DE2809572C2 - Verfahren zum Gewinnen von Erdöl durch Flutung mit einer tensidhaltigen wäßrigen Salzlösung - Google Patents

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

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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.

Hierzu 1 Blatt Zeichnungen

Claims (5)

Patentansprüche:

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