NO830761L - Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar - Google Patents

Abstract

Fremgangsmåte til utvinning av tilnærmel-sesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar av midlere eller høy salinitet ved at der i en injeksjonsboring injiseres en 0,1 - 30 %'s oppløsning eller dispersjon i formasjons- eller flømmevann av tensider av typen karboksymetylerte oksetylater med formelen. hvor R betyr et alifatisk radikal med lineær eller forgrenet kjede og 6 - 20 karbonatoraer eller et alkyl- eller dialkyl-aromatisk radikal med 3-16 karbonatomer i alkylgruppen, M betyr et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium, og hvor n ligger på mellom 1 og 3 og karboksymetyleringsgraden ligger på 10 - 90 %,. idet tensidet velges slik at faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/formasjons- eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger 0 - 10°C over temperaturen i reservoaret.

Description

Fremgangsmåte til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar

Ved utvinning av olje fra oljeførende formasjoner lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinnelig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. Herunder kommer oljen opp til overflaten som følge av det naturlige trykk i réservoaret. Ved sekundær oljeutvinning blir vann presset inn i formasjonen gjennom én eller flere injeksjonsboringer for å drive oljen frem til én eller flere produksjonsbrønner og på denne måte opp til overflaten. Denne såkalte vannflømming som sekundærforholdsregel er relativt billig og anvendes til-svarende hyppig, men fører i mange tilfeller bare til en svak økning av den oljemengde som utvinnes av reservoaret.

En virksom fortrengning av oljen lykkes bare ved hjelp

av tertiære forholdsregler som er dyrere, men nasjonaløkonomisk tvingende nødvendige pga. den foreliggende oljeknapphet. Med tertiærutvinning forstås fremgangsmåter hvor enten oljens viskositet nedsettes og/eller viskositeten av det ved vannfløm-mingen anvendte vann økes og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje reduseres.

De fleste av disse prosesser kan karakteriseres enten

som oppløsnings- eller blandingsflømming, termiske oljeutvin-ningsprosesser, tensid- eller polymerflømming eller som en kom-binasjon av flere av disse fremgangsmåter.

Termiske utvinningsprosesser omfatter injisering av damp eller varmt vann eller finner sted som en forbrenning under jorden. Oppløsnings- eller blandingsprosesser består i injisering av et oppløsningsmiddel for jordoljen i reservoaret, idet der med en "jordolje" forstås en gass og/eller en væske. Tensid-flømmeprosesser (alt etter tensidkonsentrasjonen, eventuelt tensidtypen og tilsetninger skiller man mellom tensidunderstøt-tet vannflømming, vanlig tensidflømming (Lowtension flooding), micellærflømming og emulsjonsflømming) beror i første linje på en sterk nedsettelse av grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. I enkelte tilfeller, spesielt i nærvær av høyere tensidkonsentrasjoner, oppstår der imidlertid VO-dispersjoner med tydelig forhøyet viskositet i forhold til olje, slik at tensidflømmingen her også tar sikte på en reduksjon av mobili-tetsforholdet, hvorved virkningsgraden av oljefortrengningen økes. Ren polymerflømming beror i overveiende grad på den sist beskrevne virkning av det gunstigere mobilitetsforhold mellom olje og etterfølgende vann.

Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje ved tensidflømming. Som oljemobiliserende tensider er der hittil fremfor alt blitt beskrevet organiske sulfonater som alkyl-, alkylaryl- eller petroleumsulfonater. Disse har imidlertid en meget lav toleransegrense overfor sali-niteten av reservoaret. Allerede saltkon»sentrasjoner på 1.000 ppm anses som problematiske, og i denne forbindelse er ømfintlig-heten av disse tensider spesielt utpreget overfor jordalkali-ioner. Her antas den øvre kritiske grensekonsentrasjon å være ca. 500 ppm (US-PS 4 110 228). I nærvær av høyere saltkonsentra-sjoner danner der seg ved anvendelse av disse tensider utfel-lingsprodukter som kan føre til tilstopping av formasjonen.

Da imidlertid mange reservoarvann har vesentlig høyere saliniteter, i Nord-Tyskland f.eks. opptil 250.000 ppm, har man lett etter måter til å utnytte de ellers gode oljemobiliserende egen-skaper av de organiske sulfonater også for reservoarsystemer med høyere salinitet. I blanding med kosurfaktanter (samvirkende overflateaktive midler) som alkoholer eller ikke-ioniske tensider viser organiske sulfonater seg også mindre elektrolytt-ømfintlige. Riktignok var da for det meste også den oljemobiliserende virkning dårligere.

I motsetning til denne stoffgruppe oppviser alkyl- resp. alkylarylpolyglykoletersulfater eller karboksymetylerte alkyl-resp. alkylaryloksetylater en god forenlighet selv med ekstremt høye saliniteter (f.eks. 250.000 ppm) av reservoarvannet. Da den oljemobiliserende virkning av disse tensider er god (H.J. Neumann, DGMK BERICHTE, Bericht 164 (1978), D. Balzer og

K. Kosswig, Tenside Detergents 16_, 256 (1979)) og deres fremstilling er enkel og billig, er disse stoffklasser meget velegnet for anvendelse ved oljefortrengning i reservoarsystemer med midlere eller høy salinitet (10.000 - 250.000 ppm samlet salt-innhold) .

Ved tallrike undersøkelser angående mobilisering av rest- olje i modellformasjoner med karboksymetylerte oksetylater som tensider har man imidlertid iakttatt at transporten av oljebanken gjennom formasjonen ledsages av en sterk trykkstigning. Således ble der selv ved relativt høypermeable kunstige formasjoner iakttatt trykkgradienter på opptil 40 bar/m, som ved overføring til et felt fører til trykk langt over det petrostatiske trykk og dermed utelukker anvendelsen av disse tensider ved tertiær oljeutvinning. Også i litteraturen (C. Marx,

H. Murtada, M. Burkowsky, Erdoel Erdgas Zeitschrift 93, 303

(1977)) er det henvist til trykkgradienter av lignende stør-relsesorden. Forfatterne forklarer de høye trykkforskjeller med dannelse av emulsjonssoner, som imidlertid skal begrense seg til området for flømmefronten. Ved de forsøk som oppfinnerne av den foreliggende oppfinnelse har utført, kunne man imidlertid ikke merke noen lokal begrensning av trykkgradienten. Da råoljeemul-sjoner som er stabilisert med karboksymetylerte oksetylater, er strukturviskøse, kan forøvrig de høye trykkforskjeller ikke reduseres etter forgodtbefinnende, selv ved en reduksjon av flømmehastigheten. Av denne grunn vil man ved tensidflømming med karboksymetylerte oksetylater i oljefelter måtte regne med ube-herskbart høye trykkgradienter.

Der forelå derfor den oppgave for de godt oljemobiliserende karboksymetylerte oksetylater å finne en fremgangsmåte for utføring av tensidflømmingen som ikke fører til høye trykkgradienter. En reduksjon av trykkgradienten er mulig ved at der tilstrebes et sterkt forsinket tensidgjennombrudd ved tilpasning av tensidmengden til reservoaret. Riktignok forutsetter denne fremgangsmåte homogene formasjoner som man riktignok kan oppnå ved kunstige sandfyllinger, men neppe i egentlige reservoarer. En løsning av oppgaven på denne måte vil derfor neppe være mulig.

Oppgaven er imidlertid overraskende blitt løst ved at man forlater en arbeidshypotese som også er underbygget i litteraturen, og som går ut på at en virksom restoljeutvinning bare er mulig når betingelsene for forekomst av en VO-emulsjon foreligger såvidt mulig under hele flømmeprosessen (U. Lepper, Erdoel Erdgas Zeitschrift 9£, 426 (1976)). I henhold til B. Balzer og K. Kosswig, Tenside Detergents 1_6, 256 (1979 ) betyr dette at faseinversjonstemperaturen (PIT) av det system som består av opprinnelig råolje og opprinnelig formasjonsvann eller flømmevann, når der ikke flømmes med formasjonsvann, samt tensid og eventuelle tilsetninger, må ligge klart under reservoartemperaturen, nærmere bestemt opptil 15°C under denne. Ved flømme-forsøk som er utført under disse betingelser på modelforma-sjoner, iakttok man vanligvis meget effektiv oljeutvinning, samtidig som råoljen overveiende kunne flømmes ut i emulsjonsfri tilstand. Imidlertid opptrer der ved denne arbeidsmåte meget hyppig høye trykkgradienter.

Det er nå funnet at trykkgradienten under oppnåelse av en god oljeutvinning kan senkes kraftig ved en fremgangsmåte som angitt i patentkravene. Dette var ytterst overraskende for-såvidt som det angjeldende temperaturområde er tilstandsområdet for en OV-emulsjon.

Hvis man nemlig velger et slikt tensid at faseinversjonstemperaturen ligger 11°C og mere over reservoartemperaturen og man således befinner seg i tilstandsområdet for OV-emul-sjonen, er mobiliseringen av restoljen mindre effektiv og oljen blir helt overveiende transportert som emulsjon.

Selve faseinversjonstemperaturen blir bestemt ved hjelp av måling av den elektriske ledningsevne. Til dette formål frem-stiller man en emulsjon av råoljen og formasjonsvannet fra det angjeldende reservoar resp. flømmevannet (faseforhold 1:1 eller 1:2) og tensidet (2 % regnet på vannfasen) samt eventuelt tilsetninger og måler dens elektriske ledningsevne i avhengighet av temperaturen. Ved faseinversjonstemperaturen (PIT) slår en OV-emulsjon over i en VO-emulsjon og omvendt, idet den elektriske ledningsevne da reduseres resp. øker sprangvis.

Egentlig dreier det seg om et temperaturområde på få grader Celcius. Den temperatur hvor den elektriske ledningsevne har middelverdien mellom det øvre nivå (OV) og det nedre nivå

(VO), regnes som PIT.

Den foreliggende oppfinnelse angår anvendelse av karboksymetylerte oksetylater som oljemobiliserende tensider. Disse forbindelser kan fremstilles i henhold til DE patentskrift 24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen

R-(0-CHo-CH„) OH

Z 2. n

med et salt av kloreddiksyre i nærvær av alkalihydroksyd eller jordalkalihydroksyd, men også andre fremstillingsmåter er egnet. R betyr her et mettet eller umettet alkylradikal med rett eller forgrenet kjede og 6-20, fortrinnsvis 8-16, C-atomer eller et alkylarylradikal med 3-16 C-atomer i alkylradikalet. n kan ikke bare anta verdier på 3-30, som anført i norsk patentsøknad 82 2935, oksetyleringsgraden kan - slik det overraskende er funnet på grunnlag av tallrike forsøk - også ligge mellom 1 og 3. Kat-ionet kan være natrium, kalium, litium, ammonium, kalsium eller magnesium. Som alkoholer og fenoler hvis oksetylater ligger til grunn for karboksymetylatene, kan der f.eks. anvendes: heksyl-alkohol, oktylalkohol, nonylalkohol, decylalkohol, undecyl-, lauryl-, tridecyl-, myristyl-, palmityl- og stearylalkohol, men også umettede alkoholer som f.eks. oleylalkohol. Alkylkjeden kan herunder ha normal eller forgrenet kjede. Særlig hensiktsmessig benyttes der i handelen tilgjengelige blandinger av disse alkoholer. Som alkylfenoler kan der anvendes f.eks.: propylfenol, butylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, undecylfenol, dodecylfenol, tridecylfenol, tetradecylfenol, heksadecylfenol, dibutylfenol, diheksylfenol etc. Alkylkjeden kan har normal eller forgrenet kjede. Spesielt kan der anvendes i handelen tilgjengelige blandinger av slike alkylfenoler.

Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalyttiske mengder av alkalihydroksyd med fra 1 til <3 mol etenoksyd.

De dannede blandinger har tilnærmet en poisson-fordeling.

I overensstemmelse med sin fremstilling inneholder de karboksymetylerte oksetylater fortsatt anselige mengder ikke

omsatt oksetylat. Med formelen R-(OCH„-CH_) -OCH„-COOM menes

2.2. n 2

derfor alltid en blanding med forskjellige mengder ikke omsatt oksetylat. I henhold til dette er det mulig å definere en karboksymetyleringsgrad. Det har vist seg at blandinger med en karboksymetyleringsgrad på mellom 10 og 90 %, fortrinnsvis mellom 30 og 90 % er istand til effektivt å fortrenge oljen. Spesielt virksomme er blandinger med karboksymetyleringsgrader på 50-90 %. Prosentangivelsen er alltid vektprosenter.

De beskrevne blandinger av anioniske og ikke-ioniske tensid som er betegnet som karboksymetylerte oksetylater, er oppløselige i de vanlige reservoarvann eller kan i det minste dispergeres lett i disse, idet der ikke iakttas noen utfelling.

I henhold til oppfinnelsen går man frem på følgende måte: Ved kjennskap til reservoartemperaturen resp. eventuelt et temperaturområde utføres der en orienterende måling av PIT av råoljen, formasjonsvannet eller flømmevannet og eventuelt gassen i reservoaret samt et karboksymetylert oksetylat som synes egnet. Denne måling må eventuelt gjentas med ytterligere tensider i denne klasse og eventuelt tilsetninger.

På basis av måleresultatene finner der sted en tilpasning av det karboksymetylerte oksetylat, hvis oljemobiliserende virkning for det angjeldende reservoarsystem kan verifiseres gjennom ett eller flere forforsøk i en sandfylling som modellformasjon

eller i original- eller modellborkjerner.

Natriumsaltene av de karboksymetylerte oksetylater som fremstilles ved omsetning av oksetylater med kloreddiksyre i nærvær av natronlut, gir en rekke holdepunkter for "molekylær-arkitekturen" for innstilling av en ønsket faseinversjonstempe-ratur i et bestemt system:

Saltene av de karboksymetylerte oksetylater setter seg sammen av tre variable byggestener: Det hydrofobe radikal R, oksetylatkjeden og karboksymetylgruppen, hvis andel i den frem-stilte produktblanding kan endres innen vide grenser ved regu-lering av omsetningen av utgangsoksetylatet med kloreddiksyre. Som utgangsstoffer for det hydrofobe radikal R kommer lineære og forgrenede (fett)alkoholer på tale, videre alkylfenoler med vilkårlige alkylradikaler. Innflytelsen av alkylradikalet resp. alkylarylradikalet på faseinversjonstemperaturen er det allerede redegjort for (D. Balzer og K. Kosswig, loe. eit.). Den lov- messighet gjelder at en økning av hydrofobien av tensidionet reduserer faseinversjonstemperaturen, mens en økning av hydro-filien øker temperaturen. På tegningen er faseinversjonstemperaturens avhengighet av oksetyleringsgraden n i et bestemt system gjengitt. Der ble anvendt råolje F, formasjonsvann F og alfol-1218-oksetylater av forskjellig etenoksydgrad og karboksymetylert til ca. 70 %. Tensidkonsentrasjonen utgjorde 2 %,

og faseforholdet mellom olje og vann var 1:2. Der er allerede redegjort for innflytelsen av karboksymetyleringsgraden på faseinversjonstemperaturen (D. Balzer og K. Kosswig, loe.

eit.). Tegningen og de nevnte undersøkelser viser den varia-sjonsmulighet som klassen av karboksymetylerte oksetylater,

som til syvende og sist utgjør blandinger av ioniske og ikke-ioniske tensider, gir med hensyn til reservoarbetingelsene.

Videre kan eventuelt volumet av den tensidoppløsning

som skal injiseres, dennes konsentrasjon og eventuelle tilsetninger samt videre arten og mengden av den polymeroppløsning som regulerer mobiliteten, optimaliseres ved hjelp av modell-fløm-meforsøk. På grunnlag av resultatene fra disse forforsøk blir tensidoppløsningen ført inn i reservoaret ved hjelp av injek-sjonspumper. Herunder kan tensidoppløsningen enten føres inn kontinuerlig eller anvendes i form av en plugg, dvs. et snevert begrenset volum på 0,05 - 4,0 PV (porevolum av reservoaret). Størrelsen av pluggen retter seg fremfor alt etter konsentra-sjonen av tensidoppløsningen og økonomiske hensyn.

Hensiktsmessig foretas der forut for tensidflømmingen

en vannflømming, idet det utvunnende formasjonsvann eller et annet flømmevann anvendes som flømmevæske. Størrelsen av denne vannplugg utgjør 0,01 - 4 PV, fortrinnsvis 0,05 - 1,0 PV. Etter tensidpluggen injiserer man hensiktsmessig både av hensyn til mobilitetskontrollen og til beskyttelse av tensidoppløsningen mot inntrengende formasjonsvann eller flømmevann en polymerplugg i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en blanding av polymerer oppløst i formasjonsvannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 4-6 ganger så høy som viskositeten av oljen. Ved reservoarer med midlere og høyere salinitet (1 - 28 %) kommer der her spesielt på tale biopolymerer såsom polysakkarider eller cellulosederivater som i nærvær av for-

høyede saltkonsehtrasjoner fortsatt har en tilstrekkelig viskositet og ikke oppviser noen utfellinger.

Tabell 1

Faseinversjonstemperaturens avhengighet av lengden av alkylradikalet i natriumsaltene av karboksymetylerte fettalkohol-oksetylater med 4,4 EO og ved en omsetningsgrad på 65 %; råolje A (se D. Balzer og K. Kosswig, loe. eit.), formasjonsvann A

(se D. Balzer og K. Kosswig, loe. eit.), faseforhold 1:1, 2 % tensid

Av hensyn til en gunstigere viskositetstilpasning av tensidoppløsningen til oljen i reservoaret eller for reduksjon av tensid- eller eventuelt polymerholdetiden kan det være hensiktsmessig å tilsette alkoholer eller også glykoler til tensid-resp. polymerpluggen som kosurfaktanter. Egnede kosurfaktanter er her f.eks. i-propanol, i-butanol, n-butanol, t-amylalkohol, 2-etylheksanol, butyldiglykol og butyltriglykol.

Ved formasjonsvann som er relativt fattig på jordalkali-ioner, kan det vise seg hensiktsmessig å tilsette oppløselige jordalkalisalter til tensidoppløsningen samt til det vann som anvendes til flømming før eller etter tensidoppløsningen. Ved tilpasning av tensidet til reservoaret, dvs. ved måling av PIT, må man ta hensyn til disse tilsetninger.

Hensiktsmessig slutter en vanlig vannflømming som fremdrift seg til injiseringen av polymeroppløsningen. Denne vann-flømming utføres så lenge som det ennå er økonomisk å utvinne olje.

De etterfølgende eksempler skal belyse fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen:

Eksempel 1

For fremstilling av en kunstig formasjon ble kantavrundet kvartssand fylt i et termostatiserbart høytrykksrør med en lengde på 70 cm og en diameter på 5 cm, idet røret var forsynt med temperaturmåleinnretning og manometer. Røret kunne lukkes i begge ender ved gjengepropper med kapillarinnløp og trykkholde-ventilutgang. Deretter ble sandfyllingen mettet med formasjonsvann F ved hjelp av en høytrykksdoseringspumpe og innstilt på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av en trykktransmitter ble sandskiktets permeabilitet bestemt. Deretter ble der utført en metting med råolje, idet samtidig heftvanninnholdet ble bestemt. Deretter begynte man vannfløm-mingen med en flømmehastighet på ca. 2,5 m/d. Etter innflømming av ca. 1,5 PV formasjonsvann (1 PV = ca. 750 ml), idet der ble oppnådd en utvanningsgrad på 98-100 %, ble tensidet injisert som en plugg. Deretter fulgte som fremdrift 3,0 PV formasjonsvann. Tensidflømmingen og den etterfølgende etterflømming med formasjonsvann fant sted med en flømmehastighet på ca. 1 m/d. Formasjonstemperaturen lå på 68°C og trykket i formasjonen var 60 bar. Porøsiteten av den kunstige formasjon var ca. 45 %, permeabiliteten ca. 1.000 mD og heftvanninnholdet ca. 25 %.

Formasjonsvannet F inneholdt pr. liter ca. 23,5 g NaCl, 0,75 g KC1, 1,1 g CaCl2, 5 g MgCl2, 4 g Na2So4og 0,2 g NaHC03.

Som råolje ble der anvendt en alkanbasert olje med en API-grad på 37. Innholdet av alkaner, naftener og aromater var henholdsvis ca. 61, 18 og 21 %.

Som tensidoppløsning ble anvendt 1,5 PV av en 2 %'s dispersjon av karboksymetylert c14_fettalkoholoksetylat med 2,4

mol etenoksid pr. mol i formasjonsvannet. Karboksymetyleringsgraden utgjorde ca. 70 %, og PIT av den angjeldende råoljeemul-sjon var 73,5°C. Ved vannflømmingen ble der oppnådd en oljeut-

vinning på 69 %, som etter ytterligere 1,4 PV etter begynnelse av tensidflømmingen kunne økes med 19 % til 88 % samlet oljeutvinning. Herunder gikk utvanningen tilbake til ca. 60 %. Under transporten av den av tensidet frembragte oljebank ble der målt en midlere trykkgradient på 1,6 bar/m.

Eksempel 2 ( sammenligningseksempel)

Dette sammenligningseksempel ble gjennomført ved anvendelse av praktisk talt identiske betingelser, stoffer og fremgangsmåtetrinn som i eksempel 1, men ved en forsøkstemperatur på 80°C (PIT utgjorde 73,5°C som i eksempel 1). Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 72 %, som etter ytterligere 1,3 PV etter begynnelse av tensidflømmingen kunne økes til 94 % samlet oljeutvinning. Imidlertid ble der herunder målt en midlere trykkgradient på 18 bar/m.

En slik trykkgradient ville ved overføring til feltet føre til trykk langt over det petrostatiske trykk og dermed utelukke anvendelse av tensidene ved tertiær jordoljeutvinning.

Eksempel 3

Som modellformasjon ble der i dette eksempel anvendt

en vannrett opplagret sylindrisk kjerne av Bentheimer-sandsten med en diameter på ca. 8 cm og en lengde på ca. 50 cm. Kjernen ble innleiret i epoksidharpiks, og dens ender ble lukket ved hjelp av metallflenser som var tettet med O-ringer. Til tem-perering tjente et vannbad som ble styrt av en termostat.

Etter fukting av formasjonen med formasjonsvann B, bestemmelse av porevolumet (1PV = ca. 620 ml) og permeabiliteten (ca.

1300 mD) ble kjernen mettet med råolje B. Forøvrig gikk man frem som i de foran angitte eksempler, idet flømmehastighetene imidlertid bare var halvparten så høye og ingen polymer ble flømmet som mobilitetsbuffer etter tensidpluggen.

Formasjonsvannet B inneholdt pr. liter ca. 63,6 g NaCl, 0,4 g KC1, 15,1 g CaCl2, 3,1 g MgCl2, 0,4 g SrCl2og 0,4 g BaCl2.

Som råolje ble der anvendt en alkanbasert olje med

en API-grad på 40. Innholdet av alkaner, naftener og aromater var henholdsvis 75, 12 og 13 %.

Som tensidoppløsning ble anvendt 2 PV av en 1 %'s dispersjon av karboksymetylerte oksetylater av en fettalkoholblanding med 12-18 karbonatomer pr. molekyl og 2,7 mol etenoksyd pr. mol, idet dispersjonen også inneholdt 0,2 % isobutanol. Karboksymetyleringsgraden av tensidet utgjorde ca. 75 %. Faseinversjonstemperaturen (48°C) av den angjeldende råolje-emulsjon ligger innenfor området ifølge oppfinnelsen i forhold til temperaturen av modellformasjonen som var 43°C. Ved vann-flømming ble. der bevirket en oljeutvinning på 50 %, som ved tensidflømming og etterfølgende vannfremdrift etter 2,0 PV kunne økes til 80%. Der ble målt en midlere trykkgradient på 0,3 bar/m.

Eksempel 4 ( sammenligningseksempel)

Dette sammenligningseksempel ble gjennomført ved anvendelse av praktisk talt identiske betingelser, stoffer og fremgangsmåtetrinn som i eksempel 3, men med 2,5 PV 1 %'s oppløsning av karboksymetylert oksetylat av en fettalkoholblanding med 12-18 karbonatomer pr. molekyl og 2,5 mol etenoksid pr. mol som tensid, idet der også var tilsatt 0,2 % isobutanol. Faseinversjonstemperaturen av råoljeemulsjonen var 42°C og lå her lavere enn temperaturen i modellformasjonen (43°C). Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 53 %, som ved hjelp av tensidflømmingen kunne økes til 90 %.

Under transporten av oljebanken utviklet der seg en trykkgradient på 7 bar/m. En slik trykkgradient kan neppe beherskes reservoarteknisk i feltforsøk ved normale dybder.

Eksempel 5

Dette forsøk ble gjennomført ved anvendelse av praktisk talt identiske betingelser, stoffer og fremgangsmåtetrinn som i Eksempel 1, dog under anvendelse av karboksymetylert oksetylat av en fettalkoholblanding med 12-18 karbonatomer pr. molekyl og 1,5 mol etenoksid pr. mol (PIT 46°C) samt en reservoartemperatur på 41°C. Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 74 % som under virkningen av tensidet kunne økes til 99 %. Ved dette eksempel ifølge oppfinnelsen ble der frembragt en godt beherskbar trykkgradient på 1,2 bar/m under tensidflømmingen.

Claims (9)

1. Fremgangsmåte til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar av midlere eller høy salinitet ved at der i en injeksjonsboring injiseres en 0,1 - 30 %'s oppløsning eller dispersjon i formasjonsvann eller flømmevann av karboksymetylerte oksetylater med formelen

hvor R betyr et alifatisk radikal med lineær eller forgrenet kjede og 6-20 karbonatomer eller et alkyl- eller dialkylaroma-tisk radikal med 3-16 karbonatomer i alkylgruppen, M betyr et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium og karboksymetyleringsgraden ligger på 10-90 %, idet tensidet er slik ut-valgt av faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/formasjonsvann eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger på reservoartemperaturen eller inntil 10°C over denne, karakterisert ved atn ligger mellom 1 og 3.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at der til systemet råolje/ formasjons- eller flømmevann/tensid settes tilsetninger.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/formasjons- eller flømmevann/tensid/ tilsetninger ligger 1-10°C over temperaturen i reservoaret.

4. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1-3, karakterisert ved at en-, to- og/eller tre-verdige alkoholer tilsettes alkoholer av tensidoppløsningen eller -dispersjonen som tilsetninger.

5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der som tilsetning i formasjonsvannet anvendes oppløselige jordalkalisalter.

6. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1-3, karakterisert ved at formasjonsvann eller flømmevann i en mengde på 0,01-4 PV presses inn i reservoaret før injisering av tensidoppløsningen.

7. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at formasjons- eller flømme-vann i en mengde på 0,01-4 PV presses inn i reservoaret etter injiseringen av tensidoppløsningen.

8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7, karakterisert ved at formasjons- eller flømme-vannet inneholder en viskositetsøkende polymer.

9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at tensidet har en karbok-sylmetyleringsgrad på mellom 30 og 90 %.