DE3415569C2 - Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation - Google Patents

Description

Die Erfindung betrifft eine verbesserte Ölgewinnung. Insbesondere befaßt sich die Erfindung mit einem Verfahren zur Verbesserung der Ölgewinnung durch Wasserdampfinjektion.

Viele Kohlenwasserstoffe sind zu dick, um aus unterirdischen Erdöl enthaltenden Formationen ohne Hilfe gewonnen werden zu können. Diese Kohlenwasserstoffe sind entweder das Restöl, das in einem erschöpften Reservoir zurückgeblieben ist, oder bestehen aus frischen schweren Kohlenwasserstoffen. Diese schweren Kohlenwasserstoffe können unter Verwendung von Wasserdampf gewonnen werden, durch welchen die Formation erhitzt wird, die Viskosität der Kohlenwasserstoffe herabgesetzt wird und das Fließen der Kohlenwasserstoffe in Richtung auf eine Produktionsbohrung gesteigert wird. Nach einem anfänglichen Wasserdampfinjektionsdurchbruch an der Produktionsbohrung folgt die Wasserdampfinjektion vorzugsweise dem Weg des Durchbruchs. Daher ist die gesamte Menge der Formation, die durch die Wasserdampfinjektion ausgespült wird, begrenzt. Im Handel erhältliche grenzflächenaktive Mittel wurden bisher zusammen mit Wasserdampf zur Erzeugung einer Wasserdampf/Schaum-Flutung injiziert. Die grenzflächenaktiven Mittel bilden einen Schaum, der das Fließen des Wasserdampfes in den Teil der Formation hemmt, welcher nur eine restliche Ölsättigung enthält. Die restliche Ölsättigung wird als das immobile Öl definiert, das in diesem Teil des Reservoirs zurückbleibt, das von dem Wasserdampf ausgespült worden ist. Dadurch wird der Wasserdampf dazu gezwungen, die wiedergewinnbaren Kohlenwasserstoffe aus den weniger erschöpften Teilen des Reservoirs in Richtung auf die Produktionsbohrung oder die Produktionsbohrungen zu treiben.

DE 32 10 673 A1 beschreibt ein Verfahren bei dem für die Erdöl-Förderung aus unterirdischen Lagerstätten mit Hilfe eines Dampf-Schaums ein Gemisch von Dampf und einem oberflächenaktiven Mittel, welches in der Hauptsache ein Olefinsulfonat enthält, angewendet wird. Gegebenenfalls kann auch ein Elektrolyt und ein nicht kondensierbares Gas eingesetzt werden.

US 3 721 707 beschreibt die Herstellung von organischen Sulfonsäureoligomeren, die als oberflächenaktive Mittel wirken sollen.

US 3 412 793 beschreibt das Blockieren von Erdschichten, wobei darin ein Schaum gebildet wird und ein kondensierbares Gas als Gasphase verwendet wird.

Aus US 4 086 964, US 4 161 217 und dem Artikel von Robert T. Johansen und Robert L. Berg ("Chemistry of Oil Recovery", AGS Symposium Series 91, American Chemical Society, (1979), Preface Seiten ix und x) ist die Injektion eines nichtkondensierbaren Gases in eine Einspritzbohrung bekannt.

Um die Extraktion von Kohlenwasserstoffen aus einer Formation zu maximieren, ist es äußerst zweckmäßig, hervorragende schäumende grenzflächenaktive Mittel zur Verfügung zu haben, welche das Fließen des Wasserdampfes in einer Wasserdampfzone hemmen, die nur eine restliche Ölsättigung enthält. Ferner ist es zweckmäßig, die grenzflächenaktiven Mittel in einem Wasserdampf/Schaum-Gewinnungsverfahren einzusetzen, durch welches das Fließen des Wasserdampfes in die Zone gehemmt wird, die nur das Restöl enthält, und das Fließen des Dampfes in die Zone zu erhöhen, welche die wiedergewinnbaren Kohlenwasserstoffe enthält. Es ist jedoch zweckmäßig, daß nicht das Fließen der gewinnbaren Kohlenwasserstoffe in der Wasserdampfzone gehemmt wird, die eine Ölsättigung aufweist, die größer ist als die Restölsättigung.

Durch die Erfindung wird ein Schaum/grenzflächenaktives Mittel/Wasserdampf-Verfahren zur Wiedergewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation zur Verfügung gestellt. Das Verfahren besteht darin, eine Klasse von C₅-C₂₄-α-Olefinsulfonatdimeren als schäumende grenzflächenaktive Mittel in die Wasserdampfinjektion an wenigstens einer Injektionsbohrung einzuspritzen, um die Wiedergewinnung von Kohlenwasserstoffen aus wenigstens einer Produktionsbohrung zu erhöhen. Die überlegenen Schäumungseigenschaften der α-Olefinsulfonatdimeren erhöhen die Spülwirkung des Wasserdampfes durch die Formation hindurch. Dies erhöht die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen an der Produktionsbohrung. In unerwarteter Weise ist durch die Kombination aus Schaum/grenzflächenaktivem Mittel und Wasserdampf eine weitere Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus den mit Restöl gesättigten Teilen der Formation möglich, die nur mit Wasserdampf durchspült worden sind. Die schäumbare Mischung aus Wasserdampf, grenzflächenaktivem Mittel und nichtkondensierbarem Gas wird in die Formation an einer Injektionsbohrung injiziert und in Richtung auf die Produktionsbohrung verschoben.

Schäumende grenzflächenaktive Mittel für eine Wasserdampfinjektion lassen sich durch Vergleiche verschiedener Eigenschaften der Schäume einstufen. Diese Eigenschaften sind die Widerstandsfaktoren (R), die durch den Druckabfall in einem Schaumgenerator oder einem Sandpack unter gleichzeitigem Fließen von Wasserdampf und eines nichtkondensierbaren Gases und einer Sole unter den folgenden Bedingungen bestimmt werden: (1) bei einer Restölsättigung mit oder ohne grenzflächenaktivem Mittel und (2) bei einer mobilen Ölsättigung mit oder ohne grenzflächenaktivem Mittel. Die Widerstandsfaktoren sind in der Tabelle I definiert.

Ein hoher Wert von R₁ zeigt an, daß das grenzflächenaktive Mittel die Fähigkeit hat, einen Schaum zu erzeugen, der stark das Fließen des Wasserdampfes in einer Wasserdampfzone hemmt, die Restöl enthält. Dieser Parameter wurde bisher zur Untersuchung von grenzflächenaktiven Mitteln und Wasserdampfflutungen untersucht. Höhere R₁-Werte stehen für günstigere grenzflächenaktive Mittel. Ferner sind die Widerstandsfaktoren R₂ und R₃ auch wichtig zur Untersuchung der Wirkung der grenzflächenaktiven Mittel. Ein hoher Wert von R₂ zeigt an, daß das grenzflächenaktive Mittel einen wesentlich stärkeren flußhemmenden Schaum in einer Wasserdampfzone mit Restöl erzeugt als in einer Wasserdampfzone mit wiedergewinnbaren Kohlenwasserstoffen. Dies hat die Wirkung des Abblockierens des Teils der Formation, die von gewinnbaren Kohlenwasserstoffen freigespült worden ist, wobei die zusätzliche Wasserdampfinjektion gezwungen wird, die gewinnbaren Kohlenwasserstoffe in Richtung auf die Produktionsbohrung zu treiben. Die R₃-Werte sollten sich 1 nähern und vorzugsweise weniger als 1 sein. Ein R₃-Wert von weniger als 1 zeigt an, daß das grenzflächenaktive Mittel selbst die Fähigkeit hat, tatsächlich das Fließen von gewinnbaren Kohlenwasserstoffen in der Wasserdampfzone im Vergleich zum Fehlen eines grenzflächenaktiven Mittels zu verbessern. Hohe Werte von R₁ und R₂ sowie ein Wert von R₃ von weniger als 1,0 zeigen daher an, daß die günstigsten grenzflächenaktiven Mittel Wasserdampf von der erschöpften Zone des Reservoirs ableiten und das Wachstum der Wasserdampfzone beschleunigen, wodurch die Gewinnung von Rohöl in bezug auf eine gegebene Menge der Wasserdampfinjektion beschleunigt und erhöht wird.

Die erfindungsgemäß eingesetzten grenzflächenaktiven Mittel zeigen überlegene R₁-R₃-Werte gegenüber Standard-grenzflächenaktiven Mitteln. Die bekannten grenzflächenaktiven Mittel sind α-Olefinsulfonate mit einer Olefinkette von C₁₆-C₁₈.

Die erfindungsgemäß eingesetzten grenzflächenaktiven Mittel sind die Dimeren von α-Olefinsulfonaten, wobei die Monomeren eine Kohlenstoffkettenlänge von C₅ bis C₂₄ besitzen, mit anderen Worten, daß das Dimere eine Kettenlänge von C₁₀-C₄₈ aufweist. Die Dimeren, die auf die Monomeren von C₁₁-C₂₀-α-Olefinsulfonaten zurückgehen, sind bevorzugt. Die Dimeren von C₁₅-C₂₀-α-Olefinsulfonaten werden am meisten bevorzugt. Mischungen der Dimeren können zur Optimierung der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer jeweiligen Formation verwendet werden. Die Dimeren können nach jedem bekannten Verfahren hergestellt werden. Beispielsweise sind die Dimeren der Monomeren komplexe Mischungen von Verbindungen, die durch Erhitzen der Monomeren auf eine Temperatur von oberhalb ungefähr 110°C hergestellt werden (vgl. die US-PS 3 721 707). Aus Zweckmäßigkeitsgründen wird die Mischung als α-Olefinsulfonatdimere bezeichnet. Natürlich kann ein spezifisches Dimeres ausgehend von einem spezifischen Monomeren hergestellt werden.

Die Injektions- und Produktionsbohrungen können in jedem Muster angeordnet sein. Beispielsweise kommen eine Zweistellen-, Dreistellen-, reguläre Vierstellen-, verdrehte Vierstellen-, Fünfstellen-, Siebenstellen-, invertierte Siebenstellen- oder ähnliche Bohrung in Frage. Geeignete Muster werden auch in "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" von Forrest F. Craig, Jr., Society of Petroleum Engineers of AIMEE, 1971, auf Seite 49 beschrieben. Vorzugsweise ist die Injektionsbohrung von Produktionsbohrungen umgeben, d. h. es handelt sich um reguläre Vierstellen- und Fünfstellen-Muster.

Jede Standardmethode zur Erzeugung eines Schaums aus Wasserdampf und grenzflächenaktivem Mittel ist erfindungsgemäß geeignet. Übliche nichtkondensierbare Gase sind Stickstoff, Kohlendioxid, Kohlenmonoxid oder Luft.

Wahlweise können die in der US-PS 4 086 964 beschriebenen Methoden angewendet werden. Ferner kommen die in den US-PS 4 085 800 und 3 412 793 beschriebenen Methoden in Frage, die im Zusammenhang mit Formationen angewendet werden können, die Zonen mit einer hohen Durchlässigkeit enthalten und/oder gegenüber einer Kanalbildung zugänglich sind. In diesen Formationen werden die Zonen mit höherer Durchlässigkeit verstopft, um die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus den Zonen mit geringerer Durchlässigkeit zu steigern.

Der Schaum wird durch Erhitzen von Wasser auf seinen Siedepunkt unter dem Formationsdruck (100°C oder höher) unter Bildung von Wasserdampf erzeugt. Für kalifornische Schwerölreservoirs liegt die Wasserdampftemperatur in typischer Weise zwischen 120 und 205°C. Es werden 80% oder weniger des injizierten Wassers in Wasserdampf umgewandelt. Der Rest wird als heißes Wasser injiziert. Vorzugsweise wird dann das grenzflächenaktive Mittel in einer möglichst kleinen Menge in den Wasserdampf injiziert, um die Ölgewinnung zu steigern. Das grenzflächenaktive Mittel macht 0,1 bis 1% der flüssigen Phase des Wasserdampfes aus. Ein nichtkondensierbares Gas wird in den Wasserdampf in der Weise injiziert, daß die Zusammensetzung der Gasphase zwischen 1 und 50 Volumenprozent des nichtkondensierbaren Gases und zwischen 99 und 50 Volumenprozent Wasserdampf beträgt. Der Wasserdampf mit dem grenzflächenaktiven Mittel und dem nichtkondensierbaren Gas wird in eine Injektionsbohrung mit einer Geschwindigkeit eingespritzt, die sich nach den Reservoircharakteristika und dem Muster der Bohrung richtet. In typischer Weise wird der Wasserdampf in jede Injektionsbohrung mit ungefähr 500 Barrel pro Tag (BPD) Äquivalent kaltem Wasser injiziert. Gegebenenfalls kann das Wasser, das den Wasserdampf bildet, andere Additive enthalten, die seine Eigenschaften verbessern, wie Zunderinhibitoren, co-grenzflächenaktive Mittel oder dgl. Das Wasser kann auch Salze enthalten.

Das Verfahren wird in der folgenden Weise durchgeführt, um die Betriebskosten auf einem Minimum zu halten. Zunächst wird eine erste Portion Wasserdampf in die Formation während einer Zeitspanne injiziert, die dazu ausreicht, eine Wasserdampfzone und eine Heißwasserzone in der unterirdischen Formation zu bilden, welche die Kohlenwasserstoffe enthält. Die Wasserdampfinjektion wird solange fortgesetzt, bis der Wasserdampf an der Produktionsbohrung durchschlägt. Dabei wird das mobile Öl in dem von Wasserdampf ausgespülten Teil der Formation gewonnen. Anschließend wird eine zweite Portion aus Wasserdampf, grenzflächenaktivem Mittel und nichtkondensierbarem Gas injiziert. Diese Portion transportiert den Wasserdampf von der Zone des Durchschlagens weg und zwingt ihn zu einem Ausspülen der nichterschöpften Teile der Formation zur Gewinnung von weiteren Kohlenwasserstoffen. Ansätze aus Wasserdampf, grenzflächenaktivem Mittel und Gas können mit Ansätzen aus reinem Wasserdampf alternieren. Gegebenenfalls können die Ansätze zusammensetzungsmäßig von einem Ansatz zu dem nächsten in der Weise gesteuert werden, daß ein glatter Übergang möglich ist oder eine kontinuierliche Injektion von Wasserdampf, grenzflächenaktivem Mittel und Gas durchgeführt werden kann. Abschließend wird reiner Wasserdampf injiziert, um den größten Teil der Formation auszuspülen.

Beispiele

Die Dimeren werden mit anderen grenzflächenaktiven Mitteln nach der Methode der rostfreien Stahlwollepackungsmethode zur Untersuchung ihrer Wirkungsweise verglichen. Wasserdampf/Schaum-Fließtests werden in einem mit rostfreier Stahlwolle gepackten Behälter mit einem Durchmesser von 6 mm und einer Länge von 60 mm, der eine Sole (1% NaCl+500 ppm CaCl₂) sowie Kern River-Rohöl enthält, bei einer Temperatur von 205°C getestet. Die Gasphase des erzeugten Schaums besteht aus gleichen Volumina Wasserdampf und Stickstoff (40 ccm pro Minute insgesamt unter den eingehaltenen Bedingungen). Die Fließgeschwindigkeit der flüssigen Phase beträgt 3,25 ml/min, wobei diese Phase ungefähr 0,5 Gew.-% aktives Sulfonat enthält. Die Ergebnisse gehen aus der Tabelle II hervor.

Tabelle II

Die Werte R₁, R₂ und R₃ werden sowohl für im Handel erhältliche als auch für experimentelle grenzflächenaktive Mittel erhalten. Drei Klassen von Sulfonaten werden getestet: Alkylarylsulfonate, α-Olefinsulfonate und α-Olefinsulfonatdimere (Tabelle II). Die α-Olefinsulfonate und Sulfonatdimeren liefern bessere R₁-Werte als die Alkylarylsulfonate, während die Dimeren signifikant bessere Werte R₂ und R₃ sowohl gegenüber den Alkylarylsulfonaten als auch den α-Olefinsulfonaten ergeben.

Weitere Vergleiche werden unter Anwendung der Sandpackmethode durchgeführt. Wasserdampffließtests werden bei 205°C in einem Rohr mit einem Durchmesser von 18 mm und einer Länge von 150 mm, das mit 0,103 mm (140 mesh) Ottawa-Sand gefüllt ist, durchgeführt. Diese Sandpacks werden mit einem Kern River-Rohöl und Wasser gesättigt. Die Druckabfälle werden in den Sandpacks bei Restölsättigung sowie in Gegenwart einer Sättigung mit beweglichem Öl gemessen. Die Messungen erfolgen mit und ohne 0,5% grenzflächenaktivem Mittel in der flüssigen Phase. Die Gasfließgeschwindigkeit beträgt 40 ccm pro Minute und die Gaszusammensetzung 20 Volumenprozent Stickstoff und 80 Volumenprozent Wasserdampf. Die Fließgeschwindigkeit der flüssigen Phase beträgt ungefähr 3,25 mm/min. Die Widerstandsfaktoren werden für die in der folgenden Tabelle III zusammengefaßten grenzflächenaktiven Mittel berechnet:

Tabelle III

Die Ergebnisse der Tabelle III zeigen deutlich, daß die Dimeren von α-Olefinsulfonaten den im Handel erhältlichen Standard-α-Olefinsulfonaten überlegen sind.

Claims (3)

1. Verfahren zum Gewinnen von Kohlenwasserstoffen aus mit Restöl gesättigten Teilen einer unterirdischen Formation, die von wenigstens einer Injektionsbohrung und wenigstens einer Produktionsbohrung durchdrungen ist, dadurch gekennzeichnet, daß Wasserdampfgemisch in eine Injektionsbohrung eingespritzt wird, wobei das Wasserdampfgemisch zu 80% und weniger aus Wasserdampf, aus Wasser und einem alpha-Olefinsulfonatdimeren besteht und

• a) das Dimere ein alpha-Olefinsulfonat mit einer Monomerkettenlänge von C₅-C₂₄ ist,
• b) das eingesetzte Dimere 0,1 bis 1% der Wasserphase des Dampfgemisches ausmacht, und
• c) ein übliches nichtkondensierbares Gas in das Wasserdampfgemisch in einer Menge von 1 Vol.% bis 50 Vol.% der Dampfphase vor der Injektion des Wasserdampfgemisches in die Injektionsbohrung eingespritzt wird, der Wasserdampf in Richtung auf die Produktionsbohrung verdrängt wird und Kohlenwasserstoffe aus einer Produktionsbohrung gewonnen werden.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das eingesetzte grenzflächenaktive Mittel des Dimeren eines alpha-Olefinsulfonats mit einer Monomerkettenlänge von C₁₁ bis C₂₀ ist

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die aus einem alpha-Olefindimeren bestehenden, grenzflächenaktiven Mittel in ihrer Salzform oder in der Säureform eingespritzt werden.