DE3503533A1 - Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten - Google Patents
Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampfflutenInfo
- Publication number
- DE3503533A1 DE3503533A1 DE19853503533 DE3503533A DE3503533A1 DE 3503533 A1 DE3503533 A1 DE 3503533A1 DE 19853503533 DE19853503533 DE 19853503533 DE 3503533 A DE3503533 A DE 3503533A DE 3503533 A1 DE3503533 A1 DE 3503533A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- steam
- injected
- generating agent
- foam
- ethyl
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Description
Müller, Schupfner & Gauger Texaco Development Corp.
Patentanwälte T-003 85 DE S/H/GO
(D 77.99O-C1-F)
Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer untertägigen Lagerstätte mittels Dampffluten
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur q Gewinnung von Kohlenwasserstoffen mittels Dampffluten
aus einer untertägigen Lagerstätte, durch welche mindestens eine Injektionsbohrung und mindestens eine Förderbohrung
niedergebracht sind.
Wird in eine Erdöl-Lagerstätte Dampf injiziert, so ist der Dampf bestrebt, in der Lagerstätte
nach oben zu wandern, während Kondensat und Erdöl wegen des Dichte-Unterschieds der Fluide dazu tendieren,
nach unten abzuwandern. Allmählich bildet sich hierdurch 20
eine Dampf"override"-Zone aus, indem der injizierte
Dampf den oberen Bereich der Lagerstätte bestreicht, jedoch den unteren Bereich der Lagerstätte unberührt
läßt. Der injizierte Dampf folgt dem Weg des geringsten
Widerstandes durch die Injektionsbohrung zur Förder-25
bohrung hin. So wird der injizierte Dampf mehr und mehr
in Bereiche der Lagerstätte mit hoher Permeabilität einströmen, wodurch die Permeabilität dieser Bereiche weiter
erhöht wird. Dieses Phänomen tritt bei niedrigen Injektionsgeschwindigkeiten und mächtigen Formationen noch stär-30
ker auf, und die Beeinträchtigung durch diese Dampf"override"-Zonen
verstärkt sich mit größeren Radialabständen von der Injektionsbohrung, da die Dampfströmung mit
steigendem Radius der Dampfzone sinkt.
Wenn auch die Restölsättigung in dem vom Dampf bestrichenen Bereich bis herab auf 10 % absinken kann, verbleibt
der Durchschnittswert der Restölsättigung in der Lagersätte bei einem wesentlich höheren Wert infolge der unzureichenden
Vertikalausförderung. Wegen der Ausbildung von Dampf"override"-Zonen ist beim Dampffluten die Ausförderung
der Lagerstätte im vertikalen Schnitt ungleichmäßig, d.h. die vertikale Konformation der Lagerstätte ist
unbefriedigend.
Seit langem ist es ein Anliegen der Ölindustrie, die vertikale Konformation beim Dampffluten zu verbessern, indem
die Permeabilität der vom Dampf bestrichenen Zonen durch verschiedene Maßnahmen herabgesetzt wird. Es wurde ver-
IQ sucht, eine Reihe von Chemikalien, wie beispielsweise
Schäume, Schaumlösungen, gelierende Lösungen oder verstopfende" bzw. ausfällende Lösungen einzusetzen. Wegen
der Gefahr der Beschädigung der Lagerstätte wird es als wichtig erachtet, zur Herabsetzung der Permeabilität in
2Q den Dampf"override"-Zonen Mittel einzusetzen, deren Wirkung
reversibel ist. Aus diesem Grund sind Mittel zur Blockierung der Fließkanäle in der Lagerstätte unerwünscht.
Um mit Erfolg die Fließrichtung des Dampfes zu ändern und die vertikale Konformation zu verbessern,
sollte die injizierte Chemikalie die folgenden Eigenschaften aufweisen:
(a) stabil bei hohen Temperaturen im Bereiche von etwa 149 bis etwa 36O0C,
(b) wirksam in der Herabsetzung der Permeabilität „Λ in den vom Dampf bestrichenen Zonen,
(c) nicht die Lagerstätte schädigend und
(d) wirtschaftlich.
In der Literatur werden zahlreiche Schäummittel offenbart, welche zur Herabsetzung der Permeabilität in den
vom Dampf bestrichenen Bereichen eingesetzt werden. Die
Schäummittel des Standes der Technik erfordern bei der Injektion von Dampf und Schäummittel die Injektion eines
nicht-kondensierbaren Gases zur Schaumbildung. Die US-Patentschriften 3 366 175 und 3 376 924 beschreiben zur
Unterstützung der Förderung die Injektion eines Dampfschaumes in einer Kohlenwasserstoff-Lagerstätte an der
Grenzfläche zwischen den Kohlenwasserstoffen und der Gaskappe. Die US-Patentschriften 3 410 344 und 3 994
beschreiben den Einsatz von Mitteln, die mit Dampf Schaum erzeugen zur Herabsetzung der Permeabilität in Dampfkanälen.
Bei diesen Mitteln handelt es sich um Polyethoxyalkanole und Alkylarylsulfonate. Der Einsatz von ähnlichen
Tensiden wie beispielsweise Natriumlaurylsulfoacetat und Alkylpolyethylenoxidsulfat sind in den US-Patentschriften
4 088 190 und 4 113 011 als Schäummittel in Kohlendioxid-Schäumen offenbart. Die US-Patentschrift
4 018 278 beschreibt den Einsatz von sulfonierten, ethoxylierten Alkoholen oder Alkylphenolen in Tensidflut-Lösungen
ohne die Anwendung von Dampf.
Eine Reihe von auf dem Markt befindlichen Schäummitteln wurde von Erdölfirmen in Feldversuchen auf ihre Eignung
beim Dampffluten untersucht. Hierbei handelt es sich
u.a. um Stepanflo ^ 30 der Stepan Chemical Co., Suntech^
IV der Sun Oil, Thermophoam ^ BWD der Färbest Co. und
COR ® -180 der Chemical Oil Recovery Co..US-Patentschrift
4 086 964 beschreibt den Einsatz von Ligninsulfonaten als Schäummittel, und die US-Patentschrift 4 393 937 beschreibt
OQ den Einsatz von alpha-Olefinsulfonaten als Schäummittel.
Auch in GB-PS 2 095 309 sind alpha-Olefinsulfonate als
Schäummittel offenbart.
Laboratoriums- und Feldversuche von Stepanflo ® sind in
„ der SPE-Veröffentlichung Nr. 10774, "The Laboratory
Development and Field Testing of Steam/Noncondensible
Gas/Foams for Mobility Control in Heavy Oil Recovery", Richard E. Dilgren et al, veröffentlicht anläßlich
des California Regional Meeting der SPE in San Francisco,
25. bis 26. März 1982, und im Journal of Petroleum Technology, Juli 1982, Seite 1535 ff. Das gleiche Journal of
Petroleum Technology diskutiert auch Untersuchungen an Thermophoam ^BWD. Weiter Informationen von Untersuchungen
an Thermophoam ^ BWD sind veröffentlicht in Department of Energy Publications DOE/SF-10761-1, -2 und -3.
Untersuchungen der COR ^ -180-Schäummittel der Chemical
Oil Recovery Co. sind in der SPE-Veröffentlichung Nr.11806
von R.L.Eson beschrieben. Der Titel dieser Veröffentlichung lautet: "Improvement in Sweep Efficiencies in Thermal Oil-Recovery
Projects Through The Application of In-Situ Foams". Diese Veröffentlichung wurde beim Internationalen
Symposium on Oil Field and Geothermal Chemistry in Denver, 1. bis 3. Juni 1983, vorgetragen. Sie sind in den Department
of Energy-Berichten Nr. DOE/SF/10762-1, -2 und -3
enthalten.
Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung bestand darin, geeignete Schäummittel für das Dampffluten bereitzustellen,
die Vorteile gegenüber den bekannten Schäummitteln aufweisen.
In Lösung dieser Aufgabe wird ein Verfahren bereitgestellt, das dadurch gekennzeichnet ist, daß man ein mit
Dampf Schaum erzeugendes Mittel der allgemeinen Formel
RO(R'O)nR"SO3~M (1),
worin R eine verzweigte oder lineare Alkylgruppe mit etwa 15 bis etwa 21 Kohlenstoffatomen in der Alkylkette,
-R' Ethyl oder Propyl, η einen durchschnittlichen
Wert von etwa 2 bis etwa 5, R'' Ethyl, Propyl, Hydroxypropyl oder Butyl und M ein Alkalimetall- oder Ammoniumion
bedeuten. Die neuen erfindungsgemäß eingesetzten Mittel sind ohne die gleichzeitige Injektion von nichtkondensierbaren
Gasen wirksam.
10
10
Die neuen mit Dampf Schaum erzeugenden Mittel sind hochwirksam zur Herabsetzung der Permeabilität von dampfdurchströmten
Zonen. Diese neuen Schäummittel besitzen eine Affinität zu Lagerstättenbereichen von hoher Permeabilität
und niedriger Ölsättigung. Werden sie in solchen Bereichen eingesetzt, vermögen sie die Permeabilität
der von Dampf durchströmten Zonen wesentlich herabzusetzen und zwingen hierdurch den Dampf, in andere Bereiche
der Lagerstätte einzuströmen.
Die neuen Schäummittel besitzen die allgemeine Formel
RO(R'O)nR"SO3"M+ (1),
worin R eine verzweigte oder lineare Alkylgruppe mit etwa 15 bis. etwa 21 Kohlenstoffatomen in der Alkylkette, R'
Ethyl oder Propyl, vorzugsweise Ethyl, n einen Durchschnittswert von etwa 2 bis etwa 5, vorzugsweise etwa 3
bis etwa 4, R''Ethyl, Propyl, Hydroxypropyl oder Butyl und M ein Alkalimetall- oder Ammoniumkation bedeuten.
Es werden bevorzugt Kationen der Alkalimetalle Natrium, oU
Lithium und Kalium eingesetzt, η ist ein Durchschnittswert.
Die erfindungsgemäß eingesetzten Schäummittel haben in der Regel variierende Ethoxylierungsgrade.
Diese neuen Schäummittel sind stabil bei hohen Temperao
türen, wie sie beim Dampffluten auftreten (149 bis 316 C).
Sie verbleiben nicht in der Lagerstätte und schädigen diese nicht. Sie werden ohne nicht-kondensierbare Gase eingesetzt.
Ihre Anwendung bietet daher beträchtliche wirtschaftliche Vorteile gegenüber den Schäummitteln
des Standes der Technik, die nur mit signifikanten Mengen eines nicht-kondensierbaren Gases zum Einsatz kommen
.
Im folgenden sind die Strukturformeln von erfindungsge-1.0 roäß eingesetzten Schäummitteln angeführt. Die drei bevorzugten
Schäummittel sind die Mittel (2), (3) und (4), entsprechend den Nummern des jeweiligen Beispiels. Ihre
Herstellungskosten sind wesentlich niedriger als die Herstellungskosten bekannter Schäummittel, welche zusätzlich
noch den Einsatz wesentlicher Mengen nicht-kondensierbarer Gase erforden. Wenn auch diese bevorzugten
Schäummittel lineare gesättigte Alkylgruppen als R-Substituenten aufweisen, so wird ausdrücklich darauf hingewiesen,
daß die gesättigten Alkylgruppen auch ver-2Q zweigt sein können.
CH3
CH3(CH2)15_ig(OCH2CH2J3-O-CH-CH2SO3Na (2),
CH3 CH3(CH2)15_17(0CH2CH2)4-0-CH-CH2S03Na (3),
CH3 CH3(CH2) 17 (0CH2CH2)3-0-CH-CH2SO3Na (4) ,
Das Gemisch aus Dampf und Schäummittel ist in der Lage, eine beträchtliche Herabsetzung der Permeabilität
zu bewirken, wenn es in Lagerstättenbereiche mit hoher Permeabilität injiziert wird. Die vertikale Konformation
wird signifikant verbessert, gleichgültig ob das mit Dampf Schaum erzeugende Mittel in die Lagerstätte gleich
zu Beginn der Dampfinjektion, vor dem Durchbrechen des Dampfes an der Förderbohrung oder nach dem Durchbrechen
des Dampfes an der Förderbohrung in die Lagerstätte injiziert
wird. Bevorzugt erfolgt die Injektion des Schäummittels kurz nach Beginn der Dampfinjektion und
kurz vor dem Durchbrechen des Dampfes an der Förderbohrung. Im ersten Falle, wenn Schäummittel und Gas kurz
nach Beginn der Dampfinjektion injiziert werden, wird dies die Ausbildung enger Dampfkanäle verhindern. Die
Injektion des Schäummittels vor dem Durchbrechen des Dampfes an der Förderbohrung wird die Zeit bis zum Durchbrechen
des Dampfes verzögern und den Dampf über einen weiteren Bereich in der Nähe der Förderbohrung bzw. der
Förderbohrungen verteilen.
Die erfindungsgemäß eingesetzten Schäummittel werden auch dann mit Erfolg eingesetzt, wenn der Dampf bereits
2Q an der Förderbohrung bzw. den Förderbohrungen durchgebrochen
ist und bereits Dampf"override"-Zonen niedriger
Ölsättigung existieren. In einer solchen Situation jedoch muß das Schäummittel in größeren Konzentrationen
und größeren Mengen eingesetzt werden, um die Permeabi-
2g lität in einem vom Dampf bereits bestrichenen Bereich
herabzusetzen. Im allgemeinen muß das Gemisch aus Dampf und Schäummittel mit einem höheren Druck in die Lagerstätte
injiziert werden als der zuvor injizierte Dampf, damit der Schaum eine hinreichende Strecke in die Be-
oo reiche hoher Permeabilität einwandern kann. Der Injektionsdruck
muß jedoch niedriger sein als der Druck, der die Lagerstätte aufbricht. Anderenfalls wird die Lagerstätte
geschädigt.
__ Das Schäummittel und der Dampf sollten in einem solchen
Gemisch injiziert werden, daß das Schäummittel etwa
0,01 % bis etwa 5 %, vorzugsweise etwa 0,02 % bis etwa 1,5 % des Dampfgewichts (bezogen auf kaltes Wasser) ausmacht.
Die Qualität des injizierten Dampfes soll etwa "im Bereiche von 20 % bis etwa 90 % liegen. Eine höhere
Konzentration des Schäummittels ist im allgemeinen erforderlich, wenn der Bereich der Lagerstätte bereits eine
beträchtliche Zeit zuvor mit Dampf durchströmt wurde. Hier sind individuelle Untersuchungen erforderlich, um
die Konzentration des Schäummittels im Dampf bezogen auf die jeweilige Situation zu bestimmen, da die gesteigerte
Wirksamkeit des Schäummittels, bedingt durch die erhöhte Konzentration des Schäummittels, rasch einen Punkt erreicht,
bei dem die Wirtschaftlichkeit des Verfahrens nicht mehr gegeben ist. Es können auch zusätzliche Tenside
eingesetzt werden, vorausgesetzt, daß sie nicht wesentlich die Schaumbildung behindern.
Zwei Konditionen werden in einer Dampf"override"-Zone
überwiegen, insbesondere in einer gut ausgebildeten "override"-Zone. Die Dampf-Strömung in dieser Zone wird
gegenüber anderen Bereichen der Lagerstätte relativ hoch sein, da die überwiegende Menge des Dampfes diese Zone
durchströmen wird. Weiterhin wird die Restölsättigung in dieser Zone wegen des kontinuierlichen Ausflutens mit
Dampf relativ niedrig sein.
Eine der besonders erwünschten Eigenschaften der mit Dampf Schaum erzeugenden Mittel ist die Eigenschaft,
daß das Schäummittel besonders gut in einem Bereich mit Q0 niedriger Restölsättigung und bei einer hohen Dampfströmung
wirkt. Die erfindungsgemäß eingesetzten neuen Schäummittel weisen diesen wesentlichen Vorteil auf, indem
sie eine ausgesprochene Affinität zu Bereichen mit geringer Ölsättigung und hoher Dampfströmungsgeschwindig-
O1_ keit, wie dies in den Beispielen ausgewiesen ist, haben.
ob
Bei dem erfindungsgemäßen Einsatz der neuen Schäummittel konnte weder ein chemischer noch ein physikalischer Abbau
derselben in der Lagerstätte bei den Temperaturen der Dampfinjektion festgestellt werden. Diese Schäummittel
erwiesen sich thermisch und hydrolytisch stabil. Die untersuchten Schäume blieben bis zu drei Tagen wirksam. Da
die Schäummittel jedoch schließlich ausgefördert werden, ist es notwendig,kontinuierlich in die Bereiche der Lagerstätte
mit hoher Permeabilität zu injizieren. Abkühlungsprobleme vermögen ebenfalls die Schaumstabilität
nicht zu beeinträchtigen. Dies liegt daran, daß der Schaum bevorzugt in die Bereiche hoher Permeabilität wandert,
welche als Dampf"override"-Zonen von Hause aus sehr heiß
sind. Die kühleren Bereiche der Lagerstätte sind die Bereiche niederer Permeabilität, welche der Schaum meidet.
Die folgenden Beispiele erläutern das erfindungsgemäß Verfahren.
Beispiele 1-11
Zur Prüfung der erfindungsgemäß eingesetzten Schäummittel u.a. im Vergleich zu einigen Schäummitteln des Standes
der Technik bei der Injizierung mit Dampf in Abwesenheit eines nicht-kondensierbaren Gases wurden Mehrfachansätze
in einer Schaum-Testapparatur durchgeführt. Eine lineare Zelle mit einer Länge von 90 cm und einem linearen
Durchmesser von 3,4 cm wurde mit Sand, öl und Wasser unter Einstellung einer Porosität von 0,4 und
einer Ölsättigung von 0,2 gepackt. Die Sandpackung wurde mit Dampf, 4 ml pro Minute, bezogen auf kaltes Wasser,
!5 so lange geflutet, bis kein öl mehr gefördert wurde. Der
Druckverlust bei der Dampfinjektion über die Länge der Zelle hin wurde gemessen und betrug in Beispiel 1 annähernd
0,8 bar. Sodann wurde eine hohe Konzentration von 6 % des aktiven Schäummittels (entsprechend einer
2Q etwa 1 %igen insitu-Konzentration in der wäßrigen Phase
der Zelle) mit Dampf bei annähernd 0,5 ml pro Minute injiziert. Der Druckverlust wurde kontinuierlich gemessen
und aufgezeichnet, sobald sich der Druckverlust stabilisiert hatte.
Beispiele 2, 3 und 4 zeigen Druckverluste über die Länge der Zelle hin etwa vom 11 bis 18fachen Wert des Druckverlustes,
welcher bei der Injektion mit Dampf allein erhalten wurde. Die drei Schäummittel (2), (3) und (4)
erwiesen sich als sehr wirksam.
Die Beispiele 5 und 6 wurden mit Schäummitteln durchgeführt,
die strukturell den erfindungsgemäß eingesetzten Schäummitteln recht nahe kommen, aber nicht von der
allgemeinen Formel (1) umfaßt werden.
Diese Schäummittel der Beispiele 5 und 6 wie auch die bekannten Schäummittel der Beispiele 7 bis 11 sind völlig
unwirksam, wenn sie mit Dampf injiziert werden ohne daß gleichzeitig nicht-kondensierbare Gase eingepreßt werden.
1 2 3 4 5 6 7 8
10 11
Schäummittel
nur Dampf Mittel (2) Mittel (3) Mittel (4) Mittel (5)
Mittel (6), Stepanflo Stepanflo Thermopho: Bioterge,
Suntech
0,8 8,3 12,8 7,7 0,8 0,8
30 0,8
0,8
BWD 0,8
AS-AO 0,8
IV 0,8
Mittel (5) - eine Verbindung der Formel
CEU
CH3(CH2)8
4-0-CH-CH2S03Na
Mittel (6) - eine Verbindung der Formel wie Mittel (3),
worin jedoch die Alkylgruppe R 12-H Kohlenstoffatome
enthält
30
Stepanflo
und 1390 - alpha-Olefinsulfonate der Stepan Chemical Co.
Thermophoam BWD-alpha-Olefinsulfonat der Färbest Co.
Bioterge AS-eO -alpha-Olefinsulfonat der Stepan Chemical Co.
SuntechR IV - SuIfonat 'der Sun Oil Co.
Beispiele 12 - 14
Es wurden weiterhin Untersuchungen entsprechend den Beispielen 1 bis 11 in einer Testapparatur mit zwei parallel
geschalteten linearen Zellen jeweils einer Länge von 90 cm durchgeführt. Die Mischung aus Dampf und Schäummittel
hatte dort die gleiche Möglichkeit, in jede der zwei Sandpackungen einzuströmen und diese zu durchströmen.
Eine der Zellen enthielt eine Sandpackung mit einer hohen Ölsättigung, nämlich einer Ölsättigung von annähernd
35 %. Zur Simulierung einer Dampf "override"-Zone enthielt
die zweite Zelle eine Sandpackung mit niedriger Ölsättigung, nämlich einer Ölsättigung von etwa 20 %.
Wurde nun der Dampf injiziert, so strömte die überwiegen- ^g de Menge des Dampfes durch die Zelle mit der Sandpackung
niedriger ölsättigung, die eine höhere Permeabilität aufwies. Wurde jedoch der Dampf mit den Schäummitteln (2)
und (3) in einer Konzentration von etwa 6 Gew.% injiziert (entsprechend einer etwa 1%igen insitu-Konzentraon
tion in der wäßrigen Phase der Zelle), strömte der Großteil des injizierten Dampfes durch die Sandpackung mit
hoher Ölsättigung und niedriger Permeabilität. Die Ergebnisse dieser Untersuchungen sind in Tabelle II zusammengestellt
.
nur Dampf Mittel (2) Mittel (3) |
TABELLE II | injiziert durch Ölsättigung |
jede Zelle hohe Ölsättigung |
|
Beispiel | % Dampf, niedrige |
28,3 58,5 84,6 |
||
12 13 14 |
71,7 41,5 15,4 |
|||
Claims (1)
- Müller, Schupfner & Gauger Texaco Development Corp. Patentanwälte ' T-003 85DE S/GO(D 77,99O-C1-F)...J'V
Patentansprüche1. Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen mittels Dampffluten aus einer untertägigen Lagerstätte, durch welche mindestens eine Injektionsbohrung und mindestens eine Förderbohrung niedergebracht sind, dadurch gekennzeichnet, daß man ein mit Dampf Schaum erzeugendes Mittel der allgmeinen FormelRO(RO) R"SO "M+n Jeinsetzt, worin R eine verzweigte oder lineare Alkylgruppe mit etwa 15 bis 21 Kohlenstoffatomen in der Alky!kette, R' Ethyl oder Propyl, η einen durchschnittlichen Wert von etwa 2 bis etwa 5, R'' Ethyl,Propyl, Hydroxypropyl oder Butyl und M+ ein Alkali-20metall- oder Ammoniumion bedeuten.2. Verfahren nach Anspruch 1,dadurch gekennzeichnet,daß man zu Beginn des Dampfflutens oder am Ende oder 25im Verlauf des Dampfflutens in die Injektionsbohrung ein Gemisch von Dampf und etwa 0,01 bis etwa 5 Gew.%, bezogen auf das Gewicht des Dampfes in dem injizierten Gemisch, des mit Dampf Schaum erzeugenden Mittels der in Anspruch 1 angegebenen Formel injiziert.3. Verfahren nach Anspruch 2,dadurch gekennzeichnet, daß man das Gemisch in eine Dampf "override"-Zone injiziert.INSPECTEDA. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß man ein mit Dampf Schaum erzeugendes Mittel der Formel des Anspruches 1 einsetzt, worin R eine Alkylgruppe mit 16 bis 18 Kohlenstoffatomen, R' Ethyl, η ein durchschnittlicher Wert von etwa 3 bis etwa A, R" Propyl und M Natrium ist.5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3,dadurch gekennzeichnet, daß man ein mit Dampf Schaum erzeugendes Mittel der Formel des Anspruches 1 einsetzt, worin R eine Alkylgruppe mit 16 bis 20 Kohlenstoffatomen, R' Ethyl, n ein durchschnittlicher Wert von etwa 3, Rft Propyl und M Natrium ist.6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man die Konzentration des mit Dampf Schaum erzeugenden Mittels im Dampf mit Erhöhung der Dampf-Injektionsgeschwindigkeit erhöht.7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man das mit Dampf Schaum erzeugende Mittel mit Dampf kurz nach dem Beginn des Dampfflutens injiziert.8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet,or. daß man das mit Dampf Schaum erzeugende Mittel mit ουDampf unmittelbar vor dem Durchbrechen des Dampfes an einer Förderbohrung injiziert.9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6,__ dadurch gekennzeichnet, oodaß man das mit Dampf Schaum erzeugende Mittel mit Dampf nach dem Durchbrechen des Dampfes an einer Förderbohrung injiziert.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US57669284A | 1984-02-03 | 1984-02-03 | |
US06/638,918 US4540049A (en) | 1984-02-03 | 1984-08-08 | Method of improving steam flood conformance with steam flooding agents without a non-condensable gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE3503533A1 true DE3503533A1 (de) | 1985-08-08 |
Family
ID=27077045
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19853503533 Withdrawn DE3503533A1 (de) | 1984-02-03 | 1985-02-02 | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4540049A (de) |
CA (1) | CA1230475A (de) |
DE (1) | DE3503533A1 (de) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4637466A (en) * | 1986-04-03 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with carboxylate steam foaming agents |
US4702317A (en) * | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
US4860828A (en) * | 1988-06-01 | 1989-08-29 | The Dow Chemical Company | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations |
US5172763A (en) * | 1991-08-30 | 1992-12-22 | Union Oil Company Of California | Steam-foam drive |
NO178243C (no) * | 1993-06-23 | 1996-02-14 | Berol Nobel Ab | Overflateaktivt middel, fremgangsmåte ved dets fremstilling og anvendelse |
US5550696A (en) * | 1995-01-27 | 1996-08-27 | International Business Machines Corporation | Magnetic recording disk having textured test band for controlling texture in the slider landing zone |
GB2343952B (en) * | 1998-11-18 | 2000-11-08 | Breed Automotive Tech | Pendulum mass acceleration sensor |
US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
WO2015135777A2 (en) * | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Basf Se | Method for the production of oil and/or gas |
MX2019000363A (es) | 2016-07-12 | 2019-06-24 | Dow Global Technologies Llc | Composicion formadora de espuma para recuperacion de petroleo asistida por vapor. |
CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3376924A (en) * | 1965-10-01 | 1968-04-09 | Continental Oil Co | Foam drive for secondary recovery |
US3366175A (en) * | 1965-10-01 | 1968-01-30 | Continental Oil Co | Secondary recovery process in a gas cap reservoir |
US3412793A (en) * | 1966-01-11 | 1968-11-26 | Phillips Petroleum Co | Plugging high permeability earth strata |
US3410344A (en) * | 1966-07-25 | 1968-11-12 | Phillips Petroleum Co | Fluid injection method |
US4018278A (en) * | 1974-11-25 | 1977-04-19 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations |
US3994345A (en) * | 1974-12-05 | 1976-11-30 | Phillips Petroleum Company | Method of recovering oil using steam |
US4068717A (en) * | 1976-01-05 | 1978-01-17 | Phillips Petroleum Company | Producing heavy oil from tar sands |
US4088190A (en) * | 1977-02-10 | 1978-05-09 | Union Oil Company Of California | Carbon dioxide foam flooding |
US4113011A (en) * | 1977-03-07 | 1978-09-12 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery process |
US4086964A (en) * | 1977-05-27 | 1978-05-02 | Shell Oil Company | Steam-channel-expanding steam foam drive |
US4175618A (en) * | 1978-05-10 | 1979-11-27 | Texaco Inc. | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process |
US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
-
1984
- 1984-08-08 US US06/638,918 patent/US4540049A/en not_active Expired - Fee Related
-
1985
- 1985-01-02 CA CA000471279A patent/CA1230475A/en not_active Expired
- 1985-02-02 DE DE19853503533 patent/DE3503533A1/de not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4540049A (en) | 1985-09-10 |
CA1230475A (en) | 1987-12-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE3210673C2 (de) | ||
DE3503532A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten | |
EP0207312B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischem Speichergestein | |
DE3105913C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten | |
DE3503533A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten | |
DE2543239A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus untertaegigen formationen | |
DE2823000C2 (de) | Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0047370B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0073894B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE3415569A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenstoffen aus einer unterirdischen formation | |
DE3024865A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischen formationen | |
DE3307712A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein | |
DE2443070A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formation | |
DE2853470A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen oellagerstaette | |
DE2409080A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von viskosem erdoel | |
DE3122839A1 (de) | Flutungsverfahren mit hilfe einer gegen die einwirkung von scherkraeften stabilisierten emulsion | |
DE4030014A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus lagerstaetten und mittel zur durchfuehrung des verfahrens | |
DE3622240C2 (de) | Verfahren zur Ölgewinnung aus unterirdischen Lagerstätten | |
DE3828736C2 (de) | Verfahren zur Ölgewinnung | |
DE2917534A1 (de) | Verfahren zur gesteigerten erdoelgewinnung | |
DE3644385A1 (de) | Verfahren zur erhoehten gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten | |
DE3634644C2 (de) | ||
EP0272405B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte durch Tensidfluten | |
EP0058871B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0088206B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8141 | Disposal/no request for examination |