzflächenspannung zwischen ihm und dem Öl von weniger als etwa 0,01 dyn/ci besitzt.

Unter dem hier gebrauchten Begriff "Erdölsulfonate" bzw. 'Erdölsulfonatmittelf'Oder Komponenten" versteht man ein Gemisch von relativ wasserlöslichen und wasserunlöslichen oberflächenaktiven Erdölsulfonaten und/oder deren Gemische mit oberflächenaktiven Substanzen auf der Basis von sulfatiertem Alkohol oder anderen Hilfsmitteln mit Grenzflächenaktivität. Nach der Erfindung werden Produkte als geeignet angesehen, die ein aktives elektrolythaltiges oberflächenaktives System zu bilden vermögen. Diese Fähigkeit kann leicht bestimmt werden z.B. durch visuelle Beobachtungen in der Klarheit und Stabilität einer wässrigen Lösung oder Dispersion enthaltend etwa 1 % von einer zumindest etwa 60 % oberflächenaktiven Masse in destilliertem Wasser. Massen, die zufriedenstellende Lösungen oder Dispersionen ergeben,werden nun Emulsionsversuchen unterworfen. Eine Reihe von wässrigen Lösungen enthaltend etwa 1 bis 5 % oberflächenaktiven Stoff und variierende Mengen Natriumchlorid werden hergestellt. Ein Öl, welches zumindest gleich ist dem zu verdrängenden Öl₍ wird zu diesen Lösungen in einem Volumenverhältnis von 1 : 5 zugesetzt in einem im wesentlichen feststoff-freien Behälter wie einem Prüfröhrchen. Die Gemische werden bewegt und erwärmt auf Temperaturen,die im wesentlichen gleich sindder Temperatur, bei der das öl innerhalb der Formation verdrängt werden soll. Die Proben

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die etwas Schaum bilden ohne Jedoch eine hohe Schaumsäule zu bilden (z.B. entsprechend zumindest 19 mm bei einem Röhrchendurchmesser von 12,7 mm) sind im allgemeinen geeignet für beste Wirksamkeit des oberflächenaktiven Systems. Vorzugsweise nach der ersten Bewertung der Emulsionsbildung und des Schäumens werden die Proben 2h h bei etwa 35 C gehalten, zuerst bewertet, dann gerührt und wieder bewertet. Die Temperatur der Proben wird auf etwa 76⁰C angehoben und nach dem Rühren sowohl das Schäumen als auch die Emulsionsbildung bewertet.

So bildet beispielsweise ein oberflächenaktives Produkt auf Basis von Erdölsulfonaten, welches ein aktives System ist und möglicherweise sich sehr für die Ölgewinnung eignet, relativ stabile Emulsionen innerhalb 'breiter) Natriumchloridkonzentrationen. Die ölverdrängungsfähigkeit eines Produkt, welches relativ stabile Emulsionen gibt, wird vorzugsweise ermittelt durch Versuche über die Fähigkeit der Ölgewinnung aus Kernen.

Selbstverständlich kann mai in bekannter Weise auch andere Prüfmethoden zur Bestimmung anwenden, ob ein gegebenes Erdölsulfonatsystem sich als oberflächenaktives System ejgiet, z.B. Bestimmung der Grenzflächenspannung zwischen dem System und dem zu verdrängenden Öl bei der Temperatur, bei der das öl verdrängt werden solljoder Versuche mit Sandschüttungen und/oder Prüfkernen.

Besonders geeignete Systeme auf der Basis von Erdölsulfonaten sind Gemische von relativ wasserlöslichen und wasserunlöslichen Alkalisalzen von Erdölsulfonaten(Wie Alkylarylsulfonaten, alkylierten Benzolsulfonaten). Für Temperaturen unter etwa 65°C können derartige Gemische noch einen oberflächenaktiven sulfatierten polyoxyalkylierten Alkohol enthalten. Erdölsulfonatr als oberflächenaktive Stoffe sind im Handel erhältlich

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("Petronate", "Pyronate", "Promorsulfonate")· Auch kann man im Handel erhältliche Sulfate von äthoxylierten primären Alkoholen anwenden (NEODOL, TERGITOL).

Die erfindungsgemäß anzuwendenden Alkohole sind vorzugsweise lösliche Alkanole, deren Kapazität im wesentlichen gleich ist einem gelösten Elektrolyt hinsichtlich der Erhöhung der Aktivität des Erdölsulfonats. Solche Alkohole sind im allgemeinen geradkettige oder verzweigte gesättigte Alkanole mit etwa 6 bis 12 C-Atomen. Die Auswahl eines best immten Alkohols für ein bestimmtes System ist leicht mit Hilfe der Emulsionsprüfung möglich mit unterschiedlichen

anstelle Anteilen von Alkoholkonzentrationen unterschiedlicher Anteilen an Natriumchloridkonzentrationen. Besonders geeignet sind Hexyl-, Nonylalkohol und 2-Äthylhexanol.

Die wässrige Flüssigkeit für das erfindungsgemäße System

kann eine beliebige sein, die im wesentlichen elektrolytkann auch
frei ist, Jedoch gegebenenfalls eine elektrolythaltige wässrige Lösung sein kann, die einen Teil-wie z.B. bis etwa 75 %-der Menge an gelöstem Elektrolyt enthält, die wirksam ist zur Verbesserung der Aktivität des gewählten Erdölsulfonats.

Bei der Herstellung des erfindungsgemäßen Systems wird die Konzentration des gewählten Alkohols im Hinblick auf die gewählte Menge und Art des Erdölsulfonats eingestellt durch Versuche analog den oben beschriebenen. Verschiedene Konzentrationen des gewählten Alkohols werden mit dem gewählten oberflächenaktiven Stoff bei entsprechenden Konzentrationen in einer wässrigen Flüssigkeit, enthaltend weniger die Oberflächenaktivität erhöhenden Elektrolyt gelöst, angewandt.

. Diese Produkte werden emulgiert (z.B. in Prüfröhrchen) mit dem zu ver-

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drängenden Öl bei im wesentlichen der Temperatur der Formation. Die gewählte Konzentration des Alkohols ist die, wo die Stabilität der Emulsionen in dem Sinn optimiert ist, daß die Emulsionen weniger stabil sind, wenn mehr oder weniger Alkohol angewandt wird.

Bekanntlich soll die Viskosität eines Flutungsmittels relativ hoch sein, um die Mobilität einstellen zu können und eine Ableitung von öl oder emulgierten Gemischen von Öl und oberflächenaktivem System zu vermeiden. Eine solche Viskosität wird erreicht, indem in dem System ein wasserlösliches Polymer aufgelöst wird. Die Viskositäten von üblicherweise angewandten Polymerlösungen sinken mit zunehmenden Salzkonzentrationen. Eine 500 ppm Lösung eines teilhydrolrsierten Polyacrylamide in destilliertem Wasser hat eine Viskosität von 46 cP, Jedoch enthaltend Natriumchlorid gelöst in einer Menge entsprechend 1 molar von nur 3»6 cP. Die Viskosität einer Lösung enthaltend 1000 ppm Calciumionen fällt auf 2,5 cP. Diese Angaben beziehen sich auf Raumtemperatur und 7,3 reciprocal seconds. Die Fähigkeit des erfindungsgemäßen Systemsj polymerfreie viskose Lösungen zu ergeben, kann bei verschiedenen Verdrängungsverfahren von Vorteil sein.

Eindicker kann man in oder in Verbindung mit den erfindungsgemäßen Systemen anwenden. Es handelt sich dabei im wesentlichen um beliebige wasserlösliche natürliche oder synthetische Kunststoffe wie Carboxymethylcellulose, Polyäthylenoxid, Hydroxyäthylcellulose, teilhydrolisierte Polyacrylamide , Mischpolyemere von Acrylamid und Acrylsäure, Biopolymere wie Polysacharide oder dergleichen.

Vorzugsweise wird das System bei etwa der Temperatur der Lagerstätte zumindest etwa 24 h gealtert vor Injizieren in

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• V)

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das Speichergestein.

Das Öl in einem porösen Material wird erfindungsgemäß verdrängt durch Injizieren des Systems.Vor dem erfindungsgemäßen System oder danach kann ein verträgliches wässriges oder öliges flüssiges Medium eingebracht werden. Wird ein Schlamm des oberflächenaktiven Systems durch die Lagerstätte gedrängt, z.B. ', ein chemisches Flutungsmittel, wird er vorzugsweise verdrängt durch eine eingedickte wässrige Lösung mit einer Viskosität über der und/oder einer Mobilität unter der des oberflächenaktiven Systems.

Die Figuren 1 und 2 zeigen in einem Diagramm die Ölgewinnung aus wassergefluteten Rückständen mit verschiedenen wässrigen oberflächenaktiven Systemen. In diesen Diagrammen

Vp
ist die Injektion aufgetragen gegen die Olkonzentration % Vp. Die angewandten Kerne waren Berea Sandsteinkerne, 25 cm Länge, 5 cm 0 . Mit einer Ausnahme waren die Kerne

einen
wassergeflutet auf ' Restgehalt mit 0,025m. NaCl vor Injektion von 1,2 des Porenvolumens mit oberflächenaktivem System. Das System oder der chemische Schlamm wurde verdrängt durch 0,025m NaCl-Lösungen, um die angegebenen Mengen an injizierten Flüssigkeiten zu ergeben.

Bei Versuch 383 (Fig. 2)wurde der Kern horizontal fixiert und geflutet mit "synthetic D-sand/water SDSW" vor chemischer Injektion. Das SDSW-Wasser enthielt 74 ppm Barium, 1670 ppm Calcium, 12 ppm Kupfer, 1290 ppm Magnesium, 42 900 ppm Natrium, 30 ppm Strontium und 195 ppm Bicarbonationen. In Versuch entsprach der chemische Schlamm nur 0,1 Porenvolumen, woraufhin 1,2 Porenvolumen einer wässrigen Lösung von 1800 ppm "Kelzan" (Polysacharidfermentationsprodukt) in 1 % SDSW-Wasser folgteJ)ie Viskosität dieser Polymerlösung betrug bei 75 C und

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6 UpM 52,8 cP.

Die Zusammensetzungen der wässrigen Systeme (chemischer Schlamm) und der Rohöle in den Kernversuchen sind in der Tabelle 1 zusammengefaßt. Die Tabelle 1 zeigt auch die Viskosität der chemischen Schlämme und den Anteil an Rückstandsöl im Kern nach der Verdrängungsprüfung.

Tabelle 2 zeigt den optimalen Bereich der Alkoholkonzentratbn für jede Konzentration von Erdölsulfonat in dem System. Wie erwähnt, ergeben sich djß Bereiche in erster Linie durch Vergleich der Emulsionseigenschaften des Systems, enthaltend eine bestimmte Menge an Sulfonat und variierende Mengen Alkohol. In Tabelle 2 versteht man unter "Separation" Vol.-96 Alkohol, welche in den wässrigen System zu einer Phasentrennung führen:

Kern
Nr.

Tabelle A

Schlamm-Zusammensetzung Viskosität Rohöl

cP

6 Gew.-?6 TRS-12B+2 Vol.-# Hexylalkohol 51,7 6 Gew.-% TRS-12B+1 Vol.-96 Nonylalkohol 51,0

6 Gew.-96 TRS-12B+ 3,5 Vol.-96 SDSW 3,8 4,5 Gew.-J6 TRS-12B+3,4 V0I.-96 Hexylakohol 83,0 6 Gew.-9b TRS-12B+1,2 V0I.-96 Octanol-1 60,0

6 Gew.-Ji TRS-12B+0,97 Vol.-96 Dodecyl 24,2

Alkohol

6 Gew.-96 TRS-12B+2,2 Vol.-% Hexylalkohol 42,0 (chemischer Schlamm)

NRB, N₄RB; Rohöle aus US-Vorkommen

S : Rohöl-Sättigung nach chemischem Fluten

NRB	0,000
NRB	0,027
NRB	0,023
NRB	0,000
27 Vol.-96 Isooctan in N₄RB	0,035
27 Vol.-96 Isooctan in N₄RB	0,059
27 Vol.-96 Isooctan in N, RB	0,081

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	(techn.)	Tab	15	27U334	3,8
		TRS-12B		1A-49 883	-
		Gew.-Ji	e 1 1 e 2		viskos 3,0
Alkohol		6,0	Optimal	Separation	2,4
	A.)	4,5	Vol.-36	Vol.-#	2,4
Hexylalkohol	(techn.)	3,0	1,8 - 2,8	2,0
Il	Dodecylalkohol (techn.)	1,5	2,6 - 3,8	1,7
η		6,0	nicht aktiv, nicht
Il		6,0	Il Il
Octanol-1 (p.	6,0	1,2 - 1,6
Nonylalkohol	1,0 - 1,4
	0,97 - 1,2

Die Fähigkeit eines Alkanols zur Verbesserung der Aktivität hinsichtlich der Herabsetzung der Grenzflächenspannung eines Erdölsulfonats entsprechend der_{ die man erhält mit einem Elektrolyt, ergibt sich aus dem Diagramm der Figur 1. In Versuch 368 wird ein Gemisch von Elektrolyten enthaltend in SDSW Wasser angewandt zur Verbesserung der Aktivität eines wässrigen Systems von 6 % Erdölsulfonat. Versuch 375 zeigt, daß im allgemeinen äquivalente jedoch etwas bessere Ergebnisse (hinsichtlich Entfernung von mehr öl mit weniger eingebrachtem oberflächenaktivem Stoff) erhalten werden kann mit einem System, indem der Elektrolyt ersetzt war durch 1 V0I.-96 Nonylalkohol. Versuch zeigt, daß noch bessere Ergebnisse erreichbar sind bei einem sonst äquivalenten System, intern der Elektrolyt durch 2 Vol.-% Hexylalkohol ersetzt war.

Darüberhinaus geht aus Tabelle 1 hervor, daß Hexylalkohol (Versuch 371) und Nonylalkohol (Versuch 375) zu Systemen relativ hoher Viskosität (^ 50 cP) führen im Vergleich zu einer Viskosität von <. 4 bei dem elektrolythaltigen System nach Versuch 368. Eine besonders geeignete hohe Viskosität (Λ83 cP) ergibt sich aus dem Versuch 378. Dieses System (wie in Fig.1 gezeigt) ist

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außerordentlich wirksam zur Verdrängung von im wesentlichen dem gesamten Rückstandsöl.

Fig. 2 zeigt ein Diagramm mit Systemen, enthaltend Octanol (Versuch 388) und Dodecylalkohol (Versuch 382). Verglichen mit dem hochwirksamen Nonylalkohoiystern bleiben mit dem Dodecylalkoholsystem höhere Restölanteile zurück, wobei jedoch der Restölgehalt bis auf etwa 6 % gedrückt werden kann. Dies scheint zu zeigen, daß für ein bestimmtes Erdölsulfonat ein längerkettiger Alkohol als Dodecylalkohol noch weniger wirksam sein wird. Amylalkohol gibt bei 75⁰C kein aktives System, selbst wenn bis zu 14 % Alkohol zugesetzt wurden. Bei Raumtemperatur kann man jedoch ein aktives System mit Amylalkohol herstellen. Aus dem Diagramm der Fig. 2 geht auch die relative Unempfindlichkeit der erfindungsgemäßen Systeme gegenüber hoch salzhaltigem Wasser der Formation hervor. Es wird auf Versuch 383 verwiesen, wo ein kurzer Schlamm von Hexylalkohol in einem Kern angewandt wird, der nennenswerte Mengen von Salzwasser enthält, wodurch ein Rückstandsölgehalt von 8 % erreichbar ist.

der
Die Viskositäten / erfindungsgemäßen Systeme nehmen mit der

Zeit zu. Die Werte der Tabelle 1 stammen von zwei Tage bei 75°C gehaltenen Systemen. Bei der Herstellung der erfindungsgemäßen Systeme ist es besonders zweckmässigizuerst konzentrierte¹ 5 %) ' te oberflächenaktive Lösung/Tiiit dem Alkenol zu mischen und

oder dann dem Gemisch destilliertes Wasser relativ salzfreies Wasser zuzusetzen. Durch diese Maßnahme erreicht man relativ schnell im wesentlichen die höchst erreichbare Viskosität des Systems.

Analoge Untersuchungen wurden mit einem verzweigten Alkenol, nämlich 2-Äthylhexanol durchgeführt und aer mit jeweils 6 Gew.-96 TRS-12B Erdölsulfonat und 1,8 Vol.-96 2-Äthylhexanol in

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destilliertem Wasser. Nach 2 Tagen bei 75°C war die Viskosität dieser Aufschlämmungen 40,5 cP bei 75°C und 6 UpM. In einem Versuch wurde ein 0,1 Porenvolumen Schlamm injiziert in einen Kern enthaltend SDSW-Wasser, woraufhin 1,2 Porenvolumen 1800 ppm "Kelzan" in 1 %iger SDSW-Wasserlösung injiziert wurden (Viskosität der Polymerlösung bei 75°C und 6 UpM 60 cP). In beiden Fällen war

in
das 01 27 Vol.-% Isooctan einem Rohöl von der Golfküste.

Schlamm-Der Kurzversuch ergab eine Ölgewinnung bis auf etwa 6,5 und ein Versuch mit einem Schlamm entsprechend 1,16 Porenvolumen führte zu einer vollständigen ÖlVerdrängung.

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Claims

Patentansprüche

1♦ Verfahren zur ÖlVerdrängung aus unterirdischem Speichergestein durch Einführung eines wässrigen oberflächenaktiven Systems auf der Basis eines Erdölsulfonats und eines Alkohols, dadurch gekennzeichnet, daß man ein Erdölsulfonat wählt, welches gelöst oder dispergiert in einer wässrigen Flüssigkeit enthaltend eine

die

wirksame Art und Menge von Oberflächenaktivität verbesserndem Elektrolyt ein aktives wässriges System zu bilden vermag, daß man ein vorzugsweise öllösliches Alkanol wählt, . welches die die Grenzflächenaktivität herabsetzende Wirkung der Erdölsulfonatlösung oder-dispersion in destilliertem Wasser zu erhöhen vermag auf eine Aktivität zumindest im wesentlichen gleich der des elektrolythaltigen Systems, daß man ein aktives System kompoundiert durch Auflösen oder Dispergieren der gewählten Art und Menge von Erdölsulfonat in einer wässrigen Flüssigkeit

die

enthaltend weniger als die Oberflächenaktivität verbessernde

an
Menge Elektrolyt und Alkanol in einer solchen Menge, daß im Proberöhrchen die Stabilität einer Emulsion des Systems und des zu verdrängenden Öls bei der Temperatur der Formation verbessert wird, und man dieses so kompoundierte System in das Speichergestein injiziert.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das kompoundierte wässrige System 2 bis 10 Gew.-# Erdölsulfonat enthält und die Viskosität bei 75⁰C und 6 UpM etwa 2 bis 85 cP beträgt.

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3o Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Erdölsulfonat ein Gemisch von relativ wasserlöslichen und relativ wasserunlöslichen Alkylarylerdölsulfonaten ist.

4. Verfahren nach Anspruch 1 bis 3, dadurch g e kennzeichnet, daß das kompoundierte wässrige System bei etwa der Temperatur der Lagerstätte zumindest etwa 24 h gealtert und dann erst injiziert wird.

5. Verfahren nach Anspruch 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß man als Alkohol einen geradkettigen oder verzweigten gesättigten aliphatischen Alkohol verwendet, dessen Kohlenwasserstoffkette 6 bis 12 C-Atome enthält.

6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß man als Alkohol Hexyl-, Nonyl- oder 2-Äthylhexylalkohol verwendet.

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