DE3134530C2 - Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte - Google Patents
Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen LagerstätteInfo
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Abstract
Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte mittlerer oder hoher Salinität durch Einpressen einer 1 bis 20%igen Lösung oder Dispersion in Formationswasser von carboximethylierten Ox ethylaten der Formel R-(OCH ↓2CH ↓2) ↓n-OCH ↓2-COOM, in der R einen linearen oder verzweigten aliphatischen Rest mit 4 bis 20 Kohlenstoffatomen oder einen alkyl- oder dialkyl aromatischen Rest mit 1 bis 14 Kohlenstoffatomen in der Alkylgruppe, n 3 bis 30 und M ein Alkali- oder Erdalkali-Metallion oder Ammonium bedeutet und der Carboximethylierungsgrad zwischen 10 und 90% liegt, in eine Injektionsbohrung, wobei das Tensid so ausgewählt wird, daß die Phasen-Inversions-Temperatur des Systems Rohöl/Formationswasser/Tensid/gegebenenfalls Zusätze 0 bis 10 ° C oberhalb der Lagerstättentemperatur liegt.
Description
R-(OCH2CH2)H-OCh2-COOM,
in der R einen linearen oder verzweigten aliphatischen Rest mit 4 bis 20 Kohlenstoffatomen oder einen
alkyl- oder dialkylaromatischen Rest mit 1 bis 14 Kohlenstoffatomen in der Alkylgruppe, π 3 bis 30
und M ein Alkali- oder Erdalkali-Metallion oder Ammonium bedeutet und der Carboximethylierungsgrad
zwischen 10 und 90% liegt, in eine-JnjektionsbohEog,
dadurch gekennzeichnet, daß das Tensid so ausgewählt wird, daß die Phasen-Inversions-Temperatur
des Systems Rohöl/Formationswasser/Tensid/gegebenenfalls
Zusätze in einem Bereich entsprechend der Lagerstättentemperatur bis 10° C oberhalb dieser Temperatur liegt
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß ein-, zwei und dreiwertige Alkohole
der Tensidlösung oder -dispersion als Cosurfacant zugefügt werden.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Phasen-Inversions-Temperatur des
Systems Rohöl/Formationswasser/Tensid/gegebenenfalls
Zusätze 1 bis 50C ouerhalb der Lagerstättentemperatur
liegt.
4. Verfahren nach den Ansprüchen 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, daß als Zusätze in Formationswasser
lösliche Erdalkalisalze verwendet werden können.
5. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß vor der Injektion der Tensidlösung
0,01 bis 4 PV Formationswasser in die Lagerstätte eingepreßt wird.
6. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß nach dem Injizieren der Tensidlösung
0,01 bis 4 PV Formationswasser in die Lagerstätte eingepreßt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Formationswasser ein viskositätserhöhendes
Polymer enthält.
8. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Tensid einen Carboximethylierungsgrad
zwischen 30 und 90% hat.
Bei der Gewinnung von öl aus ölführenden Lagerstätten
gelingt es im allgemeinen nur, einen Bruchteil des ursprünglich vorhandenen Öls durch primäre Gewinnungsverfahren
zu fördern. Hierbei gelangt das öl infolge des natürlichen Lagerstättendrucks an die Erdoberfläche.
Bei der sekundären ölgewinnung wird Wasser in einer oder mehrere Injektionsbohrungen der Formation
eingepreßt und das Öl zu einer oder mehreren Produktionsbohrungen getrieben und sodann an die
Erdoberfläche gebracht. Dieses sogenannte Wasserfluten als Sekundärmaßnahme ist relativ billig und wird
entsprechend häufig eingesetzt, führt jedoch in vielen Fällen nur zu einer geringen Mehrentölung der Lagerstätte.
Eine wirksame Verdrängung des Öls, die teurer, jedoch
im Hinblick auf die gegenwärtige ölverknappung volkswirtschaftlich dringend erforderlich ist, gelingt
durch tertiäre Maßnahmen. Darunter sind Verfahren zu verstehen, bei denen entweder die Viskosität des Öls
erniedrigt und/oder die Viskosität des nachflutenden Wassers erhöht und/oder die Grenzflächenspannung
zwischen Wasser und öl erniedrigt werden.
Die meisten dieser Prozesse lassen sich entweder als
Lösungs- oder Mischungsfluten, thermische Ölgewinnungsverfahren,
Tensid- oder Polymerfluter, bzw. als Kombination von mehreren der genannten Verfahren
einordnen.
Thermische Gewinnun^SYsrfshren beinhs't**?1 λ*** i«-
jizierung von Dampf oder heißem Wasser bzw. sie erfolgen als Insitu-Verbrennung. Lösungs- oder Mischungsverfahren
bestehen im Injizieren eines Lösungsmittels für das Erdöl in die Lagerstätte, wobei dies ein Gas
und/oder eine Flüssigkeit sein kann.
Tensidflutprozes&e — je nach Tensidkonzentration,
gegebenenfalls Tensidtyp und Zusätzen unterscheidet man tensidgestütztes Wasserfluten, übliches Tensidfluten
(Lowtension flooding), micellares Fluten und Emulsionsfluten
— beruhen in erster Linie auf einer starken Erniedrigung der Grenzflächenspannung zwischen Öl
und Flutwasser. In einigen Fällen jedoch, insbesondere in Gegenwart höherer Tensidkonzentrationen entstehen
Wasser-in-Öl-Dispersionen mit, verglichen zum öl, deutlich erhöhter Viskosität, so daß hier das Tensidfluten
auch auf eine Verkleinerung des Mobilitätsvsrhältnisses zielt, wodurch der Wirkungsgrad der ölvcrdrängung
erhöht wird. Reines Polyme. Puten beruht übcrwiegend
auf dem zuletzt beschriebenen Effekt des günstigeren Mobilitätsverhältnisses zwischen öl und nachflutendem
Wasser.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Gewinnung von öl durch Tensidfluten. Als
ölmobilisierende Tenside wurden bislang vor allem organische Sulfonate, wie Alkyl-, Alkylaryl- oder Pctroleumsuifonate,
beschrieben. Diese besitzen jedoch eine sehr niedrige Toleranzgrenze gegenüber der Salinitäl
der Lagerstättenwässer. Bereits Salzkonzentrationcn von 1000 ppm gelten als problematisch, wobei die Empfindlichkeit
dieser Tenside gegenüber Erdalkaliioncn besonders ausgeprägt ist. Hier wird als obere kritische
Grenzkonzentration ca. 500 ppm angenommen (US-PS 41 10 228). In Gegenwart höherer Salzkonzentrationcn
bilden sich bei Einsatz dieser Tenside Fällungsprodukie, die zu Verstopfungen der Formation führen können. Da
jedoch viele Lagerstättenwässer wesentlich höhere SaIinitäten besitzen, z. B. in Norddeutschland bis zu
250 000 ppm, hat man nach Wegen gesucht, die sonst gut ölmobilisierenden Eigenschaften der organischen
Sulfonate auch für höher salinare Lagersiäticnsysteme
nutzbar zu machen. Im Gemisch mit Cosurfactants, wie
Alkoholen oder nichtionischen Tensiden, zeigten sich organische Sulfonate auch weniger elektrolytcmpfindlieh,
allerdings war dann meist auch die ölmobilisicrendc Wirkung verschlechtert.
Im Gegensatz zu dieser Substanzgruppe zeigen Alkyl- bzw. Alkylarylpolyglykolethersulfate oder carboxi-
mcthylierte Alkyl- bzw. Alkylaryloxethylate eine gute
Verträglichkeit selbst mit extrem hohen Salinitäten (/_ B. 250 000 ppm) der Lagerstättenwässer. Da die ölmobilisicrende
Wirkung dieser Tenside gut (H. J. Neumann. DGMK BERICHTE, Bericht 164(1978), D. Balzer
und K. Kosswig, Tenside Detergents 16, 256 (1979) sowie ihre Herstellung einfach und wirtschaftlich ist, sind
diese Substanzklassen für den Einsatz bei der ölverdrängung
in mittel- und hochsalinaren Lagerstättensystemen (30 00n bis 250 000 ppm Gesamtsalzgehalt) sehr
geeignet
Bei zahlreichen Untersuchungen zur Restölmobilisierung
von Modellformationen mit carboximethylieiten Oxethylaten als Tensiden wurde jedoch beobachtet, daß
der Transport der Ölbank durch die Formation von einem starken Druckanstieg begleitet wird. So wurden
selbst bei relativ hochpermeablen künstlichen Formationen Druckgradienten bis zu etwa 40 bar/m beobachtet,
die bei Übertragung in das Feld zu Drucken weit oberhalb des petrostatischen Drucks führen und damit
den Einsatz dieser Tenside bei der tertiären Erdölgewinnung ausschließen würden. Auf Druckgradienten von
ähnlicher Größenordnung wird auch in det Literatur hingewiesen (C. Marx, H. Murtada, M. Burkovsky, Erdöl
Erdgas Zeitschrift 93, 303 (1977). Die Autoren erklären die hohen Druckdifferenzen mit der Bildung von
Emulsionszonen, die sich jedoch auf den Bereich der Flutfront beschränken sollen. Bei unseren Versuchen
war allerdings eine lokale Begrenzung des Druckgradienten nicht zu erkennen. Und da Rohölerciulsionen,
stabilisiert durch carboximethylierte Oxethylate, strukturviskos sind, lassen sich die hohen Druckdifferenzen
auch durch eine Herabsetzung der Flutgeschwindigkeit nicht beliebig absenken. Folglich wäre beim Tensidfluten
mit carboxymethylierten Oxethylaten im Feldversuch mit unbeherrschbar hohen Druckgradienten zu
rechnen.
Es bestand daher die Aufgabe, für die gut ölmobilisierenden
carboximethylierten Oxethylate eine Vorgehensweise des Tensidflutens zu finden, die nicht zu hohen
Druckgradienten führt Eine Erniedrigung des Druckgradienten ist dadurch möglich, daß durch geeignete
Anpassung derTensidmenge an die Lagerstätte ein stark verzögerter Tensiddurchbruch angestrebt wird.
Allerdings setzt diese Verfahrensweise homogene Formationen voraus, wie sie zwar bei künstlichen Sandschüttungen,
kaum jedoch bei eigentlichen Lagerstätten gegeben sind. Eine Lösung der Aufgabe wird daher auf
diese Weise kaum möglich sein.
Diese Aufgabe wurde überraschend durch Verlassen einer auch in der Literatur belegten Arbeitshypothese
gelöst, derzufolge eine wirksame Restentlösung nur dann möglich ist, wenn die Bedingungen für das Vorliegen
einer w/o-Emulsion möglichst während des gesamten Flutprozesses gegeben sind (U. Lepper, Erdöl Erdgas
Zeitschrift 92, 426 (1976). Nach D. Balzer und K. Kosswig, Tenside Detergents 16, 256 (1979) bedeutet
dies, daß die Phasen-Inversions-Temperatur (PIT) des Systems Original-Rohöl und -Formationswasser sowie
Tensid und gegebenenfalls Zusätze deutlich unterhalb der Lagerstättentemperatur liegen muß, und zwar bis zu
I5°C. Bei unter diesen Bedingungen an Modellformationen durchgeführten Flutversuchen wurden gewöhnlich
sehr wirksame Entölungen beobachtet, wobei das Rohöl ganz überwiegend emulsionsfrei ausgeflutet werden
konnte. Jedoch treten bei dieser Arbeitsweise sehr häufig hohe Druckgradienten auf.
Es wurde nun gefunden, daß sich der Druckgradient bei guter Entölung um das 20- bis lOOfache senken laßt
durch ein Verfahren, wie es in den Patentansprüchen dargestellt ist. Dies war insofern äußerst überraschend,
als der betreffende Temperaturbereich das Zustandsgebiet einer o/w-Emulsion ist.
Wählt man nämlich ein solches Tensid, das bezüglich des Lagerstättensystems eine PIT um 11°C und höher
oberhalb der Lagerstättentemperatur besitzt, und befindet sich damit im Zustandsbereich der o/w-Emulsion, so
ίο ist die Mobilisierung des Restöls wenig wirksam und das
Öl wird ganz überwiegend als Emulsion gefördert
Die PIT selbst wird mit Hilfe der Messung der elektrischen Leitfähigkeit bestimmt. Hierzu wird eine Emulsion,
bestehend aus dem Rohöl und dem Formationswasser der betreffenden Lagerstätte (Phasenverhältnis
1:1) und dem Tensid (2%, bezogen auf die wäßrige Phase) sowie gegebenenfalls Zusätzen, hergestellt, und ihre
elektrische Leitfähigkeit in Abhängigkeit von der Temperatur
gemessen. Bei der PIT schlägt eine o/w-EmuI-sion in eine w/o-Emulsion um bzw. umgekehrt, wobei
die elektrische Leitfähigkeit spn■ ;gartig sinkt bzw.
steigt, vjsnsu genoninien istuies ein
spcraturL/CrciCu
von wenigen Grad C. Registriert als PIT wird die Temperatur, bei der die elektrische Leitfähigkeit den Mittelwert
zwischen oberem (o/w) und unterem (w/o) Niveau erreicht.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf den Einsatz von carboximethylierten Oxethylaten als ölmobilisierende
Tenside. Man kann diese Verbindungen nach DE-PS 24 18 444 durch Umsetzung να.·) Oxethylaten der
Formel
R-(O-CH2-CH2JnOH
mit einem Salz der Chloressigsäure in Gegenwart von Alkalihydroxid oder Erdalkalihydroxid herstellen. Aber
Qtir*h ϊιπΗργρ f-fprctflltincrcy^rfalirfin cinH cf*f>ion*>t R Wf>-«·—~·- —··——· — - -—.~.V...-..OV3 — ...— „.. „..._ o„...o...... . ..
deutet hierbei einen gesättigten oder ungesättigten, geradkettigen
oder verzweigten Alkylrest mit 4 bis 20, vorzugsweise 8 bis 16 C-Atomen, oder einen Alkylarylrest
mit 1 bis 14 C-Atomen im Alkylrest. η kann Werte zwischen 3 bis 30, vorzugsweise zwischen 3 und 15, annehmen.
Das Kation kann Natrium, Kalium, Lithium, Ammonium, Calcium oder Magnesium sein. Als Alkoho-Ie
und Phenole, deren Oxethylate den Carboximethylaten zugrunde liegen, lassen sich z. B. einsetzen: Butylalkohol,
Hexylalkohol, Octylalkohol, Nonylalkohol, Decylalkohol,
Undecyl-, Lauryl-, Tridecyl-, Myristil-, Palmityl- und Stearylalkohol, aber auch ungesättigte Alkohole,
wie z. B. Oleylalkohol. Die Alkylkette kann dabei normal- oder verzweigtkettig sein. Besonders zweckmäßig
werden handelsübliche Gemische dieser Alkohole herangezogen. Als Alkylphenole lassen sich z. B. einsetzen:
Kre'.-Jl, Ethylphenol, Propylphenol, Butylphenol, Hexylphenol,
Octylphenol, Nonylphenol, Decylphenol-. Undecylphenol, Dodccylphenol, Tridecylphencl, Tetradecylphenol,
Dibutylphenol, Dihexylphenol. Die Alkylkeite
kann normal- oder verzweigtkettig sein. Insbesondere lassen sich handelsübliche Gemische solcher Alkylphenole
einsetzen.
Die Oxethylierung kann in Gegenwart katalytischer Mengen Alkalihydroxid mit 3 bis 30, vorzugsweise 3 bis
15 Mol, Ethylenoxid durchgeführt werden. Die entstehenden Gemische haben annähernd eine Poisson-Verteilung.
Entsprechend ihrer Herssellung enthalten die carboximethylierten
Oxethylate stets noch ansehnliche Mengen nicht umgesetztes Oxethylat. Mit der Formel
R-(OCHrCHj)n-OCH2-COOM
ist daher stets ein Gemisch mit unterschiedlichen Mengen an nicht umgesetztem Oxethylat gemeint. Demgemäß
läßt sich ein Carboximethylierungsgrad definieren. Es hat sich gezeigt, daß Mischungen mit einem Carboximethylierungsgrad
zwischen 10 und 90%, vorzugsweise zwischen 30 und 90%, das öl wirksam zu verdrängen
vermögen. Besonders wirksam sind Mischungen mit Carboximethylierungsgraden von 50 bis 85%. Mit der
Angabe % sind stets Gewichtsprozente gemeint.
Erfindungsgemäß geht man folgendermaßen vor: Bei Kenntnis der Lagerstättentemperatur bzw. gegebenenfalls
eines Temperaturbereiches wird aus dem Rohöl, dem Formationswasser und gegebenenfalls dem Gas
der Lagerstätte und einem geeignet scheinenden carboximethylierten
Oxethylat der o. a. Formel orientierend die PIT gemessen. Diese Messung ist gegebenenfalls mit
weiteren Tensiuen dieser K.ia«e und gegebenenfalls Zusätzen
zu wiederholen.
Auf der Basis der Meßergebnisse erfolgt das Maßschneidern des carboximethylierten Oxethylats, dessen
ölmobilisierende Wirksamkeit für das betreffende Lagerstättensystem durch einen oder mehrere Vorversuche
in einer Sandschüttung als Modellformation oder an Originalbohrkernen selbst verifiziert werden kann.
Die Natriumsalze der carboximethylierten Oxethylate, die durch Umsetzung von Oxethylaten mit Chloressigsäure
bei Gegenwart von Natronlauge hergestellt werden, bieten mehrere Ansatzpunkte für die »Molekulararchitektur«
mit dem Ziel, in einem bestimmten System eine gewünschte Phasen-Inversions-Temperatur
einzustellen:
R—(OCH2CH2),-OH + CICH2COOH
R-(OCH2CH2)„-CH2COONa
R-(OCH2CH2)„-CH2COONa
PIT ("C)
R variabel |
η variabel |
Umsatz variabel |
Die Salze der carboximethylierten Oxethylate setzen sich aus drei variablen Bausteinen zusammen: dem hydrophoben
Rest R, der Oxethylatkette und der Carboximethylgruppe,
deren Anteil in dem erhaltenen Produktgemisch durch Steuerung des Umsatzes des Ausgangsoxethylates
mit Cliforessigsäure in weiten Grenzen verändert
werden kann.
Als Ausgangsstoffe für den hydrophoben Rest R kommen beispielsweise lineare und verzweigte (Fett)alkohole
infrage, ferner Alkylphenole mit beliebigen Alkylresten. Einen Eindruck von dem Einfluß des Alkylrestes
auf die Phasen-Inversions-Temperatur in einem bestimmten System vermittelt die Tabelle 1.
Abhängigkeit der PIT von der Länge des Alkylrestes in den Natriumsalzen carboximethyliener Fettalkoholoxethylate
mit 4,4 EO und bei einem Umsetzungsgrad von 65%; Rohöl A {s. D. Balzer und K. Kosswig, ϊοα cit.),
Formationswasser A (s. D. Balzer und K. Kosswig. loc. cit.). Phasenverhältnis 1 : l,2%Tensid
12
13*)
14 16
13*)
14 16
*) 1 : !-Mischung aus Ci2 und C|4
74
53
41
37
53
41
37
In den Abbildungen 1 und 2 sind die Abhängigkeiten der Phasen-Inversions-Temperatur in einem bestimmten
System vom Oxethylierungsgrad und vom Umsatz bei der Carboximethylierung wiedergegeben. In beiden
Fällen wurden Rohöl A und Formationswasser A im Phasenverhältnis 1:1 und 2% Tensid eingesetzt. In Abbildung
1 sind die Tenside zu 70% carboximethylierte Isononylphenoloxethylate verschiedenen Oxethylierungsgrades,
in Abbildung 2 in verschiedenen Graden mit Chloressigsäure umgesetzte Isononylphenoloxethylate
mit 5,5 EO.
Die Tabelle 1 und die Abbildungen 1 und 2 demonstrieren die Variabilität, die uns in die Klasse der carboximethylierten
Oxethylate, die letztlich Gemische aus ionischen und nichtionischen Tensiden darstellen, bietet
bezüglich der Lagerstättenbedingungen.
Ferner können gegebenenfalls das Volumen der zu injizierenden Tensidlösung, ihre Konzentration und
eventuelle Zusätze sowie ferner die Art und Größe der die Mobilität kontrollierenden Polymerlösung anhand
von Modell-Flutversuchen optimiert werden. Aufgrund der Ergebnisse dieser Vorversuche wird die Tensidlösung
mit Hilfe von Injektionspumpen in die Lagerstätte eingebracht. Hierbei kann die Tensidlösung entweder
kontinuierlich oder in Form eines Slugs, d. h. eines eng begrenzten Volumens von 0,05 bis 4,0 PV (= Vielfaches
des rorenvOiUineris der Lagerstätte) eingesetzt werden.
Die Größe des Slugs richtet sich vor allem nach der Konzentration der Tensidlösung und nach der Wirischaftlichkeit.
Zweckmäßigerweise geht dem Tensidfluten ein Wasserfluten voraus, wobei als Flutfiüssigkeit das produzierte
Formationswasser eingesetzt wird. Die Größe dieses Wasserslugs beträgt 0,01 bh 4 PV, vorzugsweise
0,05 bis 1,0 PV. Dem Tensidslug nachgeschaltet injiziert man zweckmäßigerweise sowohl aus Gründen der Mobilitätskontrolle
als auch zum Schutz der Tensidlösung vor eindringendem Formationswasser einen Polymerslug
in die Lagerstätte. Hierzu wird ein Polymer oder
so Polymergemisch in einer solchen Konzentration :. dem
Formationswasser gelöst, daß die Viskosität 4- bis 6mal so hoch ist wie die des Öls. Bei Lagerstätten mittlerer
und höherer Salinität (3 bis 28%) kommen hier insbesondere Biopolymere, wie Polysacharide oder CeIIuIosederivate,
die in Gegenwart der erhöhten Salzkonzcntration noch eine ausreichende Viskosität besitzen und
keine Fällungen zeigen, infrage.
Aus Gründen einer günstigeren Viskositätsanpassung der Tensidlösung "an das Öl der Lagerstätte oder zur
Verminderung der Tensid- bzw. gegebenenfalls der Polymerretention
kann es sinnvoll sein, dem Tensid- bzw. dem Polymerslug Alkohole oder auch Glykole als Cosurfactants
zuzufügen. Geeignete Co-surfactants sind hier z. B. i-Propanol, 1-ButanoI, n-Butanol, t-Amylalko-
b5 hol, 2-Ethyihexanoi, Buiyidigiykoi. Butyltriglykol.
Bei Formationswässern, die relativ arm an Erdalkaliionen
sind, kann es sich als zweckmäßig erweisen, der Tensidlösung sowie dem vor- und nachgefluteten For-
mationswiisser lösliche Erdalkalisalze zuzusetzen. Bei
der Anpassung des Tensids an die Lagerstätte, d. h. also bei der Messung der PIT, müssen diese Zusätze berücksichtigt
werden.
Zweckmäßigerweise schließt sich an das Injizieren der Polymerlösung normales Wasserfluten an. Dieses
wird solange fortgesetzt, wie sich wirtschaftlich öl gewinnrr läßt.
Die nachfolgenden Beispiele sollen das erfindungsgemäße
Verfahren erläutern:
Zur Herstellung einer künstlichen Formation wurde ein thermostatisierbares Hochdruckrohr von 70 cm
Länge und 5 cm Durchmesser, versehen mit Temperalurmeßeinrichtung und Manometer, beidseitig verschließbar
durch Gewindcverschlüsse mit Kapillareingang und Druckhalteventilausgang mit kantengerundetem
Quarzsand beschickt. Sodann wurde die Sandschütlung mittels einer Hochdruckpumpe mit Formationswasser gesättigt und durch einen Thermostaten die gewünschte
Temperatur eingestellt. Es folgten die Permeabilitätsmessung
und anschließend die Rohölsättigung, wobei gleichzeitig der Haftwassergehalt bestimmt
wurde. Nunmehr setzte das Wasserfluten mit einer Flutgeschwindigkeit von ca. 3 m/d ein. Nach Einfluten
von ca. 1,5 PV Formationswasser, wobei ein Verwässerungsgrad von 98 bis 100% erzielt wurde, wurde
das Tensid als Slug injiziert. Es folgten als Slug die Polymcrlc
;ung (0,4 PV) und ca. 3,0 PV Formationswasser. Tensid-, Polymer- und das anschließende Nachfluten mit
Formalionswasser erfolgten mit einer Flutgeschwindigkeit von ca. 1 m/d.
Die Lagerstättentemperatur betrug 47°C, ihr Druck 60 bai, die Porosität der künstlichen Formation ca. 47%,
ihre Permeabilität ca. 120OmD und ihr Haftwassergehallca.25%.
Das Formationswasser enthielt ca. 20% NaCl, 0,1% KCI. 1,2% CaCI2 und 0,4% MgCI2. Als Polymer
diente Hydroxiethylcellulose (0,25%, gelöst in Formationswasser, Viskosität bei 25°C ca. 60 mPa s). Als Rohöl
wurde ein paraffinbasisches öl mit ri$ 1,486,
dln = 0,863 g/cm3 und ι/χ 19 m Pa-s verwendet.
Als Tensidlösung wurden 0,2 PV einer 6,6%igen Dispersion
von carboximethyliertem Nonylphenoloxethylat mit 5,5 Molen Etyhlenoxid/Mol in Formationswasser
eingesetzt. Der Carboximethylierungsgrad betrug ca. 70%, die PIT der betreffenden Rohölemulsion 48° C.
Durch das Wasserfluten wurde eine Entölung von 75% erreicht, die sich nach weiteren 13 PV nach Beginn
des Tensidflutens um 23% auf 98% Gesamtentölung steigern ließen. Während des Transportes der durch das
Tensid erzeugten ölbank wurde ein mittlerer Druckgradient von 0,6 bar/m gemessen.
Beispiel 2
(Vergleichsbeispiel)
(Vergleichsbeispiel)
Bei praktisch identischen Bedingungen, Substanzen und Verfahrensschritten wie in Beispiel 1, jedoch bei
einer eingestellten Lagerstättentemperatur von 56° C (PIT betrug wie im Beispiel i 48"C) wurde dieses Vergleichsbeispiel
durchgeführt Durch Wasserfluten wurde eine Entölung von 73% erreicht, die nach weiteren
1,4 PV nach Beginn des Tensidflutens sich auf 99% Gesamtentölung steigern ließen. Jedoch wurde hierbei ein
mittlerer Druckgradient von 41 bar/m gemessen.
Ein solcher Druckgradient würde bei Übertragung in das Feld zu Drucken weit oberhalb des petrostatischen
Druckes führen und damit den Einsatz der Tenside bei der tertiären Erdölförderung ausschließen.
Bei praktisch identischen Bedingungen, Substanzen und Verfahrensschritien wie im Vergleichsbeispiel 2
(Lagerstättentemperatur 56°C), jedoch mit einem carboximethylierten
Nonylphenoloxethylat mit 5,9 Molen Ethylenoxid/Mol wurde dieses Beispiel durchgeführt.
Die PIT betrug hierbei 580C. Der Entölungsgrad nach dem Wasserfluten mit 75% ließ sich durch das Tensidfluten
auf 99% erhöhen, wobei der mittlere Druckgradient einen Wert von 0,7 bar/m annahm.
Beispiel 4
(Vergleichsbeispiel)
(Vergleichsbeispiel)
Bei praktisch identischen Bedingungen, Substanzen und Verfahrensschritten wie im Beispiel 1, jedoch mit
einem 0,4 PV Tensidslug von carboximethyliertem Fettalkohol-(Ci2-C|4)-oxethylat
mit 4,5 Molen Ethylenoxid/ Mol. 5,5%ig dispergiert in Formationswasser (PlT 530C) und einer Lagerstättentemperatur von 56°C wurde
dieses Beispiel durchgeführt. Durch Wasserfluten wurde eine Entölung von 77% bewirkt, die sich nach
weiteren 1,4 PV durch das Tensidfluten auf 99% steigern ließen. Der mittlere Druckgradient stieg hierbei
auf 23 bar/m.
Dieses Beispiel wurde bei Bedingungen und Verfahrensschritten sowie mit Substanzen wie im Vergleichsbeispiel 4 (PIT 53°C) durchgeführt. Als Lagerstättentemperatur
wurde jedoch hierbei ein Wert von 49°C eingestellt. Die Entölung durch Wasserfluten betrug
76%, die durch das folgende Tensidfluten weitere 22%. Gegenüber Vergleichsbeispiel 4 wurde hier ein mittlerer
Druckgradient von nur 0,7 bar/m gemessen.
Beispiel 6
(Vergleichsbeispiel)
(Vergleichsbeispiel)
Bei praktisch identischen Bedingungen und Verfahrensschritten sowie mit Substanzen wie im Beispiel 3,
jedoch bei einer Lagerstättentemperatur von 44°C (PIT 58° C, also 14° über Lagerstättentemperatur) wurde dieses
Beispiel durchgeführt. Der Entölungsgrad nach dem Wasserfluten betrug 77%. Durch das Tensid ließ er sich
auf 94% steigern, wobei zunächst 10% des Tertiäröls emulsionsfrei und weitere 7% in Form einer o/w-Emulsion
gefördert wurden. Der mittlere Druckgradient während des Transportes der ölbank lag hier bei
0,6 bar/m.
Hierzu 2 Blatt Zeichnungen
Claims (1)
1. Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer uruerirdischen Lagerstätte
mittlerer oder hoher Salinität durch Einpressen einer 1 bis 20%igen Lösung oder Dispersion in
Formationswasser von carboximethylierten Oxethylaten der Formel:
Priority Applications (9)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19813134530 DE3134530C2 (de) | 1980-09-10 | 1981-09-01 | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
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EP82105950A EP0073894B1 (de) | 1981-09-01 | 1982-07-03 | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
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YU01965/82A YU196582A (en) | 1981-09-01 | 1982-08-31 | Process for extracting naphtha from underground deposits |
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Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE3033926 | 1980-09-10 | ||
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