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Verfahren zur Ölförderung aus
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einer untertägigen ölführenden Lagerstätte
Die vorliegende
Erfindung bezieht sich auf ein Glgewinnungsverfahren, bei dem das Ul mit Hilfe von
wasser, in dem sich ein anionischer oberflächenaktiver Stoff befindet, verdrängt
wird und bei dem mit Wasser, das ein nichtionisches Lösunosmittel enthält, nachgeflutet
wird. Eei diesem Verfahren wird nur ein kleiner Teil des anionischen oberflächenaktiven
Stoffs im Reservoir zurückbehalten, wodurch die Vorteile des anionischen oberflächenaktiven
Stoffs besser zur Geltung kommen.
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Bei den primären Ulgewinnungsverfahren aus untertägigen ölhaltigen
Reservoiren nützt man die natürliche Energie des Reservoirs, wie zum Beispiel den
Wasserdruck, den Druck der Gasl<appe, den Drucl< des gelösten Gases oder Kombinationen
davon aus. Das 01, das nach dem Versiegen der primären Energiequellen noch in dem
Reservoir zurückbleibt, I<ann zum Teil durch sekundäre Verfahren gefördert werden,
wobei am häufigsten mit nasser geflutet wird, Bei diesem Verfahren wird Wasser über
eire oder mehrere Injektionsbohrungen in das Reservoir eingeleitet und durchdringt
das ölhaltige Reservoir, wodurch das Ul durch das Wasser zu einer oder mehreren
Förderbohrungen verdrängt wird, über die es dann gefördert wird.
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Mit diesem sekundären Gewinnungsverfahren können jedoch nur bis zu
30 - 50 % des zurückgebliebenen Uls gefördert werden.
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Somit verbleiben noch beachtliche Mengen Ul in der Lagerstätte.
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Es wurden zahlreiche Verbesserungen zur Erhöhung der geförderten Gelmenge
beim Wasserfluten vorgeschlagen. Eine davon ist die Verwendung von oberflächenaktiven
Stoffen in wässriger oder nichtwässriger Lösung, die vor dem Fluten mit Wasser in
das Reservoir eingeleitet werden. Diese Stoffe sollen die Ausbeute an Ul dadurch
steigern, daß sie die Benetzbarkeit der Formationsmatrix mit Wasser erhöhen und
die Grenzflächenspannung zwischen dem Ul und dem Wasser verringern.
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Obwohl anionische, kationische und nichtionische oberflächenaktive
Stoffe und deren Mischungen in Betracht gezogen werden, sind die anionischen oberflächenaktiven
Stoffe und dabei speziell die Petroleumsulfonate als Additive bei Wasserflutverfahren
von besonderem Interesse.
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Eine weitere Verbesserung bei Viasserflutverfahren stellt die Beimischung
von wasserlöslichen Polymeren zum Flutwasser dar, wodurch die Viskosität des Flutwassers
vergrößert wird. Das "Verdickte"wasser führt zu einem günstigeren Mobilitätsverhältnis
und zu erhöhter Ulgewinnung. Lösungen polymerer Verbindungen können auch vor dem
Flutwasser zur "Mobilitätsregelung" eingleitet werden. Unter den hierfür in Betracht
kommenden Stoffen befinden sich wasserlösliche hydrolysierte oder teilweise hydrolysierte
Polyacrylamide und Polysaccharide.
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Außerdem ist bekannt1 daß die Grenzflächenspannung durch die Beimengung
von einwertigen wasserlöslichen Salzen, wie zum Beispiel Alkalihalogenide von Natrium
und allium, zu den verschiedenen Injektionslösungen verringert werden kann. Für
diese Zwecke wird am häufigsten Natriumchlorid verwendet.
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Bei den derzeit angewendeten, verbesserten Wasserflutverfahren werden
im allgemeinen oberflächenaktive anionische, kationische oder nichtionische Stoffe
oder eine Mischung dieser Stoffe zusammen mit Additiven, zum Beispiel einwertigen
Salzen wie Natriumchlorid eingesetzt, Der Injektionslösung mit dem oberflächenaktiven
Stoff folgt gegebenenfalls eine Injektionslösung mit mobilitätsregelnden verdickenden
Stoffen, und dann das Flutwasser. Ein solches Verfahren wird in der US-PS 3 477
511 beschrieben. Die kombinierte Anwendung einer oberflächenaktiven Lösung, die
die Oberflächenspannung zwischen dem eingeleiteten Flutmittel und dem Dl des Reservoirs
verringert, und einer Lösung des polymeren Stoffs, die das Mobilitäteverhältnis
und die Effektivität der Ölverdrängung verbessert, ermöglicht es, beide Vorteile
gleichzeitig auszunutzen.
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Variationen dieses allgemeinen Schemas können darin bestehen, daß
der oberflächenaktive Stoff und der polymere Stoff zusammen eingeleitet werden,
oder daß in das reservoir injetionslösungen zur Vorbehandlung eingeleitet werden,
die im allgemeinen anorganische lösliche Salze enthalten, welche das reservoir und
die darin enthaltenden Flüssigkeiten verträglicher mit den danach injizierten oberflächenaktiven
Stoffen und den mobilitätsregelnden Stoffen machen.
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Die Varianten dieses allgemeinen Schemas werden von der Seschaffenheit
des Reservoirs, der Art und der Zusammensetzung des Öls und der Art und der Zusammensetzung
des Lagerstättenwassers bestimmt. So muß zum Beispiel der Salzgehalt des Lagerstättenwassers
und die Anwesenheit beziehungsweise Abwesenheit von zweiwertigen Ionen im Lagerstättenwasser
berücksichtigt werden.
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Die Anwendung von oberflächenaktiven Stoffen führt wegen der damit
verbundenen Verluste an diesem Stoff nicht immer zu zufriedenstellenden Ergebnissen.
Diese Verluste sind darauf zurückzuführen, daß ein Teil des oberflächenaktiven Stoffs
in des Formation zurückgehalten wird. Zur Erklärung hierfür werden die folgenden
Gründe angenommen: (1) Adsorption an der Matrix des Reservoirs, (2) Ausfällung im
Lagerstättenwasser, wenn zweiwertige Ionen vorhanden sind, (3) Lösung im Öl der
Formation als im Öl gut lösliche zweiwertige Sulfonate und (4) Einschließung in
den nur einseitig offenen Poren der Reservoirmatrix.
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Durch das Zurückhalten des oberflächenaktiven Stoffs und der damit
verbundenen ständigen Verringerung seiner Konzentration mit zunehmenden Abstand
vom Ort der Einleitung wird das Verfahren zunehmend ineffektiv. Um eine ausreichende
onzentration des oberflächenaktiven Stoffs an der Grenzfläche I/lf;asser aufrecht
zu erhalten, müssen entweder sehr hohe Konzentrationen in den Injektionslösungen
eingestellt oder größere Mengen injiziert werden. Da beim blasserfluten in
allgemeinen
enorme Flüssigkeitsmengen Verwendet werden, nämlich huncerte frillionen Liter Wasser,
ist die Anwendung von ausreichenden Mengen an oberflächenaktiven Stoffen zur kompensation
der Verluste im Reservoir vom wirtschaftlichen Standpunkt nicht vertretbar Ein Versuch,
das Problem zu lösen, besteht darin, aas reservoir mit sogenannten vorbereitenden
Stoffen vorzubehandeln. Diese chemischen Verbindungen verringern die Verluste des
danach eingeleiteten oberflächenaletiven Stoffs1 da sie an der keservoirmatrix adsorbiert
werden. So wird zum beispiel in der US-PS 3 414 054 die Anwendung von Pyridin als
vorbereitender Stoff beschrieben, in der US-PS 3 469 630 Natriumkarbonat und anorganische
Polyphosphate und in der US-PS 3 978 927 äthoxylierter Asphalt.
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In der US-PS 3 437 141 wird die Anwendung weiterer vorbereitender
Stoffe beschrieben, wie zum Beispiel löslicher Karbonate, anorganischer Phosphate
oder Natriumborat zusammen mit einer Salzlösung eines oberflächenaktiven Stoffs,
der sowohl eine Komponente mit einem hohen und eine komponente mit einem cicarigen
Molekulargewicht besitzt. Danach folgt eine Salzlösung der komponente mit dem niedrigen
Molekulargewicht des oberflächenaktiven Stoffs. In der US-PS 3 474 864 wird die
Desorption des oberflächenaktiven Stoffs dadurch vergrössert, daß eine wässrige
Salzlösung eines Petroleumsulfonats verwendet wird, die durch Wasser mit geringerem
Salzgehalt verdrängt wird. Das Wasser mit dem geringen Salzgehalt desorbiert den
oberflächenaktiven Stoff von der Reservoirmatrix und ermöglicht so, daß er weiter
in die Lagerstätte eindringen kann.
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Eine weitere Lösungsmöglichkeit des Problems ist in US-PS 3 126 952
beschrieben. Vor dem Wasserfluten wird vorbehandeltes Öl eingeleitet, das einen
öllöslichen, aber im wesentlichen wasserunlöslichen Alkohol und einen öllöslichen
oberflächenaktiven Stoff enthält. Anscheinend verbinden sich
diese
beiden Stoffe zu einem molekularen Aggregat, das die Eigenschaften des oberflächenaktiven
Stoffs wesentlich verändert. Eine der Folgen davon ist die Verringerung der adsorption
des oberflächenaktiven Stoffs an der Matrix. Eine weitere Variante ist in der US-PS
3 637-017 beschrieben.
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Nachdem eine wässrige Lösung von Petroleumsulfonat in das Reservoir
eingeleitet wurde, wird diese Lcsung durch wasser verdrängt, das geringe Anteile
von Alkoholen enthält, die ein niedriges Molekulargewicht aufweisen und weniger
als acht Kohlenstoffatome besitzen. Es wird erklärt, daß die verdünnte Alkohollösung
dee oberflächenaktiven Stoff, der im Gestein festgehalten wird, wieder loslöst und
ihn weiterbefördert, wodurch zusätzliches Öl gewonnen wird. weiterhin wird festgestellt,
daß der Alkohollösung auch ein Stoff beigemengt werden kann, der die Viskosität
vergrößert.
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Das Problem des Verlustes an oberflächenaktiven Stoff als wesentlicher
Faktor bei der Ermittlung des optimalen Volumens der teuren micellaren Flüssigkeit,
die beim Fluten mit einem oberflächenaktiven Stoff benötigt wird, wurde in der Veröffentlichung
" Micellar Flooding: Sulfonate/Polymer Interaction" von S.P. Trushenski, 81. ongress
der AIChE in Kansas City (11.-14. April 1976) erörtert. Darin wird festgestellt,
daß die Unverträglichkeit des Sulfonat/Polymer-Systems dadurch entsteht, daß sich
beim Eindringen des Polymeren in die micellare Flüssigkeit eine Vielzahl von Phasen
bilden, was zu einem Phaseneinschluß im porösen Medium führt. In der Veröffentlichung
wird vorgeschlagen, durch Verringerung des Salzgehalts des mobilitätsregelnden bereiches
nach der micellaren Lösung, oder durch die Erhöhung der Konzentration des Sulfonatlösemittels
in den micellaren und mobilitätsregelnden Bereichen, das Problem der Unverträglicheit
weitgehend zu mindern.
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In der US-PS 3 990 515 wird ebenfalls der Verlust des oberflächenaktiven
Stoffs im Reservoir erwähnt und berichtet,
daß dieser Verlust durch
Injektion eines wasserlöslichen, anionischen Dispergicrungsmittels, das nach dem
oberflächenaktiven Stoff eingeleitet wird, verringert wird. Dieses Dispergierungsmittel
ist wesentlich besser im Wasser löslich as der Stoff, der verdrängt wird. Beispiele
hierfür sind die alpha-Olefinsulfonate, die sulfatierten oxyalkylierten Alkohole
und die Dialkylsulfosuccinate.
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Trotz dieser bekannten Verfahren werden Verfahren benötigt, die das
Zurückhalten des oberflächenaktiven Stoffs in der Reservoirmatrix verhindern oder
verringern, wodurch die Effektivität des oberflächenaktiven Stoffs bei einem Wasserflutverfahren
mit oberflächenaktiven Stoffen gesteigert wird, Aufgabe der vorliegenden Erfindung
ist es daher ein Verfahren bereitzustellen, bei dem während des Wasserflutens mit
oberflächenaktiven Stoffen diese in geringerem Maße in der Lagerstätte zurückgehalten
werden, Die Menge des aus einer untertägigen Lagerstätte ausgeförderten Öls soll
durch bessere Ausnutzung der oberflächenaktiven Stoffe beim Wasserfluten mit oberflächenaktiven
Stoffen erhöht we werden, Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren
zur Ölgewinnung aus ender untertägigen Formation gemäß Anspruch 1, Öl wird mit Hilfe
von Wasser, in dem ein enionischer oberflächenaktiver Stoff enthalten ist. verdrängt
und ausgefördert.
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wobei nach der Lösung des oberflächenaktiven Stoffs eine Wässrige
Lösung eingepreßt wird, die ein nichtionisches Lösemittel enthält. wodurch das Festhalten
des oberflächenaktiven Stoffe fe @m Reservoir während des Wasserflutens herabgesetzt
wird.
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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Ölgewinnung.
bei dem das Ul durch Fluten mit wasser, das einen oberflächenaktiven Stoff enthält,
gefördert wird.
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Als oberflächenaktive Stoffe werden anionische oberflächenaktive Stoffe,
insbesondere Petroleumsulfonate, Alkylarylsulfonate, Alkylsulfonate, deren Salze
und Mischungen davon verwendet.
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Diese anionischen Sulfonate können in Verbindung mit zusätzlichen
oberflächenaktiven Stoffen verwendet werden, deren Anwesenheit allerdings bei hohem
Salzgehalt und großer Härte im Reservoir notwendig ist. Im allgemeinen müssen zusätzliche
oberflächenaktive Stoffe dann zusammen mit den organischen Sulfonaten verwendet
werden1 wenn die Gesamtmenge der gelösten Feststoffe größer als 25000 g/m3 und die
Konzentration der zweiwertigen Ionen größer als 200 g/m3 ist. Gewöhnlich werden
als zusätzliche oberflächenaktive Stoffe Alkohole mit niedrigem Molekulargewicht
und polyalkoxylierte Alkohole oder polyoxylierte Alkylphenole und Mischungen davon
bei geringem Salzgehalt und niedriger Temperatur verwendet. Sulfatderivate dieser
Alkohole und Phenole sind geeignet bei niedriger Temperatur, hohem Salzgehalt und
großer Härte und sulfonierte Derivate dieser Alkohole und Phenole bei hoher Temperasur
hohem Salzgehalt und großer Härte, Trotz der Tatsache, daß der mit dem Sulfonat
verwendete zusätzliche oberflächenaktive Stoff ein nichtionischer oberflächenaktiver
Stoff sein kann, wurde gefunden, daß seine An;3senheit in der anionischen Injektionsmenge
nicht die Nei-9uE9 zum Festhalten des anionischen oberflächenaktiven Stoffs in der
Matrix beeinflußt.
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Weiterhin wurde gefunden; daß ein Nechfluten bei Verfahren, in dornen
ein oberflächenaktiver Stoff bei der Ölgewinnung aue untertägigen Reservoirs verwendet
wird, die Verluste der oberflächenaktiven Stoffes verringert. Nichtionische Lösemittel
sind in der Lage die Verluste der anionischen oberflächenaktiven Stoffe durch Festhalten
in dem Reservoir
herabzusetzen, wobei die nichtionischen Lösemittel
in einer wässrigen Lösung enthalten sind, die in die Formation nach dem Einleiten
der Lösung mit dem oberflächenaktiven Stoff eingeleitet wird. Durch das Nachfluten
können beachtenswerte Mengen des vorher festgehaltenen oberflächenaktiven Stoffs
gelöst werden, wodurch sie für die weitere Förderung des Öls bei fortgesetztem Wasserfluten
verwendet werden können.
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es wird angenommen, daß die Anwesenheit des Lösemittels das Festhalten
des oberflächenaktiven Stoffs im Reservoir durch Desorption des oberflächenaktiven
Stoffs von der Reservoirmatrix, Überführen des oberflächenaktiven Stoffs aus er
Ölphase zurück in die V,asserphase und Lösung der vorher ungelösten zweiwertigen
Sulfonate herabsetzt.
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Als Lösemittel können in dem erfindungsgemäßen Verfahren wasserlösliche
mehrwertige Alkohole, polyoxylierte nlkohole, alkoxylierte Alkylphenole und oxyalkylierte
Yercaptane verwendet werden , Die Alkohole besitzen 3 bis 0 6 Kohlenstoffatome pro
Molekül. Die alkoxylierten Alkylphenole müssen, um die erforderliche Wasserlöslichkeit
zu gewährleisten, zwischen 1 und 20 Athylen- oder Propylenoxidgruppen pro molekül
besitzen. Diese Lösemittel sind in der Lage, die Sulfonate, die sich in der Ölphase
befinden, in die wässrige Phase zurückzuführen und außerdem die Sulfonate wieder
zu lösen, die wegen der hohen Salzkonzentration oder wegen der Anwesenheit von Kalzium-
oder Magnesiumsalzen im Lagerstät tenwasser ausgefällt wurden Das erfindungsgemäße
Verfahren kann auf alle Ölförderverfahren angewendet werden, bei denen Lösungen
verwendet werden, die anionische oberflächenaktive Stoffe enthalten, Gegenstand
der votliegenden Erfindung.iet es auch, die oben beschriebenen Lösemittel in Lösungen
zu verwenden, die eine polymere Verbindung als Verdickungemittel oder mobilitätsregelnden
Stoff, wie zum Beispiel Polyacrylamid oder Polysaccharid enthalten. Diese Lösemittel
können auch in einer
separaten Injektionsmenge nach dem Einleiten
der mobilitätsregelnden Lösung eingepreßt werden.
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Es ist bekannt, daß die Eigenschaften eines anionischen oberflächenaktiven
Stoffs wie zum Beispiel Petroleur,lsulfonat bei Ölförderverfahren unter anderem
durch das hbwandern des oberflächenaktiven Stoffs von der wässrigen Phase in die
Ölphase negativ beeinflußt werden. Die foloenden Laboruntersuchungen demonstrieren
die Virksanikeit einer wässrigen Lösung eines nichtionischen Lösemittels bei der
Zurückführung eines anionischen oberflächenaktiven Stoffs, wie zum Beispiel Petroleumsulfonat,
aus einer Ölphase in eine Wasserphase, wodurch der oberflächenaktive Stoff wiedergewonnen
wird, sodaß er wieder für die Ölgewinnung zur Verfügung steht. Für diese Untersuchungen
wurde eine wässrige Salzlösung, die ein Polysaccharid enthielt, hergestellt, um
die polymere oder mobilitätsregelnde Lösung zu simulieren, Die Lösung enthielt 6000
g/m3 Natriumchlorid und 700 g/m3 Polysaccharid (Xanflood(R)-). Ein Teil dieser Salzlösung
wurde zu Vergleichszwecken mit 320 API Rohöl, das 775 mg Calziumpetroleumsulfonat
und 190 mg Natriumpetroleumsulfonat enthielt7 in Kontakt gebracht. Ein weiterer
Teil der Salzlösung, der das Polysaccharid enthielt, wurde mit einem. nichtionischen
Lösemittel (Nonyphenoläthoxylat) vermischt, das im Mittel 12.0 Mole Athylenoxid
pro Mol Nonylphenol besitzt, und zwar in solchen Mengen, daß sich eine Konzentration
von 10000 g/m3 ergab. Dieser Teil wurde ebenfalls mit einer Ulprobe in Kontakt gebracht,
die Calzium-und Natriumpetroleumsulfonat enthielt. Beide Lösungen wurden eine Woche
lang sanft gerührt. Danach wurde sowohl die 01-als auch die Wasserphase auf ihren
Gehalt an oberflächenaktivem Stoff analysiert. Die Ergebnisse sind in der folgenden
Tabelle zusammengestellt.
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Extraktion von Petroleumsulfonaten aus dem Ul mit Polymerlösungen,
die Lösemittel enthalten Menge an Petroleumsulfonat Lösemittel in Ölphase in wässriger
Phase Konzentr. zu Beginn zu Beginn am ende Rückgewinnung Test Vergleich 0 g/m3
37 mg 0 mg 5 mg 14 % Lösemittel 10000 g/m3 37 mg 0 mg 36.3 mg 98 % Zu Beginn befand
sich das gesamte Sulfonat in der Ölphase, und zwar in Form von Calzium- und Natriumpetroleumsulfonaten.
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Aus den Ergebnissen ist ersichtlich, daß das nicht ionische Lösemittel
98 % der Sulfonate aus der Ölphase in die wässrige Phase übergeführt hat oder, mit
anderen Worten, das Sulfonat aus der Ölphase extrahiert. hat, während mit der Mergleichslösung,
die kein Lösemittel enthielt, nur 14 % des oberflächenaktiven Stoffs extrahiert
wurden.
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Mit Hilfe einer weiteren Versuchsreihe wurde die Effektivität des
Lösemittels bezüglich der Lösung von ausgefällten Calziumpetroleumsulfonaten demonstriert.
Bei diesen Versuchen wurde eine wässrige Lösung, die 4900 g/m3 Petroleumsulfonat
in einer 6000 g/m3 Natriumchloridlösung enthielt, als Stammlösung verwendet. Einem
Teil dieser Stammlösung wurde genügend Calziumnitrat zur Simulation des Lagerstättenwassers,
das einen hohen Anteil an zweiwertigen Ionen besitzt, beige mengt. t'acchdem des
Calziumpetroleumsulfonat ausgefallen war, wurde ein Teil davon filtriert und auf
seinen Gehalt an Sulfolgt analysiert, Das Lösemittel wurde den Proben mit dem ausgefällten
Calziumpetroleumsulfonat beigemengt, die Proben wurden 15 Stunden lang gerührt und
ebenfalls auf ihren Gehalt
an Sulfonat analysiert. Die Ergebnisse
sind in der folgenden Tabelle zusammengefaßt: Lösen ausgefällt er Calziumsulfonate
in wässriaer Lösung mit Hilfe eines nicht ionischen Lösemittels Lösemittel Petroleumsulfonat
in wässriger Lösung Test Konzentration zu Beginn nach Zugabe nach Zugabe von Ca
(N03)2 des Lösemittels - O Gew.,Ó 490 mg 9.9 mg O mg Surfonic N-120(1)0.5 Gew.%
490 mg 9.9 mg 460 mg (1) Äthoxyliertes Nonylphenol. Im Mittel 12 Sthoxygruppen zwischen
dem aromatischen Ring und der End-OH-Gruppe.
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Die Ergebnisse zeigen deutlich, daß Lösemittel wie zum Beispiel äthoxyliertes
Nonylphenol in der Lage sind, ausgefälltes Calziumpetroleumsulfonat in wässrigen
Lösungen wieder zc lösen.
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Zur Demonstration der Wirksamkeit des Lösemittels bezüglich der Wiedergewinnung
des oberflächenaktiven Stoffs wurde ein Versuch durchgeführt, wobei eine wässrige
Salzlösung, die ein nichtionisches Lösemittel enthielt, in einen Kern as Nachflutlösung
nach der Einleitung einer Lösung eingeleitet wurde, die einen oberflächenaktiven
Stoff enthielt.
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Bei dem Versuch wurde ein Kern mit 32 API Rohöl gesättigt ud mit einer
Lösung geflutet, die einen oberflächenaktiven Stoff enthielt. Danach wurde zuerst
0.5 Porenvolumina (PV) ener wässrigen Lösung eingeleitet, die 0.4 % eines anionischen
oberflächenaktiven Stoffs (Dodecylbenzolsulfonat) urd außerdem 0.6 % Nonylphenoläthoxylat
mit etwa 10,6 Mole
Athylenoxid pro ol Nonylphenol und 0.6 csb Lignosulfonat
(als vorbereitender Stoff) enthielt.
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Nach der oberflächenaktiven Lösung wurden 1.24 PV einer wässrigen
mobilitätsregelnden Lösung eingeleitet, die 1000 ppm des Polysaccharid Kelzan enthielt.
Dann wurde mit 1,25 PV einer wässrigen Lösung, die 1000 g/m3 des nichtionischen
Lösemittels enthielt, nachgeflutet. Der ern wurde dann mit 0.79 PV des künstlich
erzeugten Lagerstättenwassers geflutet. Folgende Ergebnisse wurden erhalten: 10.3
% des Öls wurde am Ende der Einleitung der Lösung mit dem Polymer gewonnen und weitere
14.0 tjo nach dem Wasserfluten.
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Es stieg nicht nur der Ölgewinn signifikant mn 10.3 auf 24.3 Cié,
sondern es wurden auch 98 % des oberflächenaktiven Stoffs nach dem Nachfluten zurückgewonnen.
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Bei einem zweiten Versuch konnte die Effektivität einer Nachspüllösung
gezeigt werden, in der das Lösemittel und ein polymerer Stoff enthalten war. Eei
dem Versuch wurde er Kern mit eine Fohöl, das eine Dichte von 320 API hatte, gesättigt.
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Der ern wurde sodann mit einer oberflächenaktiven Lösung geflutet,
wobei zuerst 0,41 PV einer wässrigen Lösung eingeleitet wurde. Die Lösung enthielt
eine Mischung von Petroleumsulfonaten mit einer Konzentration von 1.51 Gewichtsprozenten
und ein Nonylphenolpolyäthoxypropansulfonat einer Konzentration von 0.49 Gewichtsprozent.
Die Petroleumsulfonate bestanden aus folgender Mischung: 25 % eines öllöslichen
Petroleumsulfonats mit einem Äquivalentgewicht von 450 bis 550 und 75 90 eines wasserlöslichen
Petroleumsulfonats mit einem Aquivalentgewicht von 250 - 450. Auf diese erste Lösung
folgten 1.76 PV einer Lösung, die 10 kg/m3 eines Polysaccharids enthielt. Der tertiäre
Ölgewinn am Ende der Flutung mit der Lösung, die das Polymer enthielt, betrug 26.5
°X. Eine Analyse der austretenden Flüssigkeiten zeigte, daß ein oberflächenaktiver
Stoff zurückgewonnen wurde. Entsprechend dem erfindungsgemäßen Verfahren wurde danach
1.3 PV einer wässrigen Lösung nachgeflutet, die 90000 ppm Natriumchlorid und 0.5
Gewichtsprozente
Nonylphenoläthoxylat mit etwa 12 ollen Äthylenoxid pro jyjOl Nonylphenol enthielt.
Der tertiäre Clgewinn stieg unmittelbar an und ergab einen zusätzlichen Gewinn von
etwa 27 %, sodaß der Gesamtgewinn bei 54 siW lag.
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Die Analyse der ausfließenden Flüssigkeiten zeigte, daß zusätzlich
etwa 62 % des ursprünglich eingeleiteten oberflächenaktiven Stoffs, nämlich des
Petroleumsulfonate, zurückgewonnen werden konnte.
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Die Verdrängungsversuche zeigten daher, daß das Nachfluten mit einer
Lösung, die ein Lösemittel enthielt, nicht nur einen größeren Ölgewinn bringt, sondern
daß auch oberflächenaktiver Stoff zurückgewonnen werden kann.
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Die vorliegende Erfindung betrifft somit ein Verfahren zur 01-gewinnung
aus einer untertägigen ölhaltigen Lagerstätte, die zumindest eie Injektions- und
zumindest eine Förderbohrung besitzt, wobei bei dem Verfahren folgende Schritte
durchgeführt werden: (1) Die Einleitung einer wässrigen Lösung, die einen anionischen
oberflächenaktiven Stoff enthält, über die Injektionsbohrung in die Formation.
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(2) Falls gewünscht danach die Einleitung einer wässrigen Lösung,
die ein Polymer zur Mobilitätsregelung enthält.
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(3) Die Einleitung einer wässrigen Lösung, die ein nichtionisches
Lösemittel enthält, zum Nachfluten.
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(4) Die Einleitung des Flutwassers, um das Öl der Lagerstätte und
die wässrigen Lösungen durch das Reservoir zu der Förderbohrung hin zu verdrängen,
über die sie dann gefördert werden.
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Die zurückerhaltenen wässrigen Lösungen werden von dem geförderten
Öl getrennt und danach wieder in die Lagerstätte eingeleite.t, wobei der oberflächenaktive
Stoff und das Lösemittel in der wässrigen Lösung wieder eingesetzt werden,
um
das Fluten mit oberflächenaktivem Stoff fortzusetzen.
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Zur praktischen Durchführung des Verfahrens wird empfohlen, die Lösung,
die das nichtionische Lösemittel enthält, in einer Menge von etwa dem 0.1- bis etwa
dem 2.0-fachen des Porenvolumens (PV) des Reservoirs einzuleiten, Vorzugsweise soll
die Menge des nicht ionischen Lösemittele etwa 0.25 bis etwa 1.5 Gewichtsprozent
in der Lösung betragen.
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Die Lösung kann auch mobilitätsregelnde Polymere und Alkali salze,
die den Salzgehalt zur besseren Verträglichkeit mit dem Nasser der Formation anpassen,
enthalten.
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Das erfindungsgemäße Verfahren kann bei einer konventionellen Fünfpunkt-Bohrlochanordnung
angewendet werden, wobei das zentrale Bohrloch als Injektionsbohrloch dient und
die vier außenliegenden Bohrlöcher als Förderbohrlöcher. Alternativ dazu kann eine
konventionelle Linienanordnung verwendet werden, wobei die Injektionsbohrlöcher
in einer Linie liegen und die zwei benachbarten Linien zur Förderung verwendet werden.