DE3722711A1 - Verbessertes oelgewinnungsverfahren mit mischbarem gas unter verwendung eines mit oel und sole vertraeglichen, vorgeformten schaumes - Google Patents

Description

Die Erfindung betrifft ein verbessertes Verfahren zur Ölgewinnung aus einer Erdöl tragenden Formation. Insbesondere betrifft sie die Verbesserung der Produktion von Öl aus einer Erdöllagerstätte, wobei ein nicht kondensierbares, mischbares Gas verwendet wird, um die Mobilität des Öls durch die Lagerstätte zu verbessern, und ein stabiler Schaum, der mit den Fluiden der Lagerstätte einschließlich fossilem Gas, Öl und Wasser oder Sole verträglich ist, wird mit dem Gas eingespritzt, um den Gasdruck zu weniger durchlässigen ölreichen Bereichen der Lagerstätte zu leiten.

Es ist insbesondere Aufgabe der Erfindung, einen vorgeformten Schaum zu schaffen, der verträglich ist mit dem Öl und Solegehalt der Erdöl enthaltenden Lagerstätte, in welche ein nicht kondensierbares, mischbares Gas wie beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff oder Methan eingeblasen worden ist, um die Ölverdrängung zu unterstützen. Derartige Gase verringern die Viskosität des natürlich vorkommenden Öls und pressen die Lagerstätte nach, um den Strom des Erdöls von wenigstens einem Injektionsbrunnen oder einer Einpreßsonde zu wenigstens einem Gewinnungsbrunnen zu erhöhen. Von diesen mischbaren Gasen ist bekannt, daß sie eine verringerte Viskosität des Erdöls durch ihre wechselseitige Beeinflussung erbringen, aber wegen der Inhomogenität der meisten Erdformationen für die drei Phasen Gas, Öl und Wasser sind zusätzliche Einrichtungen erforderlich, um das Gas zu steuern, um einen Druckverlust in stark durchlässigen Kanälen oder "Fingern" zu vermeiden, die in dem Lagerstättengestein ausgebildet sind. Ein "Fingern" von Gas in relativ stark durchlässige Gas-, Wasser- oder Solekanäle wirkt störend auf die Injektinsprofile des Treibgases in der Formation oder Lagerstätte ein, da im wesentlichen nicht der gleiche Gasdruck verfügbar ist, um die Fluide durch die weniger durchlässigen ölreichen Bereiche der Formation oder der Lagerstätte zu bewegen. Derartige Druckverlustkanäle können ebenfalls erzeugt werden durch Gravitätseffekte der Gase geringer Dichte, welche dazu neigen, das Gas in die oberen Bereiche der Formation steigen zu lassen, so daß es Öl- und Wasserkanäle in dem unteren Teil der Formation überlagert.

Um derartige Injektions- oder Einpreßprofile zu steuern entweder infolge eines "Fingers" oder einer Gravitätsüberlagerung, wurde vorgeschlagen, Schaum zu verwenden auf die gleiche Weise, wie er verwendet wird zur Verbesserung des Einpressens von Dampf zur Erhöhung der Ölgewinnung. Bei der Verwendung eines nicht kondensierbaren, mischbaren Gases jedoch (anstelle eines kondensierbaren Dampfes) ist die Herstellung und Aufrechterhaltung eines wirksamen Schaumes in einem Dreiphasenflüssigsystem schwierig, insbesondere wenn die Salzkonzentration des Wassers in der Formation (fossiles Grundwasser oder eingespritztes Wasser) dazu führt, den Schaum zu zerstören oder dessen anfängliche Bildung zu verhindern. Demgemäß ist es eine besondere Aufgabe der Erfindung, einen Schaum zu schaffen, der verträglich ist mit der Mischung aus Lagerstättenöl und Sole und der vorgeformt werden kann, bevor er in die Lagerstätte eingespritz wird. Ein derartiger Schaum ist eine Mischung aus dem nicht kondensierbaren Gas, einer Sole, die vergleichbar ist mit der in der Lagerstätte, und einem α-Olefinsulfonat (AOS), das 8 bis 24 Kohlenstoffatome aufweist, wobei die Anzahl der Kohlenstoffatome ausgewählt wird in Übereinstimmung mit dem Salzgehalt der Sole. Im Gegensatz zu den im Stand der Technik bekannten Verfahren zur Bildung eines Schaums unter Verwendung von AOS als Schaummittel mit Wasser und Gas und wobei ein AOS mit höherem Molekulargewicht verwendet worden ist mit höheren Salzkonzentrationen in der Sole wurde gefunden, daß zur Ausbildung eines stabilen oder beständigen Schaums in derartigen Solen der Kohlenstoffgehalt des AOS ausgewählt sein muß gemäß einem umgekehrten Verhältnis zwischen dem Salzgehalt und dem Kohlenstoffgehalt des AOS. Insbesondere wurde gefunden, daß in Solen mit einer höheren Salzkonzentration AOS mit weniger als 12 Kohlenstoffatomen wünschenswert ist. In Solen mit einer geringeren Salzkonzentration ist ein AOS mit wenigstens 12 Kohlenstoffatomen wünschenswert. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Schaum vorgeformt aus einem nicht kondensierbaren Gas, beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff oder Methan und Mischungen daraus, und einer Sole, die ähnlich ist der in der Lagerstätte, und das effektive α-Olefinsulfonat hat einen Kohlenstoffgehalt von 10 bis 16 Kohlenstoffatomen. In der am meisten bevorzugten Ausführungsform weist der Schaum auf: In Solen mit einer Salzkonzentration von wenigstens 10 Gew.-% hat die effektive Menge des AOS 10 Kohlenstoffatome; in Solen mit einem Salzgehalt von 2 bis 10 Gew.-% weist die effektive Menge des AOS 12 Kohlenstoffatome auf; und in Solen mit einer Salzkonzentration von nicht mehr als 2 Gew.-% weist die effektive Menge des AOS 14 Kohlenstoffatome auf.

In einer bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens zur verbesserten Ölgewinnung unter Verwendung eines vorgeformten Schaumes wird ein Teil des nicht kondensierbaren, mischbaren Gases vermischt mit einer Sole mit einem Salzgehalt, der ähnlich ist dem der öltragenden Formation oder Lagerstätte, und mit einem α-Olefinsulfonat, das erfindungsgemäß ausgewählt wurde. Die Fluide werden in einen Brunnen eingespritzt oder eingeblasen, der in die Formation oder Lagerstätte eintritt, und entweder in einen Schaum vorgeformt vor der Einleitung in einen Brunnen oder durch geeignete Mischung der Bestandteile, wenn der Schaum durch den Brunnen in die Formation gepumpt wird. Das Volumen des vorgeformten Schaumes ist ausreichend, um eine stabile oder beständige Bank aus Schaum innerhalb der Formation aufzubauen, und insbesondere eine, die in die mehr durchlässigen Bereiche der Formation in ausreichender Menge und mit ausreichender Stabilität eintreten kann, um den Schaum aufrechtzuerhalten, wenn anschließend mit dem nicht kondensierbaren, mischbaren Gas Druck aufgebracht wird. Die Angemessenheit der Schaumbank kann bestimmt werden durch die Produktion oder Gewinnung von Öl durch wenigstens einen Gewinnungsbrunnen, zu welchem das Öl durch kontinuierlichen Druck getrieben wird, so daß reduziertes Wasser und Einblasgas an dem Gewinnungsbrunnen ankommen.

Bisher wurde vorgeschlagen, ein nicht kondensierbares, mischbares Gas wie beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff, Methan oder dgl. zum Stimulieren der Ölgewinnung aus einer Erdöllagerstätte zu verwenden. Derartiges Gas wird in wenigstens einen Brunnen eingeblasen und Erdöl wird von wenigstens einem anderen Brunnen gewonnen, der die gleiche Lagestätte durchsetzt. Im allgemeinen weisen diese Gase einen relativ niedrigen kritischen Punkt auf, welcher die Temperatur bedeutet, über der das Gas nicht in eine Flüssigkeit komprimiert werden kann. Derartige Gase sind wenigstens teilweise lösbar in dem Öl. Da diese Gase, obwohl sie nicht kondensierbar sind, in der Tat lösbar oder mischbar im Öl sind, werden sie von dem Erdöl absorbiert, entweder um die Viskosität des Öls zu reduzieren oder dessen Bewegung durch die Lagerstätte zu erhöhen, und zur gleichen Zeit treibt der erhöhte Druck des Gases verbleibendes Erdöl in der Lagestätte zu einem oder mehreren Gewinnungsbrunnen.

Wie bei allen verbesserten Ölgewinnungsverfahren ist die Lagerstätte völlig ungleichförmig, wurde anfänglich als geologisches Bett ausgebildet und hat dann Öl und Gas eingeschlossen (gewöhnlich durch Verdrängen von Wasser) über den geologischen Zeitraum. Infolge der Heterogenität der Lagerstätte und primär infolge des Einschlusses von Ton- Schiefermaterial in den Sedementbetten ist die Durchlässigkeit für Flüssigkeitsströme durch die Lagerstätte über deren ganze Struktur sehr unterschiedlich. Ferner ist die Durchlässigkeit der Lagerstätte für die Ströme jeder der Komponenten Öl, Gas und Wasser häufig wesentlich verschieden in verschiedenen Teilen der Lagerstätte. Im allgemeinen ist die Durchlässigkeit der Lagerstätte oder der Formation wesentlich größer für Gas als für Öl oder Wasser. Daraus resultiert, daß das eingeblasene Gas dazu neigt, "Finger" durch die Lagerstätte zu bilden und primär infolge der Dichtunterschiede durch obere Teile der Lagerstätte. Dies erzeugt eine Gravitätstrennung, die bekannt ist als "Schwerkraftüberlagerung" ("gravity override") des Gases, so daß dieses dazu neigt, umgeleitet zu werden oder durch die Lagerstätte zwischen dem Einblasbrunnen und dem Gewinnungsbrunnen durchzubrechen. Ferner kann Wasser ebenfalls bevorzugte Strömungswege und ähnlich Umleitungen für Öl in weniger durchlässigen Bereichen der Erdformation erzeugen. Es ist natürlich höchst wünschenswert, daß das eingeblasene Gas auf die Fluide der Formation oder Lagerstätte wie ein kolbenartiges Verschiebungsmittel einwirkt, so daß alle Fluide im wesentlichen mit derselben Rate durch die Formation bewegt werden. Deshalb wird wünschenswerterweise das "Injektionsprofil" für das Gas an allen Punkten der Lagerstätte so gleich wie möglich gemacht.

Es wurde bislang vorgeschlagen, Schaum auf die gleiche Weise zu verwenden, wie er bei dampfunterstützten Ölgewinnungsverfahren verwendet wird, um das Injektionsprofil über die ganze Formation oder Lagerstätte gleich zu machen. Der eingespritzte Schaum neigt dazu, gasdurchlässigere Bereiche der Formation zu blockieren, so daß der Dampf- oder Gasdruck umgeleitet wird auf Öl in weniger durchlässigen Kanälen der Formation. Es tritt jedoch ein besonderes Problem bei den meisten Erdformationen deshalb auf, da das fossile Grundwasser relativ salzhaltig ist, d. h. das Wasser oder die Sole weist einen relativ hohen Salzgehalt verglichen mit Frischwasser auf. Ferner variiert der Solegehalt wesentlich zwischen geologischen Provinzen (beispielsweise Kalifornien gegenüber Golfküste oder Felder in der Mitte des Kontinents) als auch von Feld zu Feld und von Formation zu Formation. Abhängig von der geologischen Formation, der Umgebung, in welcher das Öl ursprünglich erzeugt oder im Gestein aufgenommen ist, das als Reservoir dient, kann der Salzgehalt der Sole variieren von 1 Gew.-% oder weniger bis zu Wasser, das im wesentlichen mit Salz gesättigt ist, d. h. mehr als 12 Gew.-% aufweist. Derartige Unterschiede im Salzgehalt des Formationswassers hängen davon ab, ob das erzeugte Öl in im wesentlichen frischem Wasser, wie beispielsweise Uferbetten, in Seen oder Flüssen enthalten ist, die relativ salzfrei sind. Ein höherer Salzgehalt der Sole kann gefunden werden, wenn das Öl aufgenommen ist in Riffen, die Salzbetten enthalten, oder längs des Randes von Salzdomen, wo über geologische Zeitalter das Wasser durch die Lösung von Salz gesättigt worden ist.

Infolge der großen Variationsbreite des Salzgehaltes wurde gefunden, daß es schwierig ist, einen Schaum sowohl zu bilden als auch aufrechtzuerhalten, welcher in der Anwesenheit derartiger Solen stabil bleibt. Ferner kann der Ölgehalt der Formation ebenfalls die Ausbildung von Schaum verhindern, oder einen derartigen Schaum schnell zusammenbrechen zu lassen, wenn er mittels eines herkömmlichen Schäumungsmittels, beispielsweise mit α-Olefinsulfonat, in Sole oder Wasser gebildet und in eine Lagerstätte unter Verwendung eines nicht kondensierbaren mischbaren Treibgases eingeleitet wird.

Als besonderer Unterschied gegenüber dem Stand der Technik wird erfindungsgemäß ein stabiler Schaum aus dem nicht kondensierbaren, mischbaren Gas, wie beispielsweise dem Gas gebildet, das in einem verbesserten Ölgewinnungsverfahren in ein Reservoir eingeblasen wird, und aus einem oder mehreren α-Olefinsulfonaten, welche wirksam sind, den Schaum zu bilden, der stabil oder beständig bleibt in Kontakt mit den Fluiden des Reservoirs einschließlich Erdöl, und Wasser gebildet, das im Salzgehalt vergleichbar ist mit Wasser, das in dem Reservoir anwesend ist.

Gemäß einem Aspekt der Erfindung wird ein Verfahren zur Verbesserung der Gewinnung von Erdöl aus einer Erdöl enthaltenden Formation während des Einblasens eines nicht kondensierbaren Gases geschaffen, das wenigstens teilweise eine Mischbarkeit in dem Öl aufweist, durch wenigstens zeitweises Einspritzen einer vorgeformten Schaumzusammensetzung in das Reservoir, die gebildet ist aus α-Olefinsulfonaten (AOS) und einer Sole, die ähnlich ist zu der des Wassers in dem Reservoir. Der vorgeformte Schaum ist vorzugsweise eine Mischung aus dem nicht kondensierbaren Gas, der Sole und einer effektiven Menge des α-Olefinsulfonats mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen. Die Anzahl der Kohlenstoffatome der AOS-Bestandteile wird wünschenswerterweise ausgewählt in Übereinstimmung mit dem Salzgehalt der Sole, so daß bei höheren Salzkonzentrationen das AOS weniger als 12 Kohlenstoffatome und bei geringeren Salzkonzentrationen mindestens 12 Kohlenstoffatome aufweist. In einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das nicht kondensierbare Gas CO₂, N₂, CH₄ und Mischungen aus diesen Gasen.

Wenn die Salzkonzentration der Sole wenigstens 10 Gew.-% aufweist, hat die effektive Menge des AOS vorzugsweise 10 Kohlenstoffatome und die C₁₀-Komponente des AOS ist wenigstens 10% der wäßrigen Phase des vorgeformten Schaumes. Alternativ dazu ist die Konzentration des AOS mit 10 Kohlenstoffatomen wenigstens 0,1 Gew.-% der wäßrigen Phase. Wenn die Salzkonzentration der Sole nicht größer ist als etwa 2 Gew.-%, hat die effektive Menge des AOS 14 Kohlenstoffatome.

Vorzugsweise übersteigt die flüssige Volumenfraktion des vorgeformten Schaumes nicht etwa 50%; mehr bevorzugt ist, wenn die flüssige Volumenfraktion zwischen 5% und 50% liegt, und am meisten bevorzugt zwischen etwa 10% und 30%.

Gemäß einem anderen Aspekt der Erfindung umfaßt sie ein Verfahren zur verbesserten Ölgewinnung aus einer Öl tragenden Formation, wobei ein mischbares, nicht kondensierbares Gas eingeblasen wird, um die Formationsfluide unter Druck zu setzen und/oder die Mobilität des Öls in der Formation durch Vorformung eines stabilen Schaumes aus einem Teil des mischbaren Gases, einer Sole, die einen Salzgehalt aufweist, der im wesentlichen gleich ist zu dem des Wassers in der Formation, und einem α-Olefinsulfonat, das verträglich ist mit der Sole, zu verbessern. Der Schaum, der in Anwesenheit des Öls in der Formation stabil ist, wird durch wenigstens eine Brunnenbohrung eingespritzt, die die Formation durchdringt, und zwar mit einem ausreichenden Volumen, um eine im wesentlichen kontinuierliche Bank aus dem stabilen Schaum zwischen dem mischbaren Gas und den Durchlässigkeitskanälen für Gas, Öl und Wasser durch die Formation aufrechtzuerhalten. Gas wird dann in die Formation eingeblasen, um den Schaum durch diese Kanäle zu treiben und die Gewinnung von Öl aus wenigstens einem Erzeugungsbrunnen, der die Formation durchsetzt, zu verbessern.

In einer bevorzugten Ausführungsform ist das a-Olefinsulfonat derart ausgewählt, daß es 8 bis 24 Kohlenstoffatome in dem Olefin aufweist, das verträglich ist mit dem Salzgehalt in der Sole, die den Schaum bildet. In einer Sole mit einem Salzgehalt, der 10 Gew.-% übersteigt, hat die α-Olefinsulfonatkomponente 10 Kohlenstoffatome. In einer Sole mit einem Salzgehalt von nicht mehr als 2 Gew.-% hat das α-Olefinsulfonat 14 Kohlenstoffatome.

In Übereinstimmung mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird das α-Olefinsulfonat derart ausgewählt, daß es 12 Kohlenstoffatome in dem Schaum aufweist, der gebildet wird aus der Sole, die eine Salzkonzentration von 2 bis 10 Gew.-% aufweist.

Weitere Merkmale und Vorteile der Erfindung werden ersichtlich aus der nachfolgenden detaillierten Beschreibung der erfindungsgemäßen Verfahren unter Bezugnahme auf die Zeichnung und die Beispiele, die einen integralen Teil der vorliegenden Erfindung bilden.

Es zeigt

Fig. 1 einen schematischen Schnitt durch einen Einspritzbrunnen, der eine Erdöllagerstätte, die aus einer Sedimentformation gebildet ist, durchsetzt. Ein mischbares, nicht kondensierbares Gas und ein stabiler Schaum werden durch einen Einspritzbrunnen eingespritzt, um den Druck auf die fossilen Fluide in weniger durchlässigen Bereichen der Formation zu vergrößern, um die Ölgewinnung aus einem Erzeugungsbrunnen, der die Formation ebenfalls durchsetzt, zu verbessern.

Fig. 2 ein schematisches Flußdiagramm einer Testanordnung zur Erzeugung eines Schaumes in Anwesenheit von Öl und Wasser, die fossilen Flüssigkeiten in einem Reservoir repräsentieren, wobei Schaum gebildet wird zum Fluß durch einen durchlässigen Kern, so daß ein Schaumerzeuger, der einen derartigen Schaum bildet, bewertet werden kann hinsichtlich seines Wertes, um einem Zusammenbrechen des Schaums durch das fossile Öl und Wasser zu widerstehen und gasdurchlässige Wege zu blockieren und dadurch das Gasinjektionsprofil auf die Formationsfluide zu verbessern.

Die vorliegende Erfindung basiert wenigstens z. T. auf der Erkenntnis, daß die Erzeugung und Aufrechterhaltung eines Schaumes in einer Erdformation, die Wasser mit verschiedenem Salzgehalt und eine Ölzusammensetzung enthält, eine spezielle Abstellung auf den Schaumerzeuger Material erfordert, damit der Salzgehalt des Wassers oder der Sole nicht störend auf die Schaumerzeugung oder die Schaumstabilität einwirkt. Im Gegensatz zu normalen Erwartungen, was die Aktivität des Schäumungsmittels wie beispielsweise α-Olefinsulfonate betrifft, wurde gefunden, daß je höher qualitativ der Salzgehalt der Sole ist, je geringer die Anzahl der Kohlenstoffatome in derartigem AOS ist, das erforderlich ist, um einen stabilen oder beständigen Schaum zu machen, welcher in einer Umgebung von Öl, Gas und Wasser innerhalb der Formation Bestand hat. Eine derartige Dauerhaftigkeit ist insbesondere nützlich in Reservoiren, die einer unterstützenden Gewinnung unter Verwendung eines mischbaren, nicht kondensierbaren Gases, wie beispielsweise Stickstoff, Kohlendioxid oder Methan unterzogen werden. Ferner ist es wünschenswert, den Schaum mit einer gewünschten Flüssigkeitsfraktion oder Schaumqualität auszubilden, bevor er in die Formation eingespritzt wird mit einer größeren Erwartung, daß der Schaum beständig ist und dadurch eine Sperre bildet insbesondere in hochdurchlässigen Bereichen, wie solchen, durch welche ein Gasstrom infolge einer Gravitationsüberlagerung (gravity override) oder eines "Fingerns" strömt. Damit wird das eingeblasene Gas einen gleichen aber höheren Druck auf die geringer durchlässigen Kanäle vorwiegend in dem unteren Teil der Formation, die den größten Ölgehalt aufweisen, ausüben. Demgemäß wird eine erhöhte Ölproduktion erhalten aus einem Erzeugungsbrunnen, der dieselbe Formation durchsetzt.

Fig. 1 zeigt schematisch eine Anordnung zum Einspritzen des Schaumes in einen Einspritzbrunnen oder eine Einlaßsonde und die Formation. Eine Gasquelle unter relativ hohem Druck ist an jeden Einspritzbrunnen angeschlossen, welcher in der Praxis entweder ein zentraler Brunnen sein kann, der radial nach außen zu einer Gruppe von Erzeugungsbrunnen um den Einspritzbrunnen wirkt, oder der Einspritzbrunnen oder die Einlaßsonde kann einer oder eine von mehreren in einer Reihe sein, die eine "Front" zum Treiben von Öl durch die Formation zu einem oder einer Linie von Erzeugungsbrunnen bildet. In Fig. 1 sind ein einziger Einspritzbrunnen oder eine einzige Einlaßsonde und ein einziger Erzeugungsbrunnen des Systems gezeigt. Eine Gasquelle 10 führt ein mischbares, nicht kondensierbares Gas wie beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff oder Methan durch eine Rohrleitung 10 zu dem Einspritzbrunnen 12. Zur Veranschaulichung liefert ein Kompressor 14, der über einen Motor 16 angetrieben wird, das Gas mit einem gewünschten Druck an den Brunnen 12 durch einen Brunnenkopf 18 und ein Injektionsrohr 20. Das Gas wird durch eine Injektionsrohrleitung 24, die innerhalb eines Gehäuses 26 aufgenommen ist, zu der gewünschten Erdformation 22 geleitet. Die Injektionsleitung 24 kann innerhalb der Brunnenbohrung 12 in dem Gehäuse 26 oberhalb und unterhalb der Formation 22 über Dichtungsstücke 28 isoliert sein.

Wie vorstehend ausgeführt ist die Durchlässigkeit nahezu aller sedimentären Erdformationen, welche Erdöllagerstätten oder Erdölreservoire wie beispielsweise 22 bilden, von Natur aus inhomogen gegenüber einem Strom von fossilen Flüssigkeiten, Wasser, Öl und Gas. Jedes dieser Fluide neigt dazu, selektiv in durchlässigen Kanälen zu strömen, die den geringsten Widerstand gegenüber einem derartigen Strom aufweisen. Der Strömungswiderstand jeder der Fluide hängt primär von der Viskosität entweder durch oder zusammen mit den anderen Fluiden ab. Typischerweise ist die sich ergebende Durchlässigkeit für den Strom jedes Fluids verschieden in jeder Formation. Da Gase mobiler sind als Öl oder Wasser oder deren Mischungen, neigt ein eingeblasenes Gas im allgemeinen dazu, durch mehr durchlässige Gaskanäle oder "Finger" 30 der Formation 22 zu strömen, wie mit unterbrochenen Linien dargestellt ist. Dieser Gasstrom umgeht "dichtere" oder weniger durchlässige Zonen, in welchen die öldurchlässigen Durchgänge kleiner sind oder das Öl dichter an die Oberfläche des Gesteins gebunden ist. Insbesondere kann das Öl auch in Kontakt sein mit Ton- oder Schiefermaterial mit Sand- oder Kohlenstoffkomponenten, die die durchlässigen Kanäle bilden. Dieses "Fingern", das durch die Kanäle 30 angedeutet ist, oder eine "Gasüberlagerung" (gas override), wie sie durch die Fläche 32 an der Oberseite der Formation 22 angedeutet ist, bilden sich gewöhnlich aus, so daß große Bereiche des flüssigen Öls nicht ausreichend von dem eingeblasenen Gas unter Druck gesetzt werden. Daraus ergibt sich, daß Gas vorwiegend durch die Wege mit geringerem Widerstand wie durch die Gaskanäle 30 und 32 strömt. Dies stört das gewünschte Injektionsprofil für das Gas, das durch die unterbrochenen Linien 34 angedeutet ist, um eine kolbenartige Bewegung des Öls durch die Formation zu erzeugen.

Wie vorstehend ausgeführt, kann eine Störung des Injektionsprofils korrigiert werden durch Zugabe von besonderen Schaumbildungskomponenten zu dem eingeblasenen Gasstrom durch die Injektionsleitung 35. Für diesen Zweck werden ein Schaumerzeuger und Wassersolen zugeführt durch Behälter 36 und 38 durch Ventile 40 und 42 über eine Dosierpumpe 37 an den Schaumgenerator 44 und dann in die Injektionsleitung 35. Der Schaum kann der Formation zugeführt werden, indem er in dem Generator 44 mit dem Gas gebildet wird, bevor er in dem Brunnenkopf 18 eingespritzt wird. Für diesen Zweck ist ein Teil dieses Gasstromes von der Leitung 20 zu dem Generator 44 durch die Leitung 46 unter Kontrolle eines Ventils 48, um die gewünschte Schaumqualität (Gas/Flüssigkeitsverhältnis) auszubilden. Schaum kann ebenfalls gebildet werden in der Injektionsleitung 24, bevor er in Kontakt kommt mit Fluiden der Formation, beispielsweise durch Fließen der Lösung des Schaumerzeugers und des Gases durch Perforationen 50 und das untere Ende des Rohres 24. Ein derart nach der Injektion gebildeter Schaum fließt vorzugsweise mit dem Gas zu den gasdurchlässigen Kanälen 30 und 32. Er verschließt diese wirksam, so daß Gas in der Formation dann aufgeteilt wird, um den Druck auf die ölreichen Bereiche der Formation zu erhöhen. Das gewünschte Ergebnis ist angedeutet durch die relativ kolbenartige Bewegung der Front des mischbaren Gases, die mit unterbrochenen Linien 34 angedeutet ist.

In der gezeigten Darstellung wird Öl erzeugt oder gefördert aus einem benachbarten Förderbrunnen wie beispielsweise dem Brunnen 51 über eine Pumpe 53, die durch eine Saugstange 52 durch den Brunnenkopf 54 arbeitet. Die Schaumerzeuger-Zusammensetzung, die erfindungsgemäß hergestellt wurde, wird vorzugsweise als flüssige Lösung zugeführt, so daß sie aus den Behältern 36 und 38 und über die Pumpe 37 durch die Leitung 35 in einer gewünschten Rate dosiert werden kann, um mit Gas in Berührung zu gelangen, das in den Brunnenkopf 18 oder die Injektionsleitung 24 strömt.

Testvorrichtung

Es wird Bezug genommen auf Fig. 2, in welcher eine Testvorrichtung gezeigt ist, die geeignet ist zur Bewertung von Schaum, der aus Schaumerzeuger-Zusammensetzungen in Anwesenheit von Öl und Sole gebildet wird, die verschiedene Prozentsätze an Salzgehalt aufweist, um ein durchlässiges, Öl enthaltendes Gesteinsreservoir zu simulieren, das einer Injektion mit mischbarem Gas unterworfen wird. In der Vorrichtung wird das Gestein simuliert durch eine Packung aus Glasperlen 60 von bekannter Durchlässigkeit. Ein derartiger Kern ist in einem Autoklaven oder sichtbaren Druckbehälter 57 angeordnet, der geeignet ist zum Halten der Packung bei Reservoirtemperaturen und Drücken. Hitze kann über eine elektrische Heizvorrichtung 61 den eintretenden Fluiden zugeführt werden. Ein Druck wird aufgebracht über eine Gasquelle 63 mit beispielsweise Stickstoff oder Kohlendioxid. Temperaturen in der Größenordnung von 21°C bis 260°C (70°F bis 500°F) und bei Drücken von bis zu 68,95 MPa (10 000 psi) werden simuliert über die Heizvorrichtung 61 und die Gasdruckquelle 63. Fluide fließen selektiv durch den Zylinder 60 unter geeigneten Strömungsbedingungen. Die Strömungsanordnung weist eine Einlaß- und eine Auslaßeinrichtung, Rohre 62 und 72, zum Durchgang für Fluide einschließlich (a) wäßrige Flüssigkeiten, (b) Öl und (c) ein nicht kondensierbares Gas auf. Eine Differentialdruckzelle 59 schafft eine Einrichtung zum Messen des Druckverlustes über den Zylinder 60 während des Testdurchganges. In einer Ausführungsform war das Hauptbett 56 des Zylinders 60 ein hohler Zylinder von 12,24 cm (6 inch Länge), der gepackt war mit Glaskugeln von 70 bis 100 mesh (250-180 Mikrometer). Ihm vorgeschaltet und verbunden mit ihm war ein 7,62 cm (3 inch) langer Zylinder 55, der mit den gleichen Glaskugeln gepackt war, die als Schaumgenerator wirken. Eine Hochdruckdosierpumpe 67 für Flüssigkeit war mit der Leitung 68 eines Öl enthaltenden Gefässes 65 verbunden und diese Leitung war eingespeist in die Leitung 62 zwischen dem Schaumgenerator 55 und dem Hauptbett 56. Eine Auslaßleitung 52 aus dem Hauptbett 56 verläuft durch einen Rückschlagregulator 70 und in ein Flüssigkeitstrenngefäß 74. Gas aus dem Gefäß 74 wird durch einen Feuchtigkeitsmesser 53 geleitet, in welchem das Volumen gemessen wurde bei Standardtemperatur und Standarddruck. Eine Druckmeßvorrichtung wie beispielsweise ein Aufzeichnungsgerät 72 zeichnet den Differentialdruck auf, der über eine (DP)-Zelle 59 gemessen und über ein Meßgerät 71 angezeigt wird. Die Zelle 59 mißt die Druckdifferenz zwischen der Einlaßleitung 62 und der Auslaßleitung 72 des Hauptbettes 56.

Eine zweite Hochdruckdosierpumpe 80 für Flüssigkeiten wurde mit dem Gefäß 64 für die Lösung mit dem Schaumerzeuger und dem Gefäß 66 mit einer Sole verbunden, um eine wäßrige Lösung aus Schaumerzeuger zu bilden. Der Behälter 66 kann gefüllt werden mit einer Wasserlösung einschließlich einem Salz, um die Sole des Ölfeldes mit verschiedenen Konzentrationen zu simulieren. Der Auslaß der Pumpe 80 ist in eine T-Verbindung 81 eingeleitet, wo sich die Flüssigkeit mit einem nicht kondensierbaren Gas aus dem Behälter 63 durch ein Drucksenkungsventil 82 und durch die Gasstrommeßvorrichtung 83 vermischt. Die Kombination aus flüssigem Schaumerzeuger und nicht kondensierbarem Gas gelangt durch die Leitung 69 in den Einlaßraum des Schaumgeneratorzylinders 55. Alle Verbindungsleitungen in der vorstehend geschilderten Vorrichtung weisen einen Außendurchmesser von 6,3 mm (1/4 inch) auf.

Testverfahren

Die folgenden Experimente zeigen die Leistungsfähigkeit der erfindungsgemäßen Schaumzusammensetzungen, um eine erhöhte Ölgewinnung mit mischbarem Gas zu verbessern. Sie wurden folgendermaßen ausgeführt:

Der Ölvorratsbehälter 65 wurde mit dem Testöl gefüllt. Das Vorratsgefäß 64 für den Schaumerzeuger wurde mit einer wäßrigen Lösung aus dem Test-Schaumerzeuger gefüllt. Die wäßrige Lösung enthielt auch eine Sole mit einem in Erwägung gezogenen Salzgehalt, die von dem Tank 66 zugeführt wurde. Der Tank oder Behälter 63, der das nicht kondensierbare Gas für das Experiment enthielt, wurde mit dem Drucksenkungsventil 82 und dem Testbett 56 verbunden. Die Vorrichtung wurde auf die gewünschte Temperatur aufgeheizt. Nicht kondensierbares Gas wurde dann durch den Schaumzylinder 55 und das Haupttestbett 56 geleitet, um einen gewünschten Rückdruck auszubilden, der über die (DP)-Zelle 59 gemessen wurde. Dann wurde die Lösung aus dem Schaumerzeuger in das System mit einer berechneten Rate gepumpt, um ein gewünschtes Verhältnis von Gas zu Flüssigkeit (Schaumqualität) zu ergeben. Diese Mischung wurde dann durch den Schaumgenerator 55 und der sich daraus ergebende Schaum in das Hauptbett 56 geleitet. Der Druck, der sich durch Leitung dieses Schaumes durch das Bett aus gepackten Glasperlen entwickelte, wurde von der Druckzelle 59 ermittelt, gemessen und von dem Aufzeichnungsgerät 71 aufgezeichnet. Nach dem Durchgang durch das Rückschlagventil 70 wurde der Schaum in dem Flüssigkeitstrenngefäß 74 gesammelt, in welchem der Schaum zusammenbrach, und der gasförmige Anteil wurde durch den Feuchtigkeitsmesser 73 geleitet. Die Messung der Temperatur, des Gesamtdruckes, der Gasdurchflußrate, der Durchflußrate des Schaumerzeugers, des Druckverlustes und des austretenden Gasvolumens wurden aufgenommen und festgehalten. Als nächstes wurde eine Öldosierpumpe 67 gestartet und Öl wurde in die Schaumleitung 62 mit einer vorbestimmten Rate eingepumpt. Danach wurden die gleichen Messungen durchgeführt und zusätzlich wurde die Öldurchflußrate gemessen. Der Wert des Differentialdruckes nur mit Schaum, der durch das Testbett fließt, und dann mit Öl, das durch den Schaum fließt, ist gegeben als das Verhältnis R₂, welches berechnet wird als Hinweis auf die Anfälligkeit des Schaumes, zusammenzubrechen oder sich zu zersetzen, wenn er dem Ölstrom ausgesetzt ist. R₂ wird wie folgt berechnet:

wobei Δ p _Schaum der Differentialdruck mit Schaum ist, der aus einem Schaumerzeuger und einer Sole gebildet wurde, die durch das Bett fließt, und
Δ P _Öl Der Differentialdruck aus Öl und Schaum, die durch das Bett strömen, ist.

Beispiele

Es folgen Tabellen mit Werten, die mit der vorstehend geschilderten Vorrichtung und den Testverfahren für Solen und Öl von drei verschiedenen Ölfeldern erhalten wurden, wobei der Salzgehalt der Sole 15 Gew.-%, 3 Gew.-% bzw. 5 Gew.-% beträgt und das α-Olefinsulfonat unterschiedliche Mengen von Komponenten mit einer gleichen Anzahl von Kohlenstoffatomen aufweist. Je näher der Wert 1,0 ist, desto größer ist der Widerstand des Schaumes gegenüber dem Ölstrom durch den Schaum und demgemäß ist der Schaum stabiler gegenüber einem Zusammenbrechen oder Zersetzen bei einem Hindurchströmen des fossilen Grundwassers und des Öls des Reservoirs. Für vorstehende Messungen ist es höchst wünschenswert, daß Δ P, gemessen in Abwesenheit eines Ölstromes, größer sein muß als ein Überdruck von 138 KPa (20 psig) bei einer Pumprate von etwa 250 ml/min.

Tabelle I

Sole mit hoher Salzkonzentration (15%)

Tabelle II

Sole mit niedriger Salzkonzentration (3%)

Tabelle III

Sole mit mittlerer Salzkonzentration (5%)

Aus den vorstehenden Tabellen ist leicht zu verstehen, daß ein höherer Widerstand gegenüber einem Schaumzusammenbrechen oder einer Schaumzersetzung erhalten wird in einer Formation, in welcher eine Sole enthalten ist, die einen hohen (15%) Salzgehalt aufweist, wenn die effektive Menge des α-Olefinsulfonats vorwiegend 10 Kohlenstoffatome ist, gegenüber denen, die 8 oder 12 Kohlenstoffatome enthalten.

Bei Solen mit geringerem Salzgehalt (3%) ist bei einem Kohlenstoffgehalt von 12 bis 16 Kohlenstoffatomen der Schaum am widerständigsten gegen ein Brechen von Öl durch den Schaum.

In Solen mit mittleren Salzgehalt (5%) ist ein Kohlenstoffgehalt von 12 Atomen in dem Schaumerzeuger bevorzugt.

Während nur wenige Beispiele der Erfindung im einzelnen erläutert worden sind, sind Abweichungen und Veränderungen in der Zusammensetzung und dem Verfahren zur Herstellung des Schaums möglich, um eine Erdölgewinnung mit mischbarem Gas zu verbessern, und dies ist für den Durchschnittsfachmann klar. Demgemäß sind alle Modifizierungen und Änderungen als innerhalb des Bereichs der Erfindung anzusehen, wie sie durch die Ansprüche beansprucht wird.

Claims (18)

1. Verfahren zur Verbesserung der Gewinnung von Erdöl aus einer Öl enthaltenden Formation während des Einblasens eines nicht kondensierbaren Gases, das wenigstens eine teilweise Mischbarkeit in dem Öl aufweist, dadurch gekennzeichnet, daß wenigstens periodisch eine vorgeformte Schaumzusammensetzung in das Reservoir eingespritzt wird, die aus α-Olefinsulfonat (AOS) und Sole oder Wasser gebildet ist, daß der vorgeformte Schaum eine Mischung aus dem Gas, der Sole und einem α-Olefinsulfonat mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen ist, daß die Anzahl der Kohlenstoffatome in Übereinstimmung mit dem Salzgehalt der Sole ausgewählt ist, so daß bei höheren Salzkonzentrationen das AOS weniger als 12 Kohlenstoffatome und bei einer geringeren Salzkonzentration das AOS wenigstens 12 Kohlenstoffatome aufweist.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das nicht kondensierbare Gas CO₂, N₂, CH₄ und Mischungen von diesen aufweist.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Salzkonzentration der Sole wenigstens 10 Gew.-% ist und die effektive Menge des AOS 10 Kohlenstoffatome aufweist.

4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Konzentration des AOS, das 10 Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-% beträgt.

5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Salzkonzentration der Sole nicht größer als etwa 2 Gew.-% ist und die effektive Menge des AOS 14 Kohlenstoffatome aufweist.

6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Konzentration des AOS, das 14 Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-% ist.

7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Salzkonzentration der Sole 2 bis 10 Gew.-% beträgt und daß die effektive Menge des AOS 12 Kohlenstoffatome aufweist.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Konzentration des AOS, das 12 Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-% ist.

9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der Schaum vorgeformt wird durch Einspritzen des nicht kondensierbaren Gases und der Sole in das Gaseinspritzbrunnenrohr, so daß der Schaum stabilisiert wird vor der Einleitung in die Formation.

10. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der vorgeformte Schaum gebildet wird durch gleichzeitiges Einspritzen des AOS, das in der Sole gelöst ist, und des Gases in das Gaseinspritzbrunnenrohr, um einen stabilen Schaum zu bilden, und daß dann der Schaum in die Formation gepumpt wird.

11. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die flüssige Volumenfraktion des vorgeformten Schaumes etwa 50% nicht übersteigt.

12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß die flüssige Volumenfraktion des vorgeformten Schaumes zwischen 5% und 50% liegt.

13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, daß die flüssige Volumenfraktion des vorgeformten Schaumes zwischen 10 und 20% beträgt.

14. Verfahren zur Verbesserung der Ölgewinnung aus einer Öl enthaltenden Formation, wobei ein mischbares, nicht kondensierbares Gas eingeblasen wird, um Fluide unter Druck zu setzen und/oder die Mobilität von Öl in der Formation zu verbessern, dadurch gekennzeichnet, daß ein stabiler Schaum aus einem Teil des mischbaren Gases, einer Sole, die einen Salzgehalt aufweist, der im wesentlichen gleich ist dem des Wassers in der Öl tragenden Formation und einem α-Olefinsulfonat vorgeformt wird, das verträglich ist mit der Sole, um einen stabilen Schaum in Anwesenheit von Öl in der Formation zu bilden, daß durch wenigstens eine Brunnenbohrung, die die Formation durchsetzt, ein ausreichendes Volumen des vorgeformten stabilen Schaums eingespritzt wird, um eine im wesentlichen kontinuierliche Bank aus dem stabilen Schaum zwischen dem mischbaren Gas und den Durchlaßkanälen für Gas, Öl und Wasser durch die Formation aufrechtzuerhalten, und daß das Gas in die Formation eingeblasen wird, um den Schaum durch die Kanäle zu treiben und die Gewinnung von Öl durch wenigstens einen Gewinnungsbrunnen zu verbessern, der die Formation durchsetzt.

15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, daß das α-Olefinsulfonat des Schaums derart ausgewählt ist, daß es zwischen 5 und 24 Kohlenstoffatome in dem Olefin aufweist, welche verträglich sind mit dem Salzgehalt der Sole des Schaums, so daß in einer Sole, die einen Salzgehalt von mehr als 10 Gew.-% aufweist, die effektive Menge der α-Olefinsulfonatkomponente 10 Kohlenstoffatome aufweist, und in einer Sole mit einem Salzgehalt von nicht über 2 Gew.-% die effektive Menge des α-Olefinsulfonats 14 Kohlenstoffatome aufweist.

16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, daß die effektive Menge des α-Olefinsulfonats derart ausgewählt ist, daß sie 12 Kohlenstoffatome in Solen aufweist, die Salzkonzentrationen von 2 bis 10 Gew.-% aufweisen.

17. Schaumzusammensetzung zum Einspritzen in ein Erdölreservoir zur Verbesserung des Einblasprofils eines nicht kondensierbaren mischbaren Gases zur Verbesserung der Gewinnung von Erdöl, dadurch gekennzeichnet, daß die Schaumzusammensetzung eine effektive Menge an α-Olefinsulfonat umfaßt, das 8 bis 24 Kohlenstoffatome aufweist, um einen stabilen Schaum in einer Mischung aus dem nicht kondensierbaren, mischbaren Gas, das in dem Reservoir verwendet wird, und Wasser zu bilden, das einen Salzgehalt aufweist, der im wesentlichen gleich ist dem in dem Reservoir, und daß das α-Olefinsulfonat derart ausgewählt ist, daß das Verhältnis der Druckdifferenz für die Strömung der Schaumzusammensetzung allein durch einen durchlässigen Kern nicht größer ist als 2mal die Druckdifferenz für die Strömung von Erdöl aus dem Reservoir durch den Schaum in dem durchlässigen Kern.

18. Schaumzusammensetzung nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, daß das Strömungsverhältnis zwischen 1,0 und 1,5 liegt.