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BESCHREIBUNG
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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erdölförderung aus Erdöllagerstätten
mit Hilfe von Kohlendioxid und/oder kohlendioxidhaltigen und/oder sonstigen gasförmigen
Medien und Wassereinpressung (wXsserung).
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Dieses Verfahren wird mit Vorteil angewandt bei inhomogenen ÖIlagerstätten
zur Erhöhung des Volumentreibfaktors, bei homogenen und inhomogenen Lagerstätten,
die auch schon ursprünglich ölnassen Charakter aufweisen oder infolge der im Ergebnis
der beim Einpressen des Gases eintretenden Gaslösung unter Einwirkung der Adsorption
der aus dem Ö1 ausscheidenden hochmolekularen aktiven Komponenten (im weiteren als
Asphalte -Asphaltene - und Harze bezeichnetl einen ölnassen Charakter annehmen,
zur gemeinsamen Erhöhung des Volumentreibfaktors und des mikroskopischen Verdrängungsfaktors,
so daß auf diese Weise die Effektivität der Erdölförderung erhöht wird.
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Bekannt sind verschiedene Varianten der mit Kohlendioxid vorgenommenen
Öltreibverfahren, bei-denen a) kohlendioxidhaltiges Wasser, b) flüssige Kohlendioxid-Pfropfen
zusammen mit kohlendioxidhaltigem Wasser oder mit Wasser, c) Kohlendioxidgas oder
Kohlendioxid enthaltende Gaspfropfen zusammen mit Wasser oder mit kohlendioxidhaltigem
Wasser zur Erhöhung der Erdölförderung in die Erdöllagerstätten eingepreßt werden.
Bei dem Einpressen von kohlendioxidhaltigem Wasser kann das CO2 als der die zusätzliche
Erdölförderung sichernde Wirkstoff in einem durch das C02-Auflösungsvermögen des
Wassers begrenzten Verhältnis der Lagerstätte zugeführt werden, weshalb zum Erreichen
der entsprechenden Wirkung das Einpressen einer sehr großen Menge von C02-haltigem
Wasser
erforderlich werden kann. Dieser Umstand beschränkt in starkem
Maße die Anwendungsmöglichkeit.
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Flüssiges C02 kann nur bei Lagerstätten verwendet werden, in denen
die Schichttemperatur niedriger als die kritische Temperatur von CO2 (31,50C) ist,
weshalb die Anwendungsmöglichkeiten sehr beschränkt sind.
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Durch das Einpressen von gasförmigem C02 bzw. C02-haltigem Erdgas,
als Industrienebenprodukt gewonnenem C02-haltigem Gas oder sonstigen einen gasförmigen
Zustand aufweisenden Medien können im Falle von entsprechenden Schichtdrücken und
Temperaturen recht gute Ergebnisse erreicht werden, die durch Beispiele von in-
und ausländischen Anwendungen in gleicher Weise bestätigt werden.
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Als Beispiel zu der auf verschiedene Weise erfolgenden Anwendung von
CO2 und sonstigen einen gasförmigen Zustand aufweisenden Medien kann die HU-PS 167
349 sowie die AT-PS 331 746 angeführt werden, wonach C02 oder einen hohen Gehalt
an CO2 aufweisende Erdgase als sekundäre Produktionsverfahren angewandt werden.
Die HU-PS 167 783 empfiehlt das Einpressen von verschiedenen Gasen als nichtbenetzende
Medien, dem ein Wassertreibverfahren folgt.
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Die weitläufige industrielle Verwendung dieser Verfahren wird durch
den Umstand erschwert, daß der Gastrieb einen geringen Bereichswirkungsgrad aufweist,
weiterhin daß das Gas bei dem Einpressen in die Lagerstätten wegen deren Inhomogenität
in den eine gute Durchlässigkeit aufweisenden Schichtenlagerungen vordringt und
demzufolge der vertiale Treibwirkungsgrad niedrig ist. Im Vergleich zum Öl der Lagerstätte
ist die Viskosität des CO2 oder des sonstigen verwendeten Gases gering bzw.
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seine Beweglichkeit groß. Infolge des niedrigen Volumentreibfaktors
dringt das CO2 bzw. CO2-haltige Gas in nur einen geringen. Teil des auch mit Öl
gesättigten Lagerstättenvolumens durch, wodurch die durch CO2 oder sonstige Gase
bedingte Mehrförderung an Öl nur im betroffenen Volumen gewährleistet ist.
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Auf diese Weise erreicht die endgültige Ölförderung aus der
Lagerstätte
den für dieses Ölförderungsverfahren charakteristischen Wert nicht, obwohl der mikroskopische
Ausbringungsfaktor groß ist, da in gewissen Fällen auch die Bedingungen der teilweise
oder vollständig gemischbildenden Verkrängung vorliegen.
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Ein bekannter Nachteil besteht auch darin, daß das Kohlendioxid und
die sonstigen Gase infolge ihrer Lösung im Öl die Löslichkeit der im Öl gelösten
Asphalte und Harze vermindern, deren erhöhte Adsorption die Strömungseigenschaften
des Öls durch Erhöhung der Ölbenetzung des Lagergesteins und durch Verschließen
der Poreneinengungen beeinträchtigt, was zugleich eine Funktion der Eigenschaft
der Flüssigkeiten, der Menge des eingepreßten CO2 oder der eingepreßten sonstigen
Gase sowie der substantiellen Zusammensetzung und der Porenstruktur der Lagerstättenteile
ist.
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Die vorgenannte ungünstige Wirkung tritt in erhöhtem Maße in dem Falle
in Erscheinung, wenn sich das verwendete Gas in Öl besser als das ursprüngliche
Sättigungsgas löst, weiterhin, wenn es in den eine geringere Durchlässigkeit aufweisenden
Schichten seine schädliche Wirkung ausübt, d.h. dort, wo nach der Wässerung die
Ölsättigung noch die höchste sein kann.
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Die infolge der Lösung des CO2 im Öl erfolgende Aufnahme des ölnassen
Charakters vermindert bekanntlich den Wirkungsgrad des Wassertreibverfahrens und
verändert die die 3förderung erhöhende Wirkung der freien Gassättigung ungünstig.
Die vorgenannte Wirkung kommt im Falle sämtlicher einen gasförmigen Zustand aufweisenden
Medien zur Geltung, die bei ihrer Lösung in Öl die Löslichkeit der Asphalte und
Harze ebenfalls instabil machen, deren Adsorption erhöhen und dadurch einen ölnassen
Charakter der Lagerstätte herbeiführen.
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Beim Einpressen von CO2 bzw. CO2-haltigem Gas können in den Fällen,
wenn die Lagerstätte über eine große Kohlenwasserstoff-Gaskappe verfügt, wegen der
Möglichkeit der Verunreinigung der Gaskappe durch CO2, die mit der Nutzung zusammenhängenden
Mehrkosten die Zweckdienlichkeit der Awendung des Verfahrens in Frage stellen.
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Der vorliegenden Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, di.e genannten
Nachteile zu beseitigen und ein Verfahren anzugeben, das einen hohen Volumenwirkungsgrad
für das CO2 oder die sonstigen Gase und für das darauffolgend eingepreßte Wasser
ermöglicht und den Schutz der Kohlenwasserstoff-Gaskappe gegen Verunreinigung sowie
einen hohen mikroskopischen Verdrängungsfaktor sichert.
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Zur Lösung dieser Aufgabe ist das Verfahren der eingangs angegebenen
Art erfindungsgemäß dadurch gekennzeichnet, daß vor dem Einpressen des Gases zur
Erhöhung des Volumentreibfaktors der Lagerstätte zuerst zweckdienlicherweise durch
Einpreßbohrungen eine synthetische Schaumbildner-Flüssigkeit, vorteilhafterweise
eine wässrige Lösung von schaumbildenden oberflächenaktiven Stoffen, in die Schicht
eingepreßt, gegebenenfalls zur Verhinderung der Verunreinigung der Gaskappe durch
Kohlendioxid unter die Gaskappe an deren Grenzfläche eingepreßt wird, daß danach
durch Injektion des zur Schaumbildung erforderlichen Gases eine Schaumzone gebildet
und dann zur Mobilisierung des Öls Gas in der Weise eingepreßt wird, daß mit der
Injektion des Gases zugleich zweckdienlicherweise ein Netzmittel, z.B, eine wässrige
Lösung von synthetischen oberflächenaktiven Stoffen, in die Schicht eingepreßt wird,
das die Umwandlung des Charakters der Lagerstätte in einen ölnassen Charakter durch
Adsorption der Asphalte, Harze oder sonstiger aktiver Komponenten, die durch die
Lösung des Gases im Öl instabil geworden sind, an der Gesteinswandung verhindert
und/oder dns das ölnasse Gestein in wassernasses umwandelt, die Grenzflächenspannung
zwischen den flüssigen Substanzen vermindert und den mikroskopischen VerdrängungsSaktor
der Gaseinpressung bzw. der dieser folgenden Wassereinpressung (llässerung) erhöht,
daß gegebenenfalls zur gemeinsamen Erhöhung des Volumenwirkungsgrades sowie des
mikroskopischen Verdrängungsfaktors in die Lagerstätte disperses Netzmittel eingepreßt
wird und daß dann als abschließende Operation nach dem Einpressen des Gases Wasser
und/oder kohlendioxidhaltiges Wasser eingepreßt wird.
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Eine vorteilhafte Ausführung der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet,
daß zur Schaumbildung oberflächenaktive Stoffe mit Ionen- oder Nichtionencharakter,
zweckdienlicherweise seifenartige Produkte, wie z.B. Äther von Alkylphenol-Polyäthylenglykol,
Natriumdodecyl-Sulfonat, Natrium-Polyglykoläthersulfonat, Polypropylen-Äthylenoxidpolymer
usw., in einer 0,05- bis 5-gewichtsprozentigen, vorteilhafterweise 0,5- bis 3-prozentigen
wässrigen Lösung verwendet werden, daß als Netzmittel 0,1 bis 10-prozentige, vorteilhafterweise
1- bis 5-prozentige wässrige Lösung der gleichen Stoffe und/ oder eine ähnliche
Konzentration aufweisende wässrige Lösung von wasserlöslichen Petroleumsulfona~ten
und/oder in einer Konzentration von 1 bis 8 %, vorteilhafterweise 2 bis 5 % oberflächenaktive
Stoffe, z.B. Tertiäralkohole, zugegeben werden und daß Elektrolyte, z.B. die Lösung
von NaCl und/oder KCl, in einer der Salzkonzentration des jeweiligen Schichtwassers
ähnlichen Konzentration, in die Schicht eingeführt werden.
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Zur Verhinderung der Verunreinigung der Gaskappe durch Kohlendioxid
wird auf die Gasölgrenze Schaumbildnerstoff eingepreßt und ein Schaumvorhang gebildet,
der infolge einer spontanen Gasströmung in jeder beliebigen Richtung oder durch
Einpressen von Schaumbildnerstoffen in den Gaskörper oder durch Wirksammachen der
Verdrängungswirkung der Gaskappe und/oder durch Einpressen von Gas nach dem Schaumbildnerreagens
im weiteren aktiviert wird.
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Zur Sicherung der unbeweglichen Gas-Ölgrenze und/oder zum Abschließen
der durch die Gas-Ölgrenze hindurch erfolgenden Strömung und/oder zur Erhöhung der
Verdrängungswirkung der Gaskappe wird erfindungsgemäß ein Schaumvorhang gebildet.
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Eine bevorzugte Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht
unter Berücksichtigung der nachstehenden Ausführungen, die die Grundsätze des Verfahrens
wiedergeben, beispielsweise im Detail in folgendem:
a) In eine
inhomogene Erdöllagerstätte wird vor dem Einpressen des C02 oder des sonstigen Gases
ein einen Schaumbildner (zweckdienlicherweise synthetischer oberflächenaktiver Stoff)
enthaltender Wasserpfropfen eingepreßt.
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Dabei wird der den Schaumbildner enthaltende Wasserpfropfen in einem
zum Filterwiderstand der Lagerstättenschicht annähernd proportionalen Maße in die
einzelnen Schichtenlagerungen eindringen. Demzufolge werden die über gute Durchlässigkeit
verfügenden Zonen mit dem Schaumbildnermedium besser aufgefüllt als die eine weniger
günstige Porenstruktur, jedoch eine über dem Durchschnitt liegende Ölsättigung aufweisenden
Schichtenteile.
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Nach dem Einpressen des Schaumbildnerstoffes erfolgt das Einpressen
des entsprechend großen CO2- und/oder sonstigen Gaspfropfens.
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Unter Einwirkung der Gasströmung beginnt in der Schicht die Schaumbildung
und das Verdrängen des Schaumes in Richtung der Fördersonden, was zu einer bedeutenden
Verminderung der Durchlässigkeit gegenüber Gas, und zwar insbesondere in den eine
gute Durchlässigkeit aufweisenden Zonen, führt.
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Die Menge des eingepreßten C02 oder des sonstigen Gases ist nur so
groß, daß die Bildung der Schaumzone gesichert wird, d.h. nur ein Teil der zum Einpressen
gelangenden 002 oder der sonstigen Gasgesamtmenge und ihr Ausmaß wird stets durch
die Qualität des Schaumbildnerstoffes sowie die Beschaffenheit der flüssigen Stoffe
des Lagers und der Gesteine bestimmt. Dieser Wert kann durch eine Untersuchung an
einem physikalischen Laboratoriumsmodell bestimmt werden.
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In diesem Fall erfolgt die Regelung des Profils des Gaseintreibens
wie folgt: - in Schichten mit großer Durchlässigkeit ist auch das Ausmaß der Schaumzone
größer und demzufolge auch der Strömungswiderstand höher als der Filterwiderstand
des C02 und des sonstigen Gases in Schichten geringerer Durchlässigkeit;
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dort, wo die Strömtmgsgeschxfindigkei~t hoch ist, steigt der Filtrationswiderstand
gegen den Transport in erhöhtem Maße an, so daß die Front der Filtration in den
Zonen mit guter und schlechter Durchlässigkeit nach einem Ausgleich strebt, das
Ausmaß der Viskosenzungenbildung einerseits bereits bei dem Gaseinpressen, andererseits
im Verlaufe des dem Gas folgenden Wassertreibverfahrens zurückgeht und so eine gute
Durchführung des Treibverfahrens im Volumen gesichert wird.
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b) Ist an der Gas-Ölgrenze eine zu schützende Kohlenwasserstoff-Gaskappe
bedeutender Menge vorhanden, so wird zur Schaffung des sogenannten "Schaumvorhanges"
ein entsprechender Schaumbildnerstoff (wässrige Lösung von oberflächenaktiven Stoffen)
eingepreßt, der zur Trennung der Erdöllagerschicht und der Gaskappe dient.
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Dieses Trennmedlum stellt auch an sich eine potentielle Möglichkeit
zur Verhinderung des Gaseinbruches durch das Medium dar, da es die sich bildende
Schaum- und Gasströmung vermindert bzw. blockiert. Der Schaumvorhang ist jedoch
zweckdienlicherweise zur Verhinderung der langsamen Gasströmung bzw. der Verschiebung
der Gas-Öl-Grenze schon vor dem Einpressen des CO2 in dem der Produktion zu unterziehenden
Lagerstättenraum vorzusehen.
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Der Schaumvorhang wird in diesem Falle mit Vorteil auf die Weise
hergestellt, daß man Schaumbildnerstoff in den Gaskörper über die Gas-Öl-Grenze
preßt oder nach Einpressen des Schaumbildnerreagenzes Schichtgas in die Gas-Öl-Grenze
preßt. Da mit Rückgang der Strömung3sgeschwi.ndigkei-t die scheinbare Viskosität
des Schaumes ansteigt, kann auch im Falle von geringen Strömungsgeschwindigkeiten
mit Hilfe eines Schaumvorhanges eine effektive Trennung verwirklicht werden.
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Beabsichtigt man die verdrängende Wirkung der Gaskappe im Verlaufe
des primären Produktionsabschnittes zu nutzen, so kann durch eine an der Gas-Öl-Grenze
vorgesehene Schaumbildnerlösung
durch die beim Anzapfen des Ölkörpers
einsetzende Gasströmung die Bildung des Schaumvorhanges gesichert werden.
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Auf diese Weise wird ein frühes Einbrechen des Gases in die produzierende
Ölsondenreihe verhindert.
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Der an der Gas-Öl-Grenze vorgesehene Schaumvorhang ermöglicht die
Anwendung des Rohlend:i.oxidtriebes auch bei den in der Nähe der Gas-Öl-Grenze befindlichen
Sonden ohne die Gefahr einer wesentlichen Verunreinigung der Gaskappe.
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Die Verbesserung des mikroskopischen Verdrängungsfaktors ist bei
den homogenen und inhomogenen Lagerstätten folgende: c) Nach der strömungstechnischen
Homogenisierung des in Förderung genommenen Lagerstättenteiles erfolgt mit der Ausgestaltung
des Schaumvorhanges bzw. der Schaumzone das Binpressen des entsprechend ausgewählten
Netzmittels (durch Laboratoriumsuntersuchungen ist sicherzustellen, daß der Schaumbildnerstoff
und das Netzmittel miteinander, mit den Flüssigkeiten der Lagerstätten, mit dem
Gestein, mit dem CO2 und mit den sonstigen Gasen vertraglich ist). Das Netzmittel
kann zweckdienlicherweise auch eine Kombination von nichtionenartigen oder ionenartigen
oberflächenaktiven Stoffen oder deren entsprechendem Gemisch und sonstigen die Benetzung
verbessernden Hilfsstoffen, z.B. Isopropylalkohol, sein.
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Durch Zuführung des Netzmittels in die Schicht werden nachstehende
Wirkungen erreicht: - das Netzmittel verhindert, daß das sich im Öl lösende CO2
oder sonstige Gase die Benetzungseigenschaft in ölnassen Charakter verändert; -
die unter Einwirkung deseventuell bereits vorhergehend eingepreßten C02 oder sonstiger
Gase adsorbierten Asphalte und Harze werden durch den Wirkstoff desorbiert und es
wird ein wassernasser Charakter der Lagerstätten herbeige:Eithrt;
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der ursprünglich nasse Charakter der Lagerstätte wird durch Benetzung in wassernassen
Charakter umgewandelt; - es wird eine niedrige Grenzflächenspannung in der dem Treibverfahren
unterzogenen Zone gesichert; - durch Regelung der Mobilität und Änderung der Benetzung
wird der Volumentreibwirkungsgrad erhöht.
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Die Art der Durchführung der Erfindung wird im weiteren im Rahmen
von Beispielen und ihrer Details in konkreter Ausführung beschrieben und mittels
der beigelegten Diagramme erläutert.
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Beispiel 1 Die Parameter der für die Reihe eines gegebenen Feldes
aus pulverisiertem Schichtsand geschaffenen linearen Modelle waren folgende: L =
95 cm, A = 5,3 cm2, QI = 0,40 + 0,01, Kge = 275 + 15 mD Kw = 58 + 5 mD, 5wi = 0,31
+ 0,01, Ko/Swi/ = 55,5 mD Vp = 200 + 5 cm3, Pr = 10 NPa, Tr = 69 0C, Rs = 60 nm3/m)
Die Parameter des gasfreien Öls bei 200C: spezifisches Gewicht: 0,8245 g/ml Viskosität:
3,94 mPa.s Beim Lagerstättenmodell wurde die primäre Produktion mit einer Verminderung
des Schichtdruckes bis 3,5 Mpa simuliert, wobei die primäre Ölförderung 26 + 1 S
erreichte (So = = 0,47 + 0,01, 5g = 0,21 + 0,01, Rs = 16 nm3/m3).
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In dem Beispiel wurde vorausgesetzt, daß das Modell für die unmittelbare
Umgebung einer Einpreßbohrung charakteristisch ist, wo die Darey'sche durchschnittliche
Filtrationsgeschwindigkeit beim Einpressen von Wasser 2 m/Tag, bei Einpressen von
Gas 10 m/Tag (bei den gegebenen Schichtverhältnissen) im Verlaufe des sekundären
bzw. tertiären
Einpressens beträgt.
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Dem vorgenannten Prinzip entsprechend wurde eine Wässerung (Wassertreibverfahren)
als sekundäres Produktionsverfahren bei einem Grunddruck von 8 MPa durchgeführt
(der Schichtdruck wurde vorhergehend mittels Wasser auf diesen Wert erhöht), wobei
die Ölausbeute auf 61,4 % anstieg und die Restölsättigung 25,38 So wurde.
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Als tertiäres Produktionsverfahren wurde bei einem Grunddruck von
10 IvIPa ein zyklisches Kohlendioxid (C02-Gehalt 81,5 %) und ein Wassertreibverfahren
angewandt. In diesem Beispiel wird die Entwicklung des Druckgradienten ohne und
mit Verwendung von Schaumbildner im Beisein des Lagerstättenöls erläutert (die Ölsättigung
liegt nahe dem Restölsättigungswert). Da die Umgebung der Einpreßsonde modelliert
wird, wo die Zone der großen Strömungsgeschwindigkeit vorliegt, rar der Hauptgesichtspunkt
die Bestimmung der Druckänderungen des zyklischen Einpressens.
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In Fig. 1 wird die Entwicklung des Druckgradienten in Abhängigkeit
von der Menge der injektierten Flüssigkeit bei einem Einzelzyklus dargestellt.
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Die Kurve 1 veranschaulicht den Fall, bei dem Erdgas mit 81,5 % C02-Gehalt
eingepreßt wurde (die Ölausbeute stieg auf 64,3 Só, wobei der Wert der Restölsättigung
0,2769 betrug und Rso auf = 110 anstieg). Die S-trömung war dreiphasig (die CO2-Einpressung
betrug bei Restölsättigung v = 10 m/Tag).
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Die Kurve 2 der Figur zeigt die Entwicklung des Druckgradienten der
dem Kohlendioxid folgenden Wassereinpressung.
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Die Ölausbeute zeigte eine weitere ansehnliche Zunahme und stieg im
Verlaufe des Wassereintreibens auf 74,25 Co/, die Restölsättigung hingegen ging
auf 0,1982 zurück. Die Strömung verlief dreiphasig (Ausmaß der Wassereinpressung
v = 2 m/Tag).
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Die Kurve 3 zeigt die Entwicklung des Druckgradienten bei
der
Einpressung des kohlendioxidhaltigen Erdgas es im nächsten Zyklus. Die Ölausbeute
stieg weiter bis 75,14 O/o, der Wert der Restölsättigung ging auf 0,1913 zurück.
Die Strömung verlief annähernd zweiphasig, im System entwickelte sich die mittels
Kohlendioxid erreichbare Restölsättigung (Ausmaß der Gaseinpressung v = 10 m/Tag).
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Kurve 4 der Figur zeigt den sich im Verlaufe des Binpressens des Schaumbildnerstoffes
entwickelnden Druckgradienten. Der Schaumbildnerstoff war im Beispiel eine 2-gewichtsprozen-tige
wässrige Lösung eines die Bezeichnung Belsol B tragenden handelsüblichen Produktes
(ein Gemisch von oberflächenaktiven Nichtionen- und Anionen-Stoffen und sonstigen
Zusatzstoffen), das auch 2,5 Gew.- NaCl enthielt.
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Die Ölausbeute veränderte sich in diesem Falle bereits nicht mehr,
die Strömung war zweiphasig. Die Größe und der Charakter des Druckgradienten stieg
im Vergleich zu dem durch Kurve 2 präsentierten Wassertreibverfahren bzw. sein Charakter
veränderte sich wegen der bei dem Verdrängen des Gases durch den Schaumbildnerstoff
einsetzenden Schaumbildung (Einpreßwert v = 2 m/Tag).
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Kurve 5 der Figur zeigt den sich im Verlaufe des dem Einpressen des
Schaumbildnerstoffes folgenden Injektierens von C02-haltigem Erdgas entwickelnden
Druckgradienten.
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Aufgrund eines Vergleiches der Kurven 3 und 5 kann festgestellt werden,
daß in dem Modell nach dem Einpressen von etwa 0,5 Vol.-°S C02-haltigem Erdgas die
Schaumbildung einsetzt, was durch einen bedeutenden Anstieg des Druckgradienten
in Erscheinung tritt. Unter Einwirkung des angestiegenen Druckgradienten bzw. des
gebildeten Schaumes setzt nach dem Einpressen von etwa 1 Vol. o/ Gas die Ölförderung
wieder ein. Die endgültige Ölausbeute stieg auf 76,8 o,6 (C02-Sinpressung v = 10
m/Tag).
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Kurve 6 von Fig. 1 zeigt die Entwicklung des Druckgradienten des der
Beschäumung folgenden Wassereinpressens.
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Es ist zu ersehen, daß unter Einwirkung des sich bildenden Schaumes
auch der Widerstand gegen die Wassereinpressung bedeutend angestiegen ist und daß
dann im Verlaufe der Wassereinpressung die Depression eine liontinuierlich zurückgehende
Tendenz zeigt (der Schaum zerfällt).
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Die Wassereinpressung betrug v = 2 m/Tag Aufgrund der in Fig. 1 dargestellten
Depressionskurven kann festgestellt werden, daß unter Einwirkung des sich in der
Schicht bildenden Schaumes der Injektierungswiderstand des Gas- und Wassereinpressens
mehrfach erhöht wird.
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Wirdder Schaumbilclnerstof£ in eine stark inhomogene 1;igerstätte
gepreßt, so überschwemmt der Schaumbildner in erster Linie die eine gute Durchlässigkeit
aufweisende Zone. Unter Einwirkung des dem Schaumbildnerstoff folgenden CO2-haltigen
Erdgases bildet sich in erster Linie in der eine gute Durchlässigkeit aufweisenden
Zone der Schaum und so steigt der Widerstand dieser Schicht an, wogegen in den Schichtteilen,
in die kein Schaumbildnerstoff gelangt, der Widerstand unverändert bleibt. Auf diese
Weise nimmt die durch C02-haltiges Erdgas vergaste Schichtstärke zu.
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Der für die nach dem Kohlendioxideinpressen folgenden Wassereinpressung
charakteristische Widerstand verläuft in der eine hohe Durchlässigkeit aufweisenden
Schicht gemäß Kurve 6, wogegen für die eine geringe Durchlässigkeit aufweisenden
Schichten eher die Kurve 2 charakteristisch ist, so daß auch eine Wässerung der
verschiedene Burchlässigkeiten aufweisenden Schichten möglich ist.
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Beispiel 2 Die Primärentölung verläuft bei den im vorhergehenden Beispiel
beschriebenen Bedingungen und Modellparametern (AusschöpSen 3,5 i4Pa).
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Setzt man voraus, daß das Modell ein Element der Lagerstätte repräsentiert,
in dem die für die Lagerstätte kennzeichnenden durchschnittlichen Strömungsparameter
vorherrschen, so beträgt z.B. die Darey'sche Filtrationsgeschwindigkeit
des
Gases und des Wassers 0,375 m/Tag und die Menge der injektierten Verdrängungsmedien
bezieht sich auf das ganze Porenvolumen der Lagerstätte.
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Als sekundäres Erdölproduktionsverfahren wird eine Wässerung (11assereinpreßverfahren)
mit einem Druck von 8 I4Pa vorgenommen (der Schichtdruck wurde vorhergehend bis
zu dieser Höhe mit Hilfe von Wasser angehoben), wobei die Erdölausbeute den Wert
von 60 + 0,5 °Xj erreicht (eln aufgrund von mehreren Verdrängungsuntersuchungen
bestimmter Wert).
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Als tertiäres Produktionsverfahren wird ein Mischgaspfropfen mit einem
CO2-Gehalt von 81,5 % unter einem Druck von 10 MPa in das Modell gepreßt, worauf
dann eine Wässerung (Wassertreibverfahren) folgt.
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Vorhergehend wurde mit Hilfe einer aus mehreren Messungen bestehenden
Serie festgestellt, daß das optimale Ausmaß des C02-Pfropfens 0,2 Porenvolumen beträgt,
wobei die Ölausbeute auf 72 + 0,5 % erhöht werden ka-nn. Dies bedeutet, daß unter
Einwirkung der CO2-Einpressung 12 ° zusätzliches Öl gefördert wurde, was 30 ,' des
nach dem Wassertreibverfahren zurückbleibenden Öls ausmacht.
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In dem b'alle, wenn nach dem Sckundärvorf@hren (Wassereinpressen mit
einem Druck von 8 MPa) ein Netzmittel mit einem Porenvolumen von 0,05 (im Beispiel
die wässrige Lösung von 5 Gew.-% Ölsulfonat und 4 Gew.-% Isopropylalkohol) in das
Modell gepreßt wird und dem ein Wassertreibverfahren folgt, steigt die Ölausbeute
um nicht mehr als 1 %.
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Wird vor dem vorstehend beschriebenen C02-haltigen Erdgaspfropfen,
der ein Porenvolumen von 0,2 erreicht, ein Porenvolumen von 0,05 vom vorgenannten
Netzmittel in das Modell eingepreßt, so steigt unter Einwirkung der den beiden Pfropfen
folgenden Wässerung (Wassereinpressung) die Ölausbeute auf 84 + 0,5 %, was im Vergleich
zum Wassertreibverfahren 24 % zusätzliches Öl bedeutet, und das so geförderte Öl
macht 60 % des nach dem Wassertreibverfahren zurückgebliebenen
Öls
aus.
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Die Ergebnisse dieses Beispiels beweisen, daß der mikroskopische Ölverdrängungsfaktor
der C02-Binpressung in bedeutendem Maße erhöht werden kann, wenn vorhergehend ein
entsprechendes Netzmittel in die Schicht gepreßt wird. Das Netzmittel wird an die
Gesteinsoberfläche adsorbiert und verhindert dadurch die Adsorption der unter Einwirkung
des C02 adsorptionsfähig gewordenen Harzes und Asphalte an der Porenobeftläche,
so daß die Verdrängung unter günstigen Benetzungsverhältnissen verlcuft. Binde andero
Wirkung des vorwendeten Ölsulfonat besteht darin, daß es die Grenzflächenspannung
zwischen Öl und Wasser vermindert und so die Erhöhung der Ölausbeute fördert.
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Die Verbesserung der Ölausbeute der tertiären Wassertreibverfahren
(Einpressungen) ist graphisch in Fig. 2 dargestellt.
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Aus der Figur geht deutlich hervor, daß unter Einwirkung des verwendeten
oberflächenaktiven Netzmittels die Restölausbeu-te bei einem geringeren Einpresswasserbedarf
auf das Zweifache ansteigt, wie dies die Kurve 2 im Vergleich zu der allein angewandten
CO2-Einpressung gemäß Kurve 1 veranschaulicht. Die Ausbeute kann durch Optimierung
der Konzentration und der Menge des oberflächenaktiven Stoffes weiter erhöht werden
Die angeführten Beispiele sind nur Einzelfälle der zahlreichen möglichen Varianten
des erfindungsgemäßen Verfahrens, mit denen lediglich veranschaulicht werden sollte,
wie durch Verwendung von Schaumbildnerstoffen der Strömungswiderstand der Lagerschichtteile
einer heterogenen Öllagerstätte geregelt sowie auf welche Weise durch die Kombination
von C02 und eines Benetzungsmittels der Wert des mikroskopischen Treibfaktors erhöht
werden kann.
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Beispiel 3 Die Parameter linearer zweiteiliger inhomogener, aus pulverisiertem,
carbonathaltigen Schichtsand hergostellter Modelle sind folgende:
L
= 95 cm A = 2.5,3 cm3 #1 = 0,35 # 0,005 #2 = 0,36 # 0,005 kge1 = 105 # 10 mD Kge2
= 420 # 10 mD Kw1 = 72 # 12 mD Kw2 = 225 # 25 mD Swi1 = 0,325 # 0,005 Swi2 = 0,360
# 0,005 Tr = 64°C pr = 10 Mpa Rs = 55 nm3/nm3 Die Parame-ter des gasfreien Öls bei
20 0C sind: spez. Gewicht 0,8457 Viskosität: 15,5 mPa.s Dioses zweiteilige Modell
wurde auf der Einpressen und auf der Förderungsseite verbunden und als elne hydrodynamische
Einheit bei der Förderung behandelt. Die Primärentölung wurde durch eine Verminderung
des Schichtdruckes bis 2,5 MPa simuliert, wobei die Ölausbeute 27,5 + 0,5 % betrug.
Als Sekundärproduktionsverfahren wurde der Druck der Lagerstätte mit Hilfe von Mischgas
mit einem C02-Gehalt von 81,5 % auf 10 MPa erhöht, dann wurde bei einem Druck von
10 t4Pa von diesem Gas eine Menge von 0,15 Porenvolumen eingepreßt und unter dem
gleichen Druck eine Wässerung (Wassereinpressung) vorgenommen.
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Die endgültige Ölausbeute erhöhte sich so auf 63,3 %.
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In dem Fall, wenn dem Wassertreibverfahren ein disperses System "A"
mit einem Porenvolumen von 0,05 und darauffolgend ein dispersos System "B" mit einem
Porenvolumen von 0,05 vorausging, erhöhte sich die Ölausbeute auf 82,2 %.
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Die Zusammensetzung der verwendeten dispersen Systeme war folgende:
Disperses
System "A": 15 % Leichtölsulfonat 8 % Alkyl-Polyglykoläthersulfatnatrium 5 ,O/ Glykolsäure-Alkylaminsulfat
6 % Isopropyl-Alkohol 66 % zum Einpressen vorbereitetes Wasser.
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Disperses System "B": 5 % Leichtölsulfonat 8 % Alkyl-Polyglykoläthersulfatnatrium
5 O,o Glykolsäure-Alkylaminsulfat 5 % Isopropyl-Alkohol 77 % zum Einpressen vorbereitetes
Wasser.
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Innerhalb der vorgenannten Zusammensetzung wirkt das Leichtölsulfenat
als Netzmittel und als die Grenzflächenspannung minderndes Mittel. Das Alkylpolyglykoläther-Sulfatnatrium
verhindert die Ausfällung des Petroleumsulfats, was in erster Linie durch die unter
Einwirkung von CO2 in die Lösung eintretenden Ca2+-Ionen verursacht werden kann.
Außerdem ist es auch ein Netzmittel und vermindert die Emulsionsbildung, wodurch
die Mobilitätsregelwirkung der in der Schicht entstehenden dispersen Systeme mit
seiner Hilfe geregelt werden kann.
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An das Gestein adsorbiert,verhindert es die Sorption (Wasseraufnahme)
des Petroleum-Sulfonats. Das Glykolsäure-Alkylaminsulfonat vermindert die schädliche
Wirkung der zweiwertigen Ionen, der Isopropylalkohol erhöht die Wasserlöslichkeit
des Petroleumsulfenats, regelt die Benetzung und die Emulsionsbildung.
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Primäre Aufgabe des dispersen Systems "A" ist es, in erster Linie
in die Lagerschicht mit höherer Durchlässigkeit eingepreßt mit den dort befindlichen
Schichtflüssigkeiten in Beruhrung kommend, den Fil-trationswiderstand durch die
sich
bildende hochviskose Emulsion zu erhöhen. Hiernach kann das
disperse System "B" bereits in beide Schich-ten in gleicher Weise injektiert werden,
und seine Aufgabe ist die Verbesserung der unter der Einwirkung von CO2 veränderten
Benetzungsverhältnisse bzw. die Verminderung der Grenzflächenspannung zwischen den
einzelnen Phasen. Auf diese Weise wurden für die den beiden Pfropfen folgende Wassereinpressung
(Wässerung) günstige Bedingungen sowohl für die Volumenwässerung als auch für die
mikroskopische Ölausbeute gesichert.
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In Fig. 3 ist auch der Verlauf der sekundären Ölausbeute und Depression
von zwei Versuchen in Abhängigkeit von den injektierten Flüssigkeitsmengen graphisch
dargestellt.
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Die Kurven 1 und 3 zeigen den Fall, bei dem der C02-Sinpressung eine
Wassereinpressung (Wässerung) folgte-.- Die Kurve 1 zeigt den Verlauf der Ölausbeute,
die Kurve 3 den der Depression.
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Die Kurven 2 und 4 zeigen die Versuchsergebnisse, bei denen der C02-Einpl'essunL;
die dispersen Systeme "A" und "B" und hiernach die Wassereinpressung folgte.
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Aus Kurve 4 geht hervor, daß nach einer Gesamteinpressung von einem
Porenvolumen die Depression einen steilen Anstieg zeigt, der darauf hinweist, daß
im Kern eine starke Emulsionsbildung wegen der Sorptionstrennung der oberflächenaktiven
Stoffe eingetreten sein konnte. Es ist aber auch möglich, daß dies durch das vollständige
Abschließen der Schicht verursacht sein kann. Dieser Vorgang kann durch Zugabe von
Alkylpolyester-Sulfatnatrium zum eingepreßten Wasser verhindert werden.
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Wie dies im gegebenen Fall an Kurve 4 ersichtlich ist, kann die Depression
durch Zugabe des vorgenannten Stoffes auf den gewünschten Wert zurückfrebracht werden.
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Das erfindungsgemäße Verfahren kann vorteilhaft in folgenden Varianten
angewandt werden:
- Der Schaumbildnerstoff und das Netzmittel sind
gleiche oberflächenaktive Stoffe, die sich in ihrer Konzentration und den verwendeten
Zusatzstoffen voneinander unterscheiden; der Schaumbildner und das Netzmittel sind
zwei verschiedenartige und verschiedene Zusatzstoffe enthaltende oberflächenaktive
Stoffe; - Verwendung von Schaumbildnerstoffen ohne Netzmittel in erster Linie bei
Ölen mit niedrigem Asphalt- und Harzgehalt; Verwendung von Netzmit-tel ohne Schaumbildnerstoffe
in erster Linie bei homogenen Öllagerstätten; selbständige Verwendung von Netzmitteln
in inhomogenen Öl-Lagerstätten in der- Weise, daß sie an sich auch den Volumenwirkungsgrad
dadurch erhöhen, daß a) das Netzmittel in ein disperses System geregelter Viskosität
vor dem Einpressen von C02 oder eines sonstigen Gases hineingebracht wird, b) das
System in ein solches mit wassernassem Charakter verändert wird, wodurch die Durchlässigkeit
der dem Wassertreibverfahren unterzogenen Zone gegen Wasser vermindert wird.
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