DE2809572C2 - Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung - Google Patents
Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen SalzlösungInfo
- Publication number
- DE2809572C2 DE2809572C2 DE19782809572 DE2809572A DE2809572C2 DE 2809572 C2 DE2809572 C2 DE 2809572C2 DE 19782809572 DE19782809572 DE 19782809572 DE 2809572 A DE2809572 A DE 2809572A DE 2809572 C2 DE2809572 C2 DE 2809572C2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- equivalent weight
- petroleum
- petroleum sulfonate
- surfactant
- water
- 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.)
- Expired
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—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
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)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die in Verfahrensschritt e) angesetzte,
das Petroleumsulfonat enthaltende wäßrige Flüssigkeit auf etwa die gleiche Salinität und die gleiche
Konzentration an zweiwertigen Ionen wie das Lagerstättenwasser eingestellt wird.
7. Verfahren nach Anspruchs oder 6, dadurch
gekennzeichnet, daß das mittlere Äquivalentgewicht des in die Lagerstätte injizierten Petroleumsulfonats
um etwa 5 bis 15% niedriger eingestellt wird als das
mittlere Äquivalentgewicht des Petroleumsulfonats, mit dem das Minimum der Grenzflächenspannung
erhalten worden ist.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß das mittlere Äquivalentgewicht des Petroleumsulfonats in der injizierten
wäßrigen Salzlösung auf etwa 350 bis 450 eingestellt wird.
9. Verfahren nach Ansprüche, dadu-^h gekennzeichnet, daß das mittlere Äquivalentgewichl des
Petroleumsulfonats in der injizierten wäßrigen Salzlösung auf etwa 370 bis 390 eingestellt wird.
10. Anwendung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 9 in Verbindung mit einer
Lagerstätte, in welcher die Salinität des Lagerstättenwassers ursprünglich 20 000 PPM an insgesamt
gelösten Feststoffen überschreitet, dadurch gekennzeichnet, daß vor Injizieren der tensidhaltigün
Salzlösung kr die Lagerstätte Wasser mit einer Salinität von weniger als 20 000 PPM an insgesamt
gelösten Feststoffen in die Lagerstätte injiziert und das Lagerstättenwasser mit der höheren Salinität
aus dieser verdrängt wird.
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Gewinnen von Erdöl aus einer permeablen, erdölführenden
unterirdischen Formation, durch die wenigstens ein Injektiensbehfloeh und in eineir Absland von diesem
wenigstens ein Produktionsbo'irioch niedergebracht
sind, die beide in Flüssigkeh verbindung mit der
erdölführenden Formation steh, :,, und die Wasser mit einer Salinität von etwa 2000 bis etwa 20 000 PPNi an
insgesamt gelösten Feststoff;.- e.nschlicßlich einer
Konzentration an zweiwertige : ionen, insbeso-'icbre
von Calcium und Magnesium. : ■ ■?. 0 bis ! )>
' :'°M enthält, durch Fiutung mit .·: ■:■; Tensid Pe;r;>
"-umvilfonat enthaltenden wäCSri;» . .'lz'üiung. v.rjb.·: i r>
Erdöl zum Produktionsbohrlocb hin verdrängt und das durch die tensidhaltige Flüssigkeit aus der Lagerstätte
verdrängte Erdöl über das Produktionsbohrloch gewonnen wird.
Dieses Verfahren ist zur Förderung von Erdöl aus
Lagerstätten geeignet, die von Haus aus Frischwasser
führen, oder bei denen die Salinität des Lagerstättenwassers
durch Vorspülen auf Werte in der Größenordnung von Frischwasser gebracht werden kann.
Ist in einer Erdöllagerstätte von ausreichend hoher Permeabilität die primäre Erdölgewinnung abgeschlossen
und wird im Anschluß daran die Lagerstätte einer Wasserflutung unterworfea, können in der Regel nur
etwa 30 bis 70% des normalerweise in der Lagerstätte vorhandenen Öls gewonnen werden. Somit bleiben
erhebliche Erdölmengen in der Lagerstätte zurück. Der Stand der Technik bietet viele Hinweise auf ein
verbessertes oder tertiäres Gewinnungsprogramm, bei dem eine wäßrige Flüssigkeit, weiche eine reine Lösung
oder eine Wasser-in-Ö!- oder Öl-in-Wasser-Emulsion
sein kann, in die Lagerstätte injiziert wird, um über das durch die Primärgewinnung und durch die Wasserflutung
gewonnene Öl hinaus zusätzliches-, öl aus der Formation zu verdrängen und zu gewinnen!
In diesen LiterUirstellen wird zwar auf sehr viele
unterschiedliche Tenside hingewiesen, jedoch ist nach wie vor Petroleumsulfonat aufgrund seiner verhältnismäßig
niedrigen Kosten im Vergleich zu synthetischen Tensiden das bevorzugte Tensid für die tertiäre
ölgewinnung. So ist beispielsweise in der US-PS
33 02 713 die Verwendung eines besonderen Petroleumsulfonats
beschrieben, das aus einer Erdölfraktion eines bestimmten Siedepunktbereiches hergestellt wird. Weiterhin
geht aus der Literatur, hervor, daß eine optimale Ausbeute beim Tensidfluten unter Verwendung von
Petroleumsulfonat dann erhalten wird, wenn : das
Peiroleumsulfonat aus einem Gemisch aus wenigstens
einem überwiegend wasserlöslichen Petroleumsulfonat und wenigstens einem überwiegend öllöslichen Petroleumsulfonat
besteht Nach der Lehre der US-PS
34 34 542 soll Petroleumsulfonat eingesetzt werden, dessen mittleres Äquivalentgewicht zwischen 375 und
430 beträgt, und das Bestandteile mit Äquivalentgewichten im Bereich von 290 bis 590 enthält, von denen nicht
mehr als 10% unter 290, und nicht nrehr als 15% über
590 liegen sollen. Das Tensidmedium enthält außerdem Polysaccharide zur Einstellung der Viskosität zwecks
Beeinflussung der Beweglichkeit. In der US-PS 34 68 377 ist ein Ölgewinr.j'ngsverfahren unter Verwendung
etwa des gleichen Petroleumsulfonats in einem wäßrigen Medium beschrieben, das zusätzlich Natriumchlorid,
Natriumcarbonat und anorganische Phosphate enthält. Der Stand der Technik geht allgemein
davon aus, daß dai mittlere Äquivalentgewicht des jeweils verwendeten Petroleumsulfonats einen Einfluß ί5
auf den Wirkungsgrad iier Gesamtölgewinnung hat,
wobei implizit oder explizit ein Zusammenhang gesehen wird zwischen dem Wirkungsgrad der Ölcusbeute und
der Fähigkeit des jeweils verwendeten Petroleumsuifonats zur Verringerung der Grenzflächenspannung «1
zwischen dem zu gewinnenden Lagerstättenerdöl und der Formationsflüssigkeit, wie zum Beispiet der in dst
Formation vorhandenen Salzlösung zum Zeitpunkt, zu dem die tensidhaltige Lösung mit dem Lagerstättenerdöl
in Kontakt tritt. Vj
Gemäß den US-Patentschriften 34 67 190 und 34 80 080 werden Tenswiflutverfahren mit salinen
Lösungen bereitgestellt unter Einstellung einer Mindestoberflächenspannung zwischen der wäßrigen und
der Kohler.wasserstoffsulfonat-Phase. Gemäü US-PS
34 67 190 wird hierzu zunächst die.Salzkonzentration der wäßrigen Tensidlösung empirisch bestimmt, die die
niedrigste Oberflächenspannung ergibt, während gemäß US-PS 34 80 080 der Sulfonierungsgrad des
Tensids empirisch bestimmt wird, der die niedrigste Oberflächenspannung ergibt
Trotz ermutigender Forschungsergebnisse im Labor hat der praktische Einsatz von Flutungsverfahren unter
Verwendung von Tensiden bis jetzt nicht zu wirtschaftlich vertretbaren Ergebnissen geführt Dies ist hauptsächlich
darauf zurückzuführen, daß der Wert des zusätzlich gewonnenen Erdöls zu niedrig ist, um die
hohen Kosten der in die Formation injizierten Tenside zu rechtfertigen.
Angesichts des großen und vermittels bekannter ölgewinnungsverfahren in einheimischen Lagerstätten
nicht zu deckenden Ölbedarfs liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zi^-ii Gewinnen von
Erdöl vermittels einer Flutungstechnik zu schaffen, weiche im Anschluß an herkömmliche primäre und
sekundäre Gewjnnungsverfahren eine wirtschaftlich verbesserte Förderung des in unterirdischen Lagerstätten
vertriebenem Resterdöls gestattet
Das zur Lösung der gestellten Aufgabe bereitgestellte Verfahren ist erfindungsgemäß dadurch gekennzeichnet,
daß die durch das Injektionsbohrloch in die Lagerstätte injizierte wäßrige Salzlösung mit einem
gelösten Petroleumsulfonat versetzt wird, dessen mittleres Äquivalentgewicht um etwa 2 bis etwa 20%
unter dem Äquivalentgewicht eines Petroleumsulfonats liegt, bei dem das Minimum der Grenzflächenspannung
zwischen dem Lagerstättenerdcl und dem in der Lagerstätte vorhandenen Wasser erhalten^ wird, wobei
die tensidhaltige Salzlösung eine Saünität von 2000 bis
20 000 PPM an insgesamt gelösten Feststoffen einschließlich etwa 0 bis 2000 PPM zweiwertiger ionen
aufweist
Das erfindungsgemäße Förderverfahren ist geeignet für alle unterirdischen, erdölführenden Lagerstätten.
Seine Anwendung erfolgt aligemein in Lagerstätten, die vermittels herkömmlicher primärer und sekundärer
Gewinnungsverfahren wie zum Beispiel durch Wasserflutung bereits bis zur Grenze der Wirtschaftlichkeit
ausgebeutet worden sind. Bei diesem Verfahren wird als einziges Tensid im Flutmedium Petroleumsulfonat
verwendet Das Verfahren ist in erster Linie einsetzbar in Lagerstätten, die zum Zeitpunkt des Flutens mit dem
Tensid verhältnismäßig frisches Wasser enthalten, das heißt Wasser, dessen Sa'inität weniger als etw*
20 000 PPM ^g/g) an insgesamt gelösten Feststoffen
unfi vorzugsweise weniger als etwa 15 000 PPM an
insgesamt gelösten Feststoffen beträgt und das fine
Konzentration an zveiwertigen Ionen von weniger als etwa 1000 PPM und vorzugsweise weniger als etwa
500 PPM aufweist Die Lagerstätten können dabei von Haus aus solches Wasser enthalten oder durch Fluten
mit Wasser vorbehandelt sein, wodurch die Salinität und die Konzentration an zweiwertigen Ionen auf die
angegebenen Werte verringert worden sind. Die Salinität des wäßrigen Mediums, in welches die
tensidhaltige Flüssigkeit eingeführt wird, ist ausschlaggebend, da Petroleumsulfonat bei höheren Werten der
Salinität und höheren Konzentrationen an zweiwertigen Ionen unlöslich wird und damit nicht nur seine
Wirksamkeit zur Verringerung der Grenzflächenspannung und Gewinnung von zusätzlichem Öl verliert,
sondern darüber hinaus auch zu einer Verstopfung der engen Kapillarströmungswege in der Formation führen
kann, wodurch die Permeabilität auf einen Wert verringert wird, der den anschließenden Einsatz
weiterer ölgewinnungsverfahren einschränkt.
Überraschenderweise wurde gefunden, daß das mittlere Äquivalentgewicht von Petroleumsulfonat,
welches zur maximalen ölausbeute bei Tensidflutung führt, nicht genau gleich ist dem mittleren Äquivalentgewicht von Petroleumsulfonat, welches die höchste
Verringerung der Grenzflächenspannung bewirkt. Es wurde beobachtet, daß beiTensidflutungsvorgängen mit
im wesentlichen Petroleumsulfonat als einziges Tensid in einem relativ als Frischwasser anzusprechenden
Medium zwar ein guter tertiärer ölgewinnungsgrad mit
einer Petroleumsulfonatprobe erhalten wird, welche die geringste Grenzflächenspannung zwischen der wäßrigen Umgebung und dem Lagerstattenerdöi bewirkt,
jedoch ein wesentlich gesteigerter Wirkungsgrad erhalten wird, wenn das Äquivalentgewicht des in die
Formation injizierten Petroleumsulfonats von 2 bis 20 und vorzugsweise von 5 bis 15% niedriger ist als das
Äquivalentgewicht von Petroleumsulfonat, welches die geringste Grenzflächenspannung zwischen dem wäßrigen Medium und dem Lagerstättenerdöl bewirkt Mit
anderen Worten, es wurde gefunden, daß die höchste ölausbeute erzielt wird, wenn das Äquivalentgewicht
des in die Formation injizierten Petroleumsulfonats von 20 bis 100 und vorzugsweise von_30 bis 70 Äquivalentgewichtseinheiten unter dem Äquivalentgewicht von
Petroleumsulfonat liegt, welches die niedrigste Grenzflächenspannung zwischen dem Lagerstättenerdöl und
der zum Zeitpunkt des Flutens mit dem Tensid in der Formation vorhandenen Salzlösung oder wäßrigen
Flüssigkeit bewirkt Die Zunahme der Fördermenge an tertiären: οϊ, weiche durch diese geringe Verlagerung
des Äquivalentgewichts des in die Formation injizierten Petroleumsulfonats erzielt werden kann, ist ganz
erheblich, insbesondere wenn dabei berücksichtigt wird,
daß durch diese Verschiebung die Gewichtsprozentan- λ teile und die einheitsbezogenen Kosten für Verfahrensstoffe nicht nennenswert gesteigert werden.
Die Zeichnung ist eine grafische Darstellung des prorentualen tertiären ölgewinnungsgrads und der
Grenzflächenspannung zwischen Lagerstättenerdöl und der in der Lagerstätte vorhandenen Salzlösung für
mehrere Petroleumsulfonatproben, deren mittleres
Äquivalentgewicht zwischen etwa 340 bis etwa 450 beträgt
Das vorgeschlagene Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen
Salzlösung umfaßt ganz allgemein die folgenden Verfahrehsschritte:
In vielen Fällen ist ein Vorspülvorgang erforderlich
oder wünschenswert, um die Salinität und die Konzennation an zweiwertigen Ionen des in der ölformation
vorhandenen Wassers zum Zeitpunkt der Flutung mit Tensid derart einzustellen, daß die Salinität und die
Konzentration an zweiwertigen Ionen des Formationswassers auf einen Bereich gebracht werden, in welchem
das zu verwendende Tensid den höchsten ölgewinnungswirkungsgrad aufweist. Das macht normalerweise
die Injektion einer wäßrigen Flüssigkeit mit einer Salinität und/oder einer Konzentration an zweiwertigen
Ionen erforderlich, die niedriger liegen als diejenigen des in der ölformation vorhandenen Wassers. In
manchen Fällen kann auch erforderlich sein, zunächst
die Salinität und/oder die Konzentration an zweiwertigen Ionen vor Injizieren der tensidhaltigen Lösung zu
steigern, was insbesondere bei Vorhandensein von sehr frischem Wasser erforderlich werden kann. Normalerweise erbringt Petroleumsulfonat den höchsten ölgewinnungswirkungsgrad, wenn die Salinität im Bereich
von etwa 2000 bis etwa 20 000 PPM, und die Konzentration an zweiwertigen Ionen, bei denen es sich
im allgemeinen um Calcium- und Magnesiumionen handelt im Bereich von etwa 0 bis etwa 1000 PPM
beträgt. Wenn das zum Zeitpunkt des Beginns des Flutens mit einer tensidhaltigen Lösung in der
Formation vorhandene Formationswasser in diesen Bereich fällt, kann die Vorspülung zwecks Einstellung
von Salinität und Konzentration an zweiwertigen Ionen in For.fall kommen.
Bei Ausführung eines Vorspülvorgangs können auch andere Chemikalien wie z. B. anorganische Polyphos-
pnatsat£.%: ciiigGavi*.» wvi»«.», Mt·· ·*·«. **■·»··£·* ·*.· ·.·..·.. — .-
Tensidlösung oder -flüssigkeit usw. adsorbierter Tensidmenge zu verringern.
Nach Injektion der Vorspülung und/oder nach Ausführung anderer FormationsvorbereitungsmaOnahmen wird die Tensidflüssigkeit injiziert Die höchste
Wirtschaftlichkeit wird normalerweise dann erzielt, wenn eine verhältnismäßig verdünnte wäßrige Tensidlösung in die Lagerstätte injiziert wird. Die Tensidlösung λιλπ auch eine kleinere Menge -einer zugeordnedikiilih ihäßri Ph i B
sung λιλπ auch eine kleinere Meng g
ten, diskontinuierlichen, nichtwäßrigen Phase wie z. B.
einer äußeren Wasseremulsion enthalte». Das ist häufig unvermeidbar, wenn das Petroleumsulfonat nennenswerte Mengen an nichtsulfonCertem ErdöJ enthält Bei
der Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist bevorzugt kein zusätzliches Erdöl oder andere, in
Wasser unlösliche Stoffe der Tensidflüssigkeit zuzusetzen.
Normalerweise beträgt das Volumen der Tensidflüssigkeit von etw? 0,05 bis~etwa 1,0 und vorzugsweise von
0,1 bis 0,5 des Porenvolumens^bezogeu auf das Volumen
der durch die Injektionsflüssigkeit auszuspülenden Formation, und dieser Wert läßt sich im allgemeinen
anhand bekannter Lagerstättenerkundüngsverfahren bestimmen. Die Konzentration des in der tensidhaltigen
Lösung verwendeten Petroleumsulfonats betrag, von etwa 0,5 bis etwa 10,0 Gew.-%. Die genaue Konzentration hängt von mehreren Faktoren und u. a. von den
Ergebnissen von Laborversuchen ab, durch weiche festgestellt wird, welche Tensidkonzentration die
optimale ölgewinnung zur Folge hat und welche Tensidmenge durch die mineralischen Oberflächen der
Formation aus der Lösung adsorbiert oder ata. andere
Weise in der Formation beim Durchgang der Flüssigkeit durch dieselbe zurückgehalten wird. Mit anderen
Worten, die bei dem erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzte Tensidmenge beträgt im allgemeinen von
etwa 1 bis etwa 3 mg Tensid pro cm3 Gestein oder von etwa 03 kg/m3 bis etwa 2 kg/m3 des mit der Tensidflüssigkeit in Berührung kommenden Gesteins.
Die Tensidflüssigkeit sollte eine Salinität und eine
Konzentration an zweiwertigen Ionen aufweisen, die möglichst gleich sind der optimalen Salinität und
Konzentration an zweiwertigen Ionen für das jeweils verwendete Tensid und auf weiche die Formation zuvor
durch Vorspülung oder durch andere, vorstehend genannte Vorbehandlungsmaßnahmen eingestellt wordsnist
Manchmal ist wünschenswert, die Tensidkonzentration der Tensidflüssigkeit in Abhängigkeit von der Zeit
oder der Menge an in die Lagerstätte injizierter
Tensidflüssigkeit zu verändern, was auf dem Gebiet der gesteigerten otter forcierten ölgewinnung als »Zuspitzen« der Tensidionzentration bezeichnet wird. Dabei
werden Steigerung oder Verringerung manchmal angewandt, obwohl normalerweise bevorzugt ist, daß
die TensidkonzentraMon abgeschwächt wird, um Verluste hei Beginn der Tsnsidinjektion in die Lagerstätte
auszugleichen, welche zurückzuführen sind auf Tensidadsorption an mineralischen Oberflächen der Formation
oder auf andere Ursachen der Zurückhaltung von Tensid in der Formation.
Die Tensidflüssigkeit kam; auch andere Substanzen enthalten. Verlorene Stoffe oder Stoffe, die vorzugsweise von den mineralischen Oberflächen der Formation
adsorbiert werden und dadurch eine Tensidadsorption 1ί
aus der Flüssigkeit verhindern, werden manchmal der Tensidflüssigkeit zugesetzt, unabhängig davon, ob
derartige Stoffe bereits in einem ggf. vorgeschalteten
Vorspül- oder Vorbehandlungsvorgang zugesetzt worden sind. In entsprechender Weise kann die Tensidflüs-
sigkeit hydrophile Polymerisate enthaltet,-, welche die Viskosität der Polymerisatflüssigkeit steigern und diese
vorzugsweise auf den gleichen oder einen etwas höheren Wert als die Viskosität des Fonnationserdöls
unter den Formationsbedingungen bringen, um den Verdrängungswirkungsgrad zu steigern und die Neigung der injizierten Flüssigkeit zum Durchsetzen hoher
viskosen Erdöls zu verringern.
Bei bekannten forcierten ölgewinnungsverfahren wird ormalerweise im Anschluß an die Beendigung der
Tensidinjektion in die Formation eine Menge einer wäßrigen FlOssigkeit injiziert, die ein viskosiiätssteigerndes Material, im allgemeinen ein hydrophiles
Polymerisat wie z. B. Polyacrylamid oder Polysaccharid
enthält Die Viskosität der allgemeinen als Mobilitäts-
oder Beweglichkeitspuffer bezeichneten viskosen Flüssigkeit sollte dabei wenigstens ebenso hoch und
vorzugsweise höher sein als die Viskosität der Tensidflüssigkeit, um zu gewährleisten, daß die Tensidflüssigkeit sich nicht mit dieser vermischt und durch die
viskose Flüssigkeit wirksam verdrängt wird. Die Konzentration von viskosiiätssteigernden Polymerisaten oder anderen Stoffen kann in entsprechender Weise
verändert und im allgemeinen in Abhängigkeit von der Zeit bei Injektion der Flüssigkeit in die Formation
verringert werden. Normalerweise reichen etwa 0,2 bis
1,0 Porenvolumina der viskosen Flüssigkeit aus, und bei Verwendung einer hydrophilen Polymerisats wie z. B.
Polyacrylamid oder Polysaccharid beträgt deren Konzentration normalerweise von etwa 100 bis etwa so
1000 PPM, was ausreicht um unter den Formationsbedingungen eine Viskosität zu erhalten, die etwas höher
ist als die Viskosität des Fonnationserdöls unter den gleichen Bedingungen.
Sobald die gewünschte Menge an Mobilitätspuffer in die Formation injiziert worden ist, wird die Wasserflutung zur Verdrängung des Mobilitätspuffers, der
Tensidflüssigkeit und anderer injizierter Flüssigkeiten zusammen mit dem durch die Tensidflüssigkeit durch die
Formation hindurch verdrängten Erdöl wiederaufgenommen.
Enes der wichtigsten Merkmale des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht in der Auswahl des für jeden
Anwendungszweck geeigneten Petroleumsuifonats auf der Grundlage verhältnismäßig einfacher Versuche, die
sich anhand von Formationswasserproben und Formationserdölproben durchführen lassen, die aus der
jeweilige Lagerstätte stammen, in welcher das Tensid
zur forcierten ölgewinnung eingesetzt werden soll.
Als Mindestbedingung für die einwandfreie Durchführung der nachstehend beschriebenen Versuche
sollten die Salinität und die Konzentration an zweiwertigen Ionen des Formationswassers zum Zeitpunkt des Beginns der Tensidflutung bestimmt werden,
um die Herstellung einer synthetischen Salzlösung zu gestatten, welche die in der Formation vorhandene
Salzlösung so gut wie möglich simuliert. Vorzugsweise werden diese Versuche in einer Wasserprobe ausgeführt, die aus der gleichen Formation stammt, in welche
die Tensidflüssigkeit injiziert werden soll, um zu gewährleisten, daß genau gleiche Bedingungen wie in
der Formation herrschen. In entsprechender Weise sollte auch eine Erdölprobe aus der Formation
entnommen werden, in welche die Tensidlösung injiziert werden soll, um die Ausführung der nachstehend
beschriebenen OrenzfU.chcnmCSSUngCn ZU gestatten.
Außerdem soll'.e die Formationstemperatur ermittelt werden, und die Versuche sollten so weit wie möglich
bei einer etwa der Formationstemperatur entsprechenden Temperatur ausgeführt werden, um zu gewährleisten, daß repräsentative Meßwerte erhalten werden.
Wünschenswert ist eine Reihe von Petroleumsulfonatproben anzusetzen, deren mittleres Äquivalentger
wicht zwischen etwa 350 bis etwa 450 beträgt und die innerhalb dieses Äquivalentgewichtsbereichs einschließlich der Grenzwerte in wenigstens vier oder vorzugsweise in sechs gleich großen Stoffen abgestuft sind. Das
läßt sich in vielen Fällen dadurch erzielen, daß zwei Proben von wesentlich unterschiedlichem mittlerem
Äquivalentgewicht in entsprechenden Verhältnissen miteinander vermischt werden, um die zur Ausführung
der nachstehend beschriebenen Versuche benötigten
Gemische zu erhalten.
Der Verfahrensgang läßt sich im einzelnen am besten anhand der Ze'ichnungsflgur verstehen, welche die
Versuchsergebnisse für mehrere Petroleumsulfonatproben zeigt Diese Proben wurden in der Weise
hergestellt daß zwei unterschiedliche Stoffe in unterschiedlichen Verhältnissen miteinander vermischt worden waren. Beide Stoffe bestanden aus handelsüblichen
Petroleurnsulfonat-Tensiden, von denen das eine ein mittleres Äquivalentgewicht von 330, und das andere ein
solches von 500 aufwies. Durch Veränderung des Gemischverhältnisses beider Stoffe lassen sich beliebig
viele Proben mit zwischen diesen beiden Werten liegenden Äquivalentgewichten ansetzen.
In einer ersten Versuchsreihe wurde die Grenzflächenspannung für jede Petroleumsulfonatgemischprobe
gemessen. In allen Fällen wurde ein Tropfen Fonnationserdöl in eine Tensidlösung in der tatsächlichen
Fonnationswasser-Salzlösung injiziert die eine Salinität von 5800 PPM an insgesamt gelösten Feststoffen und
eine Härte von 54 PPM an zweiwertigen Ionen, im wesentlichen nur Calcium und Magnesium aufwies,
wobei zusätzlich Natriumchloride zugesetzt worden waren, um die Sslinität auf 13 000 PPM zu steigern.
Jeder Probe wurden unterschiedliche Prozentsätze an Petroleumsulfonatproben zugesetzt und die Grenzflächenspannung wurde bei Umgebungstemperatur nach
dem Sessile-Drop-Verfahren gemessen. Die Kurve 1
zeigt schaubildlich den Gang der Grenzflächenspannung aus dieser ersten Versuchsreihe als Funktion des
mittleren Äquivalentgewichts der untersuchten Petroleumsulfonatproben. Es läßt sich dabei ersehen, daß mit
einer Probe, deren mittleres Äquivalentgewicht etwa 430 beträgt ein ziemlich scharf ausgeprägtes Minimum
der Grenzflächenspannung erhalten wurde. Nach dem Stand der Technik würde man nun annehmen, daß diese
Probe für einen Te^nsidflutungsvorgang mit öl und Salzlösung optimal wäre, die denen für die Grenzflächeninessungen entsprechen.
Mehrere Kernverdrängungsvercuche wurden an einem Sandstesakern ausgeführt, der zunächst mit der
vorstehend beschriebenen Salzlösung gesättigt und dann mit öl auf eine mittlere Sättigung von 60% erneut
gesättigt und anschießend bis auf eine mittlere Olsättigung von etwa 30% mit Wasser geflutet worden
war. Dieser Kern wurde dann mit jeder Petroleumsulfonatprobe geflutet, die 2,0Gew.-% der Probe in der
Salzlösung enthielt, und dann wurde der Prozentgehalt des nach Wasserflutung zurückgebliebenen tertiären
ö!s bestimmt. Diese Kernverdrängungsversuche wurden für sämtliche untersuchten Petroleumsulfonatproben wiederholt, und Kurve 2 in der Zsichr.ungsfigur
zeigt, daß ein scharf definierter Maximalwert der ölgewinnung beobachtet werden konnte, der einer
Kernflutung entsprach, die mit einer PHtroleumsulfonatprobe ausgeführt worden war, welche ein mittleres
Äquivalentgewicht von 380 aufwies.
Aus der Zeichnungsdarstellung ist der signifikante Unterschied des ölausbeutewirkungsgrads anhand des
erfindungsgemäßen Verfahrens im Vergleich zu dem nach bekannten Verfahren erzielbaren Wirkungsgrad
ersichtlich. Nach der bekannten Lehre soll die maximale ölausbeute erzielt werden bei Verwendung eines
Produkts oder einer Zusammensetzung, welche die niedrigste Grenzflächenspannung bewirkt, so daß
dementsprechend die Petroleumsulfonatmischung eingesetzt werden sollte, deren mittleres Äquivalentgewicht bei 430 liegt In der Tat wird mit diesem
Petroleumsulfonat eine nennenswerte Menge des nach Beendigung der Wasserflutung in der Formation
zurückgebliebenen Erdöls gewonnen. Wie aus der Zeichnungsfigur ersichtlich, führt eine Tensidflutung mit
Petroleumsulfonat von einem mittleren Äquivalentgewicht von 430 zur Gewinnung von 49% des im Kern
vorhandenen tertiären Öls, d.h. von 49% des nach Abschluß einer Wasserflutungsbehandlung mit im
wesentlichen 100% Wasser zurückgebliebenen Öls. Im Gegensatz dazu wird bei dem ölgewinnungsversuch
unter Verwendung eines Petroleumsulfonats, dessen mittleres Äquivalentgewicht um 50 Äquivalentgewichtseinheiten niedriger liegt als das desjenigen,
welches die geringste Grenzflächenspannung bewirkt.
JO
ίο
45
und das mit sumem Äquivalentgewicht folglich um
11,6% niedriger liegt als das Äquivalentgewicht des die
geringste Greirzflächenspannung bewirkenden Petroleumsulfonats, im Anschluß an die Wasserflutung 87%
des im Kern zurückgebliebenen tertiären Öls gewonnen. Wenn somit alle anderen Faktoren einschließlich des
prozentualen Gewichtsprozentanteils des Tensids konstant gehalten werden, wird die tertiäre ölgewinnung
von 49% auf 87% gesteigert, was einer Verbesserung von 7735% entspricht. Da die Kosten des Petroleumsulfonats nicht oder nur geringfügig durch das Äquivalentgewicht beeinflußt werden, ist die Wirtschaftlichkeil
einesTensidflutungsverfahrens unter Verwendung eines
Petroleumsulfonats mit einem mittleren Äquivalentgewicht von 380 wesentlich besser als die bei Verwendung
eines Petroleumsulfonats mit einem Äquivalentgewicht von 430.
nip zur Gewinnung der Meßdaten für die Kurve 2
benötigte Zeit ist doppelt so groß wie die Zeit zur Gewinnung der Meßdaten für Kurve 1. Da Proben
außerdem im mittleren Äquivalentgewicht und in der Äquivalentgewichtsverteilung in Abhängigkeit vom
Ausgangsmaterial usw. schwanken, ist manchmal erforderlich, bei Herkunftsänderungen der Ausgangsstoffe die Petroleumsulfonatmischungen zu ändern, so
daß nicht die zeitaufwendigeren ölgewinnungsmessungen zur unmittelbaren Messung des ölgewinnungsgrads
als Funktion unterschiedlicher Petroleumsulfonatmischungen zur Bestimmung des Äquivalentgewichts
eines Gemisches erforderlich sind.
Wenn das genaue Äquivalentgewicht, welches der durch das ölgewinnungsmaximum verlaufenden Kurve
3 der Zeichnung entspricht, nicht eingestellt ist, d. h. das Gemisch ein im Bereich von etwa 370 bis 390
betragendes Äquivalentgewicht aufweist, werden nach wie vor ausgezeichnete ölgewinnungswirkungsgrade
erhalten, die wesentlich besser sind ais diejenigen Wirkungsgrade, die mit einer Mischung für den
Mindestwert der Grenzflächenspannung erhalten werden.
Wie aus den vorstehenden Ausführungen ersichtlich, wird eine ausgezeichnete ölausbeute unter ähnlichen
Bedingungen durch Einsatz einer wäßrigen Petroleumsulfonatlösung erhalten, deren mittleres Äquivalentgewicht nicht unter etwa 360 und nicht über etwa 400 und
vorzugsweise nicht unter etwa 370 und nicht über etwa 390 liegt.
Claims (5)
1. Verfahren zum Gewinnen von Erdöl aus einer permeablen, erdölführenden unterirdischen Fonnation, durch die wenigstens ein Injektionsbohrloch ;
und in einem Abstand von diesem wenigstens ein Produktionsbohrloch niedergebracht sind, die beide
is Flüssigkeitsverbindung mit der eitiöiführenden
Formation stehen, und die Wasser mit einer Salinität von etwa 2000 bis etwa 20 000 PPM an insgesamt
gelösten Feststoffen einschließlich einer Konzentration an zweiwertigen Ionen, insbesondere von
Calcium und Magnesium, von etwa 0 bis 1000 PPM enthält, durch Flutung mit einer als Tensid
Petroleumsulfonat enthaltenden wäßrigen Salzlösung, wobei das Erdöl zum Produktionsbohrloch hin
verdrängt und das durch die tensidhaltige Flüsigkeit
aus der Lagerstätte verdrängte Erdöl über das Produktk>nsbohrloch gewonnen wird, dadurch
gekennzeichnet, daß die durch das Injektionsbohrloch in die Lagerstätte injizierte wäßrige
Salzlösung mit einem gelösten Petroleumsulfonat versetzt wird, dessen mittleres Äquivalentgewicht
um etwa 2 bis 20%. unter dem Äquivalentgewicht eines Petroleumsulfonats Hegt, bei dem das Minimum der Grenzflächenspannung zwischen dem
Lagerstättenerdöl und dem in der Lagerstätte vorhandenen Wasser erhalten wird, wobei die
tensidhaltige Salzlösung eine Salinität von 2000 bis 20 000PPIvi an insgesamt gelösten Feststoffen
einschließlich etwa 0 bis .;000 PPM zweiwertiger Ionen aufweist
2. Verfahren nach Anspiu-111, dadurch gekennzeichnet, daß ein Petroleumsulfonat eingesetzt wird,
dessen Äquivalentgewicht um 5 bis 15% unter dem J5 Äquivalentgewicht des Petroleumsulfonats liegt, mit
dem das Minimum der Grenzflächenspannung zwischen dem Lagerstättenerdöl und dem in der,
Lagerstätte vorhandenen Wasser erhalten wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß ein Petroleumsulfonat eingesetzt wird, dessen mittleres Äquivalentgewicht um
20 bis 100 Äquivalentgewichtseinheiten unter dem Äquivalentgewicht des Petroleumsulfonats liegt, mit
dem das Minimum der Grenzflächenspannung zwischen dem Lagerstättenwasser und Erdöl erhalten wird, wobei die Konzentration dieser wäßrigen,
tensidhaltigen Salzlösung an zweiwertigen Ionen etwa 0 bis 1000 PPM beträgt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß das mittlere Äquivalentgewicht des
eingesetzten Petroleumsulfonats' etwa 30 bis 70 Äquivalentgewichtseinheiten niedriger als das
Äquivalentgewicht des Petroleumsulfonats eingestellt wird, mit dem das Minimum der Grenzflächen-
spannung zwischen dem Lagerstättenwasser und Erdöl erhalten wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß
60
a) Wasser- und Erdölproben aus der unterirdischen Lagerstätte entnommen werden,
b) mehrere Petroleumsulfonatproben mit einem mittleren Äquivalentgewicht zwischen etwa 350
und 450 angesetzt werden,
c) für jeds Probe Jie Grsnz.flächsnspanniing
zwischen -;bi:i Ercrjl und dem Wasser aus der
Lagerstätte ermittei'..
d) das mittlere Äquivalentgewbht derjenigen Petroleumsulfonatprobe bestimmt wird, mit
welcher das Minimum der Grenzflächenspannung zwischen dem Lagerstättenwasser und
Erdöl erhalten wird,
e) eine Petroleumsulfonat enthaltende wäßrige Flüssigkeit angesetzt wird, deren mittleres
Äquivalentgewicht um etwa 2 bis 20% unter dem Äquivalentgewicht von Petroleumsuifonat
liegt, mit dem in Verfahrensschritt d) das Minimum der Grenzflächenspannung erhalten
worden ist, und
f) diese wäßrige, tensidhaltige Flüssigkeit über das Injektionsbohrloch in die Lagerstätte injiziert
und das Lagerstättenerdöl zum Produktionsbohrloch verdrängt und über dieses gewonnen
wird
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19782809572 DE2809572C2 (de) | 1978-03-06 | 1978-03-06 | Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19782809572 DE2809572C2 (de) | 1978-03-06 | 1978-03-06 | Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2809572A1 DE2809572A1 (de) | 1979-10-25 |
DE2809572C2 true DE2809572C2 (de) | 1984-03-08 |
Family
ID=6033673
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19782809572 Expired DE2809572C2 (de) | 1978-03-06 | 1978-03-06 | Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
DE (1) | DE2809572C2 (de) |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3348611A (en) * | 1965-07-09 | 1967-10-24 | Shell Oil Co | Surfactants for oil recovery by waterfloods |
US3467190A (en) * | 1967-10-09 | 1969-09-16 | Mobil Oil Corp | Adjusting salinity to achieve low interfacial tension between aqueous and hydrocarbon phases |
US3468377A (en) * | 1967-10-09 | 1969-09-23 | Mobil Oil Corp | Waterflooding employing surfactant solution |
US3480080A (en) * | 1968-03-22 | 1969-11-25 | Mobil Oil Corp | Waterflooding with an aqueous,saline solution of a hydrocarbon sulfonate having an optimum degree of sulfonation |
US3623553A (en) * | 1970-03-16 | 1971-11-30 | Marathon Oil Co | Flooding with miscible-type fluid slugs having different brine tolerances |
-
1978
- 1978-03-06 DE DE19782809572 patent/DE2809572C2/de not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE2809572A1 (de) | 1979-10-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0047370B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0073894B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0058371B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten | |
DE2753091C2 (de) | Verfahren zur Sekundärgewinnung von Erdöl | |
DE2447589A1 (de) | Erhoehung der wirksamkeit des wasserflutens bei der oelgewinnung | |
DE3024865A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischen formationen | |
EP0117970B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus Speichergestein | |
DE3033927C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE3122839A1 (de) | Flutungsverfahren mit hilfe einer gegen die einwirkung von scherkraeften stabilisierten emulsion | |
DE3039570A1 (de) | Verfahren zur erdoelgewinnung durch tensid-wasserfluten | |
DE2809572C2 (de) | Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung | |
EP0090920B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten | |
EP0058871B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE3644385A1 (de) | Verfahren zur erhoehten gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten | |
EP0088206B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP2559844B1 (de) | Verfahren zur förderung von viskosem erdöl aus unterirdischen lagerstätten | |
DE2950157A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden lagerstaette | |
DE2809136C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte unter Verwendung einer wäßrigen Polysaccharidlösung | |
DE3005673C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl und Injektionslösung dafür | |
DE2558548A1 (de) | Verfahren zur sekundaergewinnung von erdoel aus untertaegigen lagerstaetten durch fluten mit netzmittel enthaltendem wasser | |
EP0134021B1 (de) | Verfahren zur Verminderung des Wasserzuflusses in Erdöl fördernden Sonden | |
DE2054498A1 (de) | Flussigkeitstriebsystem fur Erd olforderverfahren | |
DEG0012424MA (de) | Verfahren zur Erhöhung der Ölausbeute beim Wasserfluten von Erdöllagerstatten | |
DE3134530C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE68905925T2 (de) | Xanthankonzentrate, verfahren zur herstellung und verwendung zur steigerung der gewinnung von oel aus unterirdischen formationen. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
8125 | Change of the main classification |
Ipc: E21B 43/22 |
|
D2 | Grant after examination | ||
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |