PL149300B1

PL149300B1 - Method of improving rock oil mining efficiency

Info

Publication number: PL149300B1
Application number: PL1985251804A
Authority: PL
Inventors: Marc Naviere; Jeanclaude Moulu; Tibor Paal; Gyorgy Tiszai; Gyorgyi Gaal; Laszlo Szmidt; Gyula Gesztesi
Original assignee: Institut Francais Petrole
Priority date: 1984-02-03
Filing date: 1985-02-01
Publication date: 1990-01-31
Also published as: YU15485A; FR2559203B1; IN163929B; CS269966B2; YU45228B; FR2559203A1; HU204921B; HUT40220A; CA1314205C; DD232085A5; US4648451A; DE3503707A1; PL251804A1; CS75885A2

Description

OPIS PATENTOWY 149 300

POLSKA

RZECZPOSPOLITA

LUDOWA

URZĄD

PATENTOWY

PRL

Patent dodatkowy do patentu nr--Zgłoszono: 85 02 01 P. 251804)

Pierwszeństwo: 84 02 03 Francja

Zgłoszenie ogłoszono: 85 11 05

Opis patentowy opublikowano: 1990 06 30

Int. Cl.4 E21B 43/22 ^CZytELNIA ^,Jr-ędv p₀, — « tnmf .

Twórcy wynalazku: Marc Baviere, Jean Clause Moulu, Tibor Paai,

Gyórgy Tiszai, GyórgyiGaal, Laszló Schmidt,

Gyula Gesztesi

Uprawniony z patentu: Magyar Szenhidrogenipari Kutato-Fejlesztó Intezet Szazhalombatta (Węgry); Instytut Franęais du Petrole, Rueil Malmaison Cedex (Francja)

Sposób polepszania wydajności wydobycia ropy naftowej

Przedmiotem wynalazku jest sposób polepszania wydajności wydobycia ropy naftowej, przy czym w roponośnym kolektorze o znacznej zdolności jonowymiennej stosuje się cieczowy wał wypierający, który zawiera anionową substancję powierzchniowo-czynną i dodane substancje czynne.

Wydobywanie ropy naftowej znajdującej się w kolektorze następuje na ogół w kilku etapach. W pierwszym etapie uzysk otrzymuje się dzięki rozprężającym się cieczom i naturalnej energii skał. Działanie to niekiedy wzmacnia się dzięki wodzie spągowej znajdującej się pod roponośnym kolektorem, przy czym odwleka się spadek ciśnienia w kolektorze. Przy końcu tego etapu wydobywanie ilości ropy wydobytej na powierzchnię wynosi średnio 10% stanu początkowego. W etapie drugim należy zatem stosować metody, których celem jest zwiększenie wydajności wydobycia (zwiększenie współczynnika odropienia złoża).

Najczęściej stosowana metoda polega na tym, że do kolektora wtłacza się wodę za pomocą odwiertów wykonanych w tym celu. Etap ten nazywa się sztuczną metodą eksploatacji złoża. Przeprowadza się go dopóty, dopóki zawartość wody w wydobywanej mieszaninie nie czyni postępowania nieopłacalnym. Wtłaczanie wody umożliwia dalsze uzyskanie około 20% pierwotnego stanu ropy.

Od dawna znane są przyczyny niskiej skuteczności wtłaczania wody. Najpierw na poziomie strefowego wypłukiwania wodą (makroskopowego wypierania) większa ruchliwość wody w porównaniu z ropą stwarza źródło niestabilności: zatłoczona woda próbuje bowiem płynąć w kierunku najmniejszego oporu ku odwiertom wydobywczym. Prowadzi to do tego, że osiąga się tylko niektóre części kolektora. Co więcej, tę niedogodność strefowego wypłukiwania wodą (wypierania) zwiększają: naturalna niejednorodność skał osadowych i nadto różnica w gęstości cieczy, co utrudnia opróżnienie górnej części kolektora. Poza tym wypieranie ropy jest również

149 300 niecałkowite w tych strefach kolektora, które były skutecznie wypłukiwane wodę. Ropa zbiera się w sieci porów, których wielkość na ogół waha się od 0,1 do 100 μτη. Siły włoskowatości mają tu znaczenie dominujące: po wyparciu jednej części ropy, druga część ropy zwykle w postaci małych kropelek pozostaje w pułapce, nieciągłość warstwy ropnej zaś pochodzi z tego, że środowisko porów jest na ogół zwilżone wodą. Siła, którą się dysponuje, biorąc pod uwagę mały gradient dopuszczalnego ciśnienia, nie jest już wystarczająca na to, by kropelki przekroczyły progi kapilar.

Bezwzględnie istotne jest, że w celu zwiększenia stosunku wydajności wydobycia ropy (zwiększenia współczynnika odropienia) po pierwsze reguluje się wypieranie z kolektora, a po drugie siły włoskowatości wystarczająco obniża się dzięki ciśnieniu na granicy faz między ropą a zatłoczoną cieczą, podwyższając tym samym skuteczność wypierania mikroskopowego. To jest celem zwiększania wydajności wydobycia węglowodorów.

Abstrahując od zastosowania metod termicznych, stopień skuteczności wypierania, uzyskanego drogą wtłaczania wody, na ogół podwyższa się dzięki obniżeniu ruchliwości wody, co osiąga się za pomocą dodatku polimerów rozpuszczalnych w wodzie. Wiele sposobów zaproponowano po to, aby podwyższyć stopień skuteczności mikroskopowego wypiekania zatłoczoną cieczą: wtłaczanie rozpuszczalników (gazy węglowodorowe, dwutlenek węgla, alkohole, skroplone gazy propanbutan itd), wtłaczanie zalkalizowanej wody i wtłaczanie roztworów różnych substancji powierzchniowo-czynnych w rozmaitej postaci, takiej jak wodne roztwory, mikroemulsje itp. Co się tyczy stosowania substancji powierzchniowo-czynnych, to zwykle łączy się je ze stosowaniem polimerów rozpuszczalnych w wodzie, i tak okazuje się, że wydajność wydobycia ropy może wynosić 50% początkowej objętości ropy, a w korzystnych przypadkach nawet 70%.

Inny, już klasyczny sposób polega na tym, że wtłacza się roztwór powierzchniowo-czynny lub cieczowy wał wypierający, którego cechy charakterystyczne dobiera się w zależności od wymagań stawianych przez kolektor: mianowicie uwzględniając zawartość soli w wodzie, właściwości ropy warstwowej i skał oraz temperaturę. Dalej następuje wtłaczanie roztworu polimerów rozpuszczalnych w wodzie (cieczowy wał regulujący ruchliwość), po czym wtłaczanie wody.

Substancję powierzchniowo-czynną stosuje się zazwyczaj w takim stężeniu, które jest większe niż krytyczne stężenie micelarne. Zatłoczone roztwory micelarne mogą być roztworami wodnymi, mogącymi zawierać różne ilości zarówno substancji powierzchniowo-czynnych i ewentualnie innych dodatków, takich jak pomocnicze substancje powierzchniowo-czynne, rozpuszczalniki, elektrolity itd., jak też w różnym stosunku mieszaniny wody, elektrolitów, węglowodorów i ewentualnie mieszaniny pomocniczych substancji powierzchniowo-czynnych i/lub rozpuszczalnikowe. W ostatnim przypadku obecność polarno-apolarnych cząsteczek, występujących w wystarczającym stężeniu prowadzi do utworzenia roztworów przezroczystych roztworów, które na ogół nazywa się mikroemulsjami.

W celu zwiększenia współczynnika odropienia (wydajność wydobycia ropy) proponowano już wiele rodzajów substancji powierzchniowo-czynnych. Uwzględniając koszty i dostępność, najczęściej stosowane substancje powierzchniowo-czynne należą do typu sulfonianów, konkretnych naftosulfonianów (produktów sulfonowania powstających podczas rafinacji ciężkich destylatów naftowych), które występują w postaci soli metali alkalicznych lub amoniowych. Dzięki prawidłowemu doborowi produktu osiąga się szczególnie niskie napięcia na granicy faz między ropą a roztworami sulfonianowymi: rzędu 10³_ mN/m lub jeszcze niższe.

Wiadomo jednak, że skuteczność sposobu wydobycia, stosującego takie substancje powierzchniowo-czynne, wyraźnie obniża się, gdy skała zawiera substancje, w przypadku któiych istnieje duża możliwość wymiany kationów dwuwartościowych. Reakcja np. jonów wapnia i magnezu z sulfonianami podwyższa bowiem zużycie substancji powierzchniowo-czynnej i może wskutek nadmiernego wychwycenia uczynić sposób nieskutecznym, co wynika z następujących przyczyn: wytrącenie substancji powierzchniowo-czynnej; rozpuszczenie i powtórne strącenie w fazie węglowodorowej i jej przechwycenie, gdy faza węglowodorowa jest nieruchoma; adsorpcja na skale.

Trójwartościowe kationy wykazują jeszcze silniejsze działanie, ale dla uproszczenia omawia się tylko kationy dwuwartościowe.

Przy klasycznym stosowaniu sposobu dopasowuje się wtłaczany roztwór substancji powierzchniowo-czynnej do cieczy kolektora i ich temperatury. Optymalnego stopnia działania poszukuje

149 300 się tak, że masę cząsteczkową substancji po wierzchnio wo-czynnej, podział masy cząsteczkowej i stężenie substancji w roztworze micelarnym dobiera się drogą prób, 'przy czym ropę i wodę kolektora stosuje się w temperaturze kolektora. To optymalizowanie może następować za pomocą mieszaniny substancji powierzchniowo-czynnych (patrz: Wadę et al. „Low Interfacial Tensions Involving Mixtures of Surfactants Society of Petroleum Engineers Journal, kwiecień 1977).

Skład roztworu micelarnego zoptymalizowano z punktu widzenia obniżenia napięcia na granicy faz w podanych warunkach, lecz zmienia się początkowa równowaga fizykochemiczna między skałą a cieczami warstwowymi, gdyż do kolektora wtłacza się roztwór micelarny. Zmiany te hamują optymalną czynność roztworu micelarnego.

Na zasolenie wody wpływa podwyższenie stężenia jonów dwuwartościowych z powodu wymiany jonów i z tego powodu, że wzmaga się rozpuszczalność skały w wodzie w obecności substancji powierzchniowo-czynnych. Ponadto zmieniają się skład i stężenie substancji powierzchniowo-czynnej wskutek rozcieńczenia, co zostaje spowodowane zmieszaniem cieczy warstwowych i cieczy wypierającej. Dalszym czynnikiem zmian jest jeszcze też selektywna adsorpcja niektórych cząsteczek (działanie chromatograficzne). Zmiany spowodowane ośrodkiem porowatym wywierają działanie dominujące, co później znacznie zmniejsza skuteczność sposobu.

Zaproponowano już wiele receptur, by utrzymać skuteczność roztworu micelarnego i/lub obniżyć retencję substancji po wierzchnio wo-czynnej.

Według węgierskiego opisu patentowego nr 167489 biologiczny polimer wtłacza się przed roztworem micelarnym, by roztwór micelarny nie mógł zetknąć się z wodą warstwową, zasobną w kationy dwuwartościowe.

Według węgierskiego opisu patentowego nr 177 126 przed roztworem micelarnym, którego zadanie polega na wyciskaniu ropy, stosuje się w kolektorze emulsję typu olej w wodzie, która wzajemnie oddziela roztwór micelarny i zasobną w dwuwartościowe kationy wodą warstwową. Poza tym emulsja ta wskutek działania lepkości stabilizuje przepływ.

W opisie patentowym St. Zjedn. Am. nr 4 276 933 obniża się retencję substancji powierzchniowo-czynnej przez wtłaczanie wodnego roztworu niejonowej substancji powierzchniowoczynnej po wodnym roztworze naftosulfonianu. Wodny roztwór niejonowej substancji powierzchniowo-czynnej może rozpuszczać przechwycony sulfonian. Możliwe jest zatem ponowne stosowanie wodnego roztworu substancji powierzchniowo-czynnej, po jego odzyskaniu w odwiertach wydobywczych.

Opis patentowy St. Zjedn. Am. nr 4 232 737 omawia sposób uzyskania ropy, w którym substancje powierzchniowo-czynne stosuje się w kolektorach o wysokiej zawartości soli. Zatłoczona ciecz zawiera co najmniej dwie substancje powierzchniowo-czynne: składnik anionowy, taki jak naftosulfonian, i pomocniczą substancję powierzchniowo-czynną, taką jak alkohol lub polietoksylowany alkilofenolosulfonian lub sulfonian. Według tego sposobu wtłacza się kolejno za sobą kilka wałów roztworu micelarnego, a następnie roztwór wodny, zawierający substancję o niskiej zawartości soli do podwyższenia lepkości (polimer rozpuszczalny w wodzie). Stężenie soli i pomocniczej substancji powierzchniowo-czynnej maleje stopniowo od wartości najwyższej w pierwszym wale cieczowym do wartości najniższej w ostatnim wale cieczowym.

Według tego opisu patentowego St. Zjedn. Am. nr 4 232 737 w celu nastawienia zawartości soli w środowisku najpierw wtłacza się wodny roztwór, który zawiera alkohol rozpuszczalny w wodzie. Właściwy roztwór micelarny obok naftosulfonianu zawiera taki sam alkohol. Wreszcie - w razie

-potrzeby - ruchomy wał cieczowy może zawierać taki sam alkohol.

Według opisu patentowego St. Zjedn. Am. nr 4 074 755 podczas wtłaczania substancji powierzchniowo-czynnej utrzymuje się stosunek na występującej w kolektorze, stałej wartości, która tkwi między pierwiastkiem kwadratowym panującego stężenia kationów jednowartościowych a panującym stężeniem kationów dwuwartościowych. W zastrzeżeniu patentowym podano, że sposobem tym eliminuje się wymianę jonową, która zachodzi w kolektorze o wysokiej zdolności jonowymiennej.

149 300

Pomimo tego próby, dokonywane za pomocą omówionych i podobnych metod (patrz: S.L. Matheny Jr, „EOR Methods Help Ultimate Revoery“ Oil and Gas Journal, 31 marzec 1980), były często nieskuteczne. Między innymi można wyszczególnić następujące przyczyny:

— zoptymalizowana dla początkowych warunków równowagowych, jednorodna ciecz wypierająca może nie utrzymać swej pierwotnej skuteczności, jeśli warunki te wskutek powyższych zjawisk zmieniają się;

— ponieważ kolektory są niejednorodne, to trudne do uniknięcia przy wtłaczaniu wody jest wymieszanie z wodą złożową, której skład należy uznać za niekorzystny;

— poza tym, jeśli stosuje się niejonową substancję powierzchniowo-czynną, która wobec zmian zawartości soli jest mało wrażliwa, sposób ten staje się nieekonomiczny z powodu wysokiej ceny, tzn. roztwór ten nie może być zawsze akceptowany;

— jeśli w sposobie wydobywania stosuje się naftosulfoniany, to mogą wchodzić w rachubę monosulfoniany (mieszanina rozpuszczalnych w oleju sulfonianów, otrzymanych z rafinowania ropy naftowej za pomocą H2SO4), które z racji swej istoty są monosulfonianami i są łatwo rozpuszczalne w węglowodorach. Węgierski opis patentowy nr 177 232 omawia, jak takie naftosulfoniany muszą być wytwarzane. Ponieważ są to anionowe substancje powierzchniowo-czynne o dość dużej masie cząsteczkowej, to wobec zmian stężenia kationów dwu wartościowych są one o wiele bardziej wrażliwe niż wobec zmian stężenia jonów jednowartościowych. Zmiany te mogą być znaczne, np. gdy skała kolektora dysponuje wysoką zdolnością kationowymienną lub gdy węglany rozpuściły się z powodu wtłoczenia dwutlenku węgla. W określonych granicach stężenia dwuwartościowych kationów, które zależą od średniej masy cząsteczkowej sulfonianu i jego podziału mas cząsteczkowych, roztwór micelarny toleruje te zmiany, choć rozpuszczalność sulfonianu w olejach stopniowo rośnie.

Powyżej tej górnej granicy dochodzi do zmiany jakościowej, która prowadzi do utworzenia odwróconej (woda w oleju) lepkiej emulsji. Z tego wynika, że nasyconość pozostałości i retencja sulfonianu rosną, co pociąga za sobą rozpad roztworu micelamego.

Celem wynalazku jest opracowanie sposobu wydobywania ropy naftowej, który podwyższałby wydajność wydobycia ropy z roponośnych formacji geologicznych o znacznej zdolności jonowymiennej. Osiąga się ten cel za pomocą sposobu, w którym do odwiertu zasilającego wprowadza się zawierający anionową substancję powierzchniowo-czynną wał cieczowy wyciskający ropę w kierunku co najmniej jednego odwiertu wydobywczego, a następnie do formacji geologicznej przez odwiert zasilający wtłacza się wodny środek wypierający. Sposób ten polega według wynalazku na tym, że tworzy się cieczowy wał składający się z kilku jedna za drugą zatłoczonych stref, spośród których przynajmniej jedna strefa zawiera substancję powierzchniowoczynną, i rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w zatłoczonej wodzie nastawia się w tych strefach rosnąco w kolejności wtłaczania do odwiertu. Następnie przez odwiert zasilający wtłacza się do złoża wodę, która tłoczy na cieczowy wał wypierający, a ten wytłacza ropę naftową do odwiertu zasilającego.

Cieczowy wał wypierający zawiera substancje powierzchniowo-czynne, które dobiera się tak, aby one uwzględniały zjawiska fizyczne i chemiczne, występujące w skałach kolektora węglanowego i/lub piaskowcowego, zawierającego glinę i wykazującego znaczną zdolność jonowymienną.

Sposób jest interesujący wtedy, gdy zdolność katiowymienna wynosi 0,1-10 milirównoważników/lOOg skały, zwłaszcza przy wartości 1-3 milirównoważników/lOOg skały. W następstwie sposób zapewnia podwyższoną wydajność wydobycia ropy (zwiększony współczynnik odropienia), choć stosuje się tylko umiarkowaną ilość substancji powierzchniowo-czynnej. Osiąga się dzięki temu cel wynalazku, a poza anionową substancją powierzchniowo-czynną stosuje się jeszcze substancje pomocnicze o różnym stężeniu.

Anionową substancją powierzchniowo-czynną może być sulfonian, karboksylan, fosforan, ftalan, siarczan itd., lub mieszaniny tych produktów. Ta substancja powierzchniowo-czynną jest objęta ogólnym wzorem R1 - Xi 1M+, w którym R1 oznacza rodnik alifatyczny o 8-24 atomach węgla lub rodnik alkiloaromatyczny o 14-36 atomach węgla, Χ1 oznacza polarny rodnik typu sulfonianu, siarczanu, karboksylanu, fosforanu, ftalanu itp., a M+ oznacza ogólnie kation jednowartościowy, taki jak amoniowy lub kation metalu alkalicznego; anionowa substancja czynna może być sulfonianem surowej ropy naftowej lub sulfonianem nafty, pochodzącym z obróbki surowych frakcji

149 300 5 ropy naftowej za pomocą oleum lub trójtlenku siarki. Dla uproszenia te anionowe substancje powierzchniowo-czynne w podanych niżej przykładach nazwano naftosulfonionami.

Substancje pomocnicze zmieniają pierwotną rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w wodzie w taki sposób, że ona we wtłaczanym roztworze stopniowo rośnie. Te pomocnicze substancje, bez ograniczania ich zakresu, mogą być np. następujące:

— alifatyczny alkohol jednowodorotlenowy o 4-18 atomach węgla, taki jak np. etyloheksanol-2, ' albo zupełnie inna substancja polarna, taka jak aminy, ketony, etery, estry o takiej liczbie atomów węgla, która wystarcza na to, by obniżyć rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w wodzie, np. oleje fuzlowe;

— substancja powierzchniowo-czynna typu alkilowych lub alkiloarylowych eterów glikolu polietylenowego albo siarczanu, fosforu, karboksylanu, amoniosulfonianu lub alkilosulfonianu eteru alkilowego lub alkiloarylowego glikolu polietylenowego, np. o wzorze R.2-O/CH2CH2O/nM, w którym R2 oznacza rodnik alifatyczny o 8-24 atomach węgla lub rodnik alkiloaromatyczny o 16-36 atomach węgla, a n oznacza liczbę 1-50, albo też np. o wzorze R3-O/CH2CH2O/_m-i CH2CH₂X2^_M⁺, w którym R3 i m mają znaczenie podane odpowiednio dla R2 i η, X2_ ma znaczenie podane wyżej dla Xi, a M+ oznacza ogólnie kation jednowartościowy, taki jak kation amonowy lub kation metalu alkalicznego. Tę pomocniczą substancję po wierzchnio wo-czynną stosuje się w celu podwyższenia rozpuszczalności anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w zatłoczonej wodzie;

— alifatyczny alkohol jednowodorowy o 1-5 atomach węgla, taki jak alkohol izopropylowy, albo zupełnie inna substancja, taka jak aminy, ketony, etery lub estry o takiej liczbie atomów węgla, która wystarcza na to, by zwiększyć rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowoczynnej w wodzie zatłoczonej. Poza tym roztwór micelarny może zawierać substancje regulujące ruchliwość, szeroko rozpowszechnione przy wydobywaniu ropy naftowej, takie jak częściowo zhydrolizowany lub niezhydrolizowany poliakryloamid o masie cząsteczkowej 4·1θ6 — 10· 1θ6, albo polisacharyd o masie cząsteczkowej 1Ί0⁶ — 5·1θ6.

Roztwór micelarny może jeszcze zawierać surową ropę naftową, frakcję surowej ropy naftowej, rafinowaną frakcję surowej ropy naftowej, czysty węglowodór, węglowodór alifatyczny lub pierścieniowy albo mieszaniny różnych produktów.

Warunki regulujące i zapewniające skuteczność wypierania ropy powstają w następstwie przenoszenia jonów (wymiana jonowa, rozpuszczanie) i efektu chromatograficznego. Pomocnicze substancje chronią anionową substancję powierzchniowo-czynną przed ryzykiem retencji występującej wskutek zmiany składu. Substancje te dobiera się tak, żeby po pierwsze uniknąć niebezpieczeństwa wytrącenia anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, a po drugie, żeby substancje te w obecności dwuwartościowych kationów pochodzących ze skały prowadziły w synergicznym współdziałaniu z tą substancją anionową do układów o niskim napięciu na granicy faz.

Wynalazek wykorzystuje omówione wyżej oddziaływania. Polega to na tym, że nastawia się gradient rozpuszczalności anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w wodzie zatłoczonej. Maksymalna wartość tej rozpuszczalności w wodzie musi być nastawiana w zależności od charakteru kolektora ropy (skała, ropa, woda, temperatura) oraz od charakteru anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, a nadto od kinetyki zjawisk. Gradient rozpuszczalności wykorzystuje się za pomocą zawierającego kilka stref, cieczowego wału w sposób niżej omówiony.

Pierwszą częścią zatłoczonego wału wypierającego jest roztwór micelarny anionowej substancji, którego skład został zoptymalizowany względem warunków oczekiwanych w otoczeniu odwiertu zasilającego. Ponieważ jednak warunki te w zależności od kolektora mogą się zmieniać, toteż potrzebne są różne rodzaje optymalizowania, i tak np. gdy wody złożowe są słabo zasolone i gdy posiadana substancja powierzchniowo-czynna jest rozpuszczalna w wodzie, to równowagę między hydrofitowymi a liofilowymi własnościami tej substancji powierzchniowo czynnej, tzn. obniżenie rozpuszczalności w zatłoczanej wodzie, osiąga się następująco: dodaje się substancję powierzchniowo-czynną, łatwiej rozpuszczalną w olejach; i/lub dodaje się alkohol o długim łańcuchu; i/lub podwyższa się stężenie elektrolitu.

Drugą część cieczowego wału tworzy wodny roztwór anionowej substancji powierzchniowo czynnej, który nie zawiera żadnych substancji pomocniczych lub tylko w bardzo małej ilości, odpowiedniej do warunków stosowania. Roztwór ten osiąga swą największą skuteczność podczas

149 300 dłuższej drogi w ośrodku porowatym w następstwie wymiany jonowej, która zachodzi - między roztworem a skałą.

Trzecią część cieczowego wału tworzy wodny roztwór, zawierający anionową substancję czynną lub nie, zawierający jedną lub - kilka substancji pomocniczych, których funkcja polega na tym, że obniżają one wiązanie sulfonianu: może to być jonowa lub anionowa substancja powierzchniowo-czynna i/lub alkohol o małej masie cząsteczkowej. Te pomocnicze -substancje czynne - wykazują nieznaczną retencję i dlatego utrzymują właściwości roztworu na optymalnym poziomie. Poza tym' obniżają one wrażliwość roztworu miceralnego'na jony dwuwartościowe. Wreszcie te pomocnicze substancje czynne są w stanie przełamać emulsję i desorbować cząsteczki substancji powierzchniowo-czynnej, dzięki czemu możliwe jest ponowne uruchomienie zatrzymanej anionowej substancji powierzchniowo-czynnej.

Czwartą częścią cieczowego wału jest roztwór wodny, który może zawierać substancje regulujące ruchliwość i/lub substancje pomocnicze w odpowiednim stężeniu. Substancje te mogą obniżyć zatrzymanie anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w takiej mierze, w jakiej podwyższa ona rozpuszczalność w wodzie zatłoczonej.

Skład cieczowego wału musi być tak opracowany, aby mógł on być elastycznie stosowany dla różnych -.możliwych warunków, np. należy się liczyć z tym, że cieczowy ' wał wypierający może się składać z więcej niż czterech części.

Jeżeli zawartość soli w zatłaczanej wodzie jest dostatecznie wysoka lub jeśli wtłoczono CO2 do kolektora, który -zawiera węglany metali ziem alkalicznych i który stężenie dwuwartościowych kationów zawartych w roztworze znacznie podwyższa, albo jeśli stosowana anionowa - substancja powierzchniowo-czynna łatwo rozpuszcza się w oleju, to - zatłaczanie należy zaczynać bezpośrednio z - drugą częścią cieczowego wału (patrz np. próba 2f). Jeżeli więc następuje optymalizowanie tej drugiej części, wówczas uwzględnia się charakter anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, a także warunki w kolektorze.

W części dalszej dane procentowe substancji czynnej oznaczają procenty wagowe. Zawartość soli w wodzie, która znajduje się w złożu, albo którą stosuje się do wypierania ropy, wyraża się w równoważnikach chlorku sodowego. Korzystne jest, jeśli ta zawartość soli nie za bardzo przewyższa wartość 3% w różnych strefach wału cieczowego.

Wynalazek wykazuje zadowalające wyniki w przypadku takich wód, w których zawartość soli wynosi - około 0,5%.

Według wynalazku całkowita zawartość anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w pierwszej części . wału cieczowego wynosi 1-10% w zatłoczonej wodzie, z czego 0-5% jest łatwo rozpuszczalne w oleju, zaś resztę stanowi anionowa substancja czynna łatwo rozpuszczalna w wodzie. Ponadto zatłaczana woda zawiera 0-5% alkoholu o wysokiej liczbie atomów węgla, takiego jak etyloheksanol-2 lub oleje fuzlowe, albo sole jedno- i/lub dwuwartościowych kationów, takich jak Ca⁺⁺ i Mg⁺⁺, w stężeniu 0,05 mola soli/litr, 0-0,2% polimeru rozpuszczalnego w wodzie i 0-10% węglowodoru. Wielkość tej pierwszej części wału cieczowego wynosi 5-20% objętości przestrzeni porów.

Drugą częścią wału cieczowego jest zatłaczana woda, która - zawiera 1-10% anionowej substancji czynnej, łatwo rozpuszczalnej w wodzie, 0-2% pomocniczej substancji powierzchniowoczynnej, 0-5% alkoholu o małej masie cząsteczkowej, takiego jak alkohol izopropylowy, 04),2% polimeru rozpuszczalnego w wodzie i 0-10% węglowodoru. Wielkość tej drugiej części wału cieczowego wynosi 5-30% objętości przestrzeni porów.

Trzecią częścią wału cieczowego jest zatłaczana woda, która zawiera 0-5% anionowej substancji czynnej, łatwo rozpuszczalnej w wodzie, 0,1-5% pomocniczej - substancji powierzchniowoczynnej, 0,5-10% alkoholu o małej masie cząsteczkowej, takiego jak alkohol izopropylowy, 0-0,2% polimeru rozpuszczalnego w wodzie i 0-10% węglowodoru. Wielkość tej trzeciej części cieczowego wału wynosi 5-30% objętości przestrzeni porów.

Czwartą częścią cieczowego wału jest zatłaczana woda, która zawiera 0-3% pomocniczej substancji powierzchniowo-czynnej, 0-3% alkoholu o małej masie cząsteczkowej, takiego jak alkohol izopropylowy, i 0-0,2% polimeru rozpuszczalnego w wodzie. Wielkość tej czwartej części wału cieczowego wynosi 5-50% objętości przestrzeni porów.

149 3Μ Ί

Ten wyżej omówiony cieczowy wał wypierający przepycha zatłoczona woda ku odwiertom wydobywczym. Zatłoczona woda zawiera 0-0,2% polimeru rozpuszczalnego w wodzie.

Zalety wynalazku wynikają jasno z podanego niżej omówienia i są przedstawione na rysunku w figurach niżej omówionych. Fig. 1Ά przedstawia stopień nasycenia kolektora pozostałą ropą i retencję sulfonianu po zatłoczeniu rozpuszczalnego w olejach sulfonianu o zoptymalizowanym składzie i o typie mahonosulfonianu. Fig. IB ukazuje nasycenie pozostałą ropą i retencję sulfonianu po zatłoczeniu sulfonianu rozpuszczalnego w wodzie. Fig. 1C unaocznia nasycenie pozostałą ropą i retencję sulfonianu po zatłoczeniu cieczowego wału wypierającego według wynalazku. Fig. 2B ukazuje nasyconą pozostałą ropę, raz po zatłoczeniu wody, a raz po wtłoczeniu dwutlenku węgla. Fig. 2E demonstruje nasycenie pozostałą ropą i retencję sulfonianu po wtłoczeniu dwutlenku węgla, a później sulfonianu rozpuszczalnego w wodzie. Fig. 2F przedstawia nasycenie pozostałą ropą i retencję sulfonianu po wtłoczeniu dwutlenku węgla i cieczowego wału wypierającego według wynalazku. Fig. 3 ukazuje stężenie sulfonianu, wapnia i żelaza w warstwie organicznej produktu z próby lc według wynalazku oraz ilość wydobytej ropy. Fig. 1A ukazuje nasycenie Sor pozostałą ropą, wyrażone jako część objętości Vp przestrzeni porów, nadto ukazuje retencję sulfonianu, wyrażoną w jednostce A mg/g skały, wzdłuż długości modelu w zależności od długości 1 cm, po zatłoczeniu roztworu micelarnego, zawierającego sulfonian- należący do mahonosulfonianów. Sulfonian ten wykazuje tylko mierną tolerancję względemjonów dwuwartościowych. Można zaobserwować szybki wzrost nasycenia pozostałą ropą w towarzystwie wysokiej retencji sulfonianu.

Takie tańsze sulfoniany można stosować do wytwarzania roztworu micelarnego. Ich wytwarzanie omówiono w węgierskim opisie patentowym nr 177119. Sulfoniany te obok mahonosulfonianów zawierają monosulfoniany o mniejszej masie cząsteczkowej, nadto dwu- i wielosulfoniany i sole mineralne (mianowicie Na2SO<), powstające podczas wytwarzania. Zawartość soli mineralnych w takich sulfonianach także odgrywa ważną rolę w przypadku zjawiska wymiany jonowej.

W przypadku stosowania wynalazku stwierdzono, że gdy sporządzony za pomocą takich sulfonianów roztwór micelarny wtłoczy się - -w skałę kolektora, wykazującego znaczną zdolność jonowymienną, to in situ podwyższa się skuteczność wypierania ropy, ponieważ występuje oddziaływanie z dwuwartościowymi jonami, dochodzącymi ze skały do roztworu. W następnie opisanych przykładach oczywistą staje się wytwarzanie wapna, wywołane przez roztwór sulfonianowy.

Abstrahując od tego stężenia dwuwartościowych kationów zależy od stosunku, który istnieje między stężeniem tych kationów, np. wapnia, a stężeniem sulfonianu oraz od stężenia sulfonianu w roztworze micelamym. Sulfonian ten, chociaż rozpuszcza się on w wodzie lepiej niż mahanosulfonian, może również zostać przechwycony, tak jak w -przykładzie la, gdzie stosunek stężenia Ca⁺⁺ i sulfonianu rośnie; okazuje się jednak, że mniej należy obawiać się tego, iż utworzy się lepka emulsja, która mogłaby zatkać ośrodek porowaty.

Figura IB demonstruje nasycenie Sor pozostałą ropą, wyrażone częścią objętości przestrzeni porów, oraz retencję sulfonianu, wyrażoną w jednostce mg/g skały, dla przypadku, w którym wtłacza się taki sulfonian. Można stwierdzić, że zastosowaniu tego sulfonianu, który jest lepiej rozpuszczalny w wodzie niż sulfonian optymalny, towarzyszą następujące ograniczenia: układ micelarny nie osiąga optymalnego stosunku stężenia Ca++/ sulfonian w pobliżu odwiertu zasilającego. Jest zatem nie dość skuteczny, a nasycenie resztkową ropą pozostaje dość duże; aby skompensować tworzenie emulsji i wychwytywanie, należy w interesie optymalnych warunków wypierania wtłaczać większe objętości roztworów micelarnych, co jednak wzmaga koszty sposobu.

Podobne trudności powstają, gdy stężenie dwuwartościowych kationów wody złożowej jest wysokie lub wzrośnie wskutek tego, że wtłoczy się dwutlenek węgla w skałę kolektora zawierającego węglany.

Figura 2E ukazuje nasycenie Sor pozostałą ropą, wyrażone częścią objętości przestrzeni porów, oraz retencję sulfonianu, wyrażoną w jednostce mg/ skały, w zależności od długości porowatego wypełnienia L(cm) po wtłoczeniu dwutlenku węgla i naftosulfonianu rozpuszczalnego w wodzie. W tym przypadku spotyka się roztwór sulfonianu na początku wtłaczania z odpowiednią ilością wapnia i skutecznie wytłacza ropę. Mimo tego ośrodek porowaty zatrzymuje większą część substancji powierzchniowo-czynnej na dość krótkiej drodze, a tym samym maleje zdolność roztworu micelarnego do wytłaczania ropy.

149 300

Z powodu zjwisk występujących podczas wypierania (wielowartościowe kationy przechodzą do roztworu, niektóre cząsteczki powierzchniowo-czynne zostają zaadsorbowane) trudne jest dostosowanie roztworu micelarnego do stopniowo tworzących się warunków, gdy stosuje się ciecz wypierającą o jednorodnym składzie.

Figury 1C i 2F obrazują próby przeprowadzone sposobem według wynalazku. Podają one nasycenie Sor zaległą ropą, wyrażone w częściach objętości przestrzeni porów, oraz retencję anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, wyrażone w jednostkach A mg/g skały, w zależności od długości L (cm) ' ośrodka porowatego.

Można stwierdzić, że przebieg krzywych jest o wiele korzystniejszy niż w przedstawionych na fig. 1Α, IB i 2E badaniach, chociaż zawsze stosowano tę samą ilość substancji powierzchniowoczynnej, co wynika z informacji, zawartych w podanych niżej przykładach.

Przykład I (Próby la, lb, lc). Serię doświadczalną wypierania przeprowadzono pod ciśnieniem 10 Mpa w temperatzurze 95°C w takim ośrodku porowatym, które wytworzono ze skały piaskowcowej pochodzącej z kolektora ropy naftowej.

Stosowano następujące postępowanie: ziarno skruszono, po czym w nierdzewnej rurze stalowej razem sprasowano. Charakterystyczne cechy tego ośrodka porowatego zestawiono w tabeli 1. Różnice stwierdzone przy pomiarach przepuszczalności gazu i wody złożowej wskazują na to, że glina pęcznieje podczas przepływu wody.

Tabela 1.

	Przykład I Próba a, b, c	Przykład II Próba d, e, f
	Kwarc (%)	70	64
Skład	Kalcyt (%)	20	33
	Glina (%)	10	3
	Długość (cm)	100	100
Wielkość	Średnica (cm)	2,5	5
Porowatość		0,34>0,01	0,38 >0,01
Przepuszczalność (μιη2)
wobec gazu		200+10ΧΚΤ³	150+10Χ10³
wobec wody złożowej		50+ 10 X 10³	47 + 10Χ10’³
Zdolność kationowymienna
(milirównoważników wymienialnych jonów
w gramach		2,4	1,4

1. Wprowadzanie płynów. Ośrodek porowaty najpierw nasyca się wodą złożową z kolektora, której całkowita zawartość soli wynosi 0,46%. Wodę tę następnie wypiera bezgazowa ropa z kolektora (w temperaturze 20°C, o gęstości 0,809 g/litr i o lepkości 3,2mPa’s). Nie dające się zmniejszyć nasycenie skały wodą wynosi 0,37 ± 0,01. Następnie bezgazową ropę zastępuje się ropą, która pod ciśnieniem 10 MPa w temperaturze 95°C została nasycona gazem nośnym. Stosunek gaz — ropa wynosi 54 i^/m3. Wreszcie ropę wypiera się zatłoczoną wodą o zawartości 0,40% soli przy szybkości przesączania 1 m/dzień. Otrzymane nasycenie zaległą (pozostałą) ropą wyniosło 0,34 + 0,01, tzn. wydobycie ropy wyniosło 46%.

2. Wtłaczanie substancji powierzchniowo-czynnych. Stosowano trzy receptury.

Próba la: po nawadnianiu zatłoczono wodny roztwór w objętości odpowiadającej 30% objętości przestrzeni porów. Zatłoczoną wodę stanowił wodny roztwór zawierający 3% należącego do typu mahonosiarczanów, naftosiarczanu o średniej masie cząsteczkowej 460. Ten roztwór wodny został następnie wyparty za pomocą zatłoczonej wody o objętości równej objętości przestrzeni porów. Wartość średnia nasycenia zaległą ropą obniżyła się z 0,34 do 0,23, co odpowiada całkowitemu wydobyciu ropy równemu 63%.

149 300

Próba lb: po nawadnianiu zatłoczono wodny roztwór w objętości odpowiadającej 30% objętości przestrzeni porów. Ta zatłoczona ciecz zawierała: 3% naftosulfonianu, który poza mahonosulfonianem zawierał około 20% cząsteczek dwu i wielosulfonianów (średnia masa cząsteczkowa tej mieszaniny sulfonianów wynosiła około 400). Dalej nastąpiło wypieranie zatłoczoną wodą o objętości równej 100% objętości przestrzeni porów. Wartość średnia nasycenia zaległą ropą obniżyła się z 0,34 do 0,19, co odpowiada całkowitemu wydobyciu ropy równemu 70%.

Próba lc: po nawadnianiu kolejno zatłoczono w sposobie według wynalazku następujące ciecze wypierające 1.-4.:

1. Ciecz zatłocźona w ilości 5% objętości przestrzeni porów stanowiła roztwór wodny, zawierający naftosulfonian omówiony w próbie lb i nadto 0,5% oleju fuzlowego.

2. Ciecz zatłoczona w ilości 10% objętości przestrzeni porów stanowiła wodny roztwór 3% naftosulfonianu omówionego w próbie lb.

3. Ciecz zatłoczona w ilości 15% objętości przestrzeni porów stanowiła wodny roztwór, który zawierał 2,45% naftosulfonianu omówionego w próbie lb oraz 0,27% etoksylowanego alkoholu o wzorze R-O/CHaCEhO/nH, w którym R oznacza rodnik alifatyczny o 15 atomach węgla, a n oznacza średnio liczbę 15.

4. Ciecz zatłoczona w ilości 10% objętości przestrzeni porów stanowiła roztwór, który zawierał poprzednio omówiony etoksylowany alkohol i 1% alkoholu izopropylowego.

Ten cieczowy wał wypierający przeciskano zatłoczoną wodą o objętości równej objętości przestrzeni porów. Wartość średnia nasycenia zaległą ropą obniżyła się z 0,34 do 0,06, co odpowiada całkowitemu wydobyciu ropy równemu 90%.

Po każdej poszczególnej próbie wypierania usuwano ośrodek porowaty z rury stalowej przez wiercenie, po czym dzielono go na 5 lub 6 części, w których następnie oznaczano nasycenie Sor ropą naftową i retencję A sulfonianu.

W przypadku prób la, lb i lc wartości te przedstawiano na fig. 1 A, IB lub 1C jako zależności od długości ośrodka porowatego.

Z figur tych wyraźnie widać, że w próbie lc dobry wynik wydobycia należy zawdzięczać dobrej skuteczności roztworu micelarnego, wykazanej na całej długości ośrodka porowatego, natomiast w próbie la ta dobra skuteczność jest obserwowana tylko na początku porowatego modelu skały, a w próbie lb tylko w środkowej części modelu.

W celu lepszego uwidocznienia fig. 3 przedstawia stężenie Ca⁺⁺ i Fe⁺⁺⁺ eluatu (wyrażone w częściach na milion — ppm), stężenie sulfonianu, wychodzącego z ośrodka porowatego, wyrażone w g/litr, oraz osiągniętą w próbie lc za pomocą zatłoczonego roztworu micelarnego, wydajność wydobycia ropy E (wyrażoną w % stanu ropy po wydobyciu wtórnym).

Przykład II. (Próby 2d, 2e i 2f). Serię doświadczalną wypierania przeprowadzono pod ciśnieniem 10 MPa w temperaturze 64°C w takim samym układzie rugowania jak w przykładzie I z zastosowaniem ziarn piaskowca pochodzących z kolektora ropy. Charakterystyczne cechy ośrodka porowatego zestawiono w tabeli 1.

1. Wprowadzanie płynów. Ośrodek porowaty najpierw nasycono wodą złożową z kolektora, której zawartość soli wynosiła 1%. Wodę tę wyparto ropą naftową z kolektora (w temperaturze 20°C, o gęstości 0,825 g/litr i o lepkości 3,8 mPa-s). Nie dające się zmniejszyć nasycenie skały wodą wynosiło 0,37 ± 0,01. Następnie ropę kolektorową wypierano ropą nasyconą gazem. Stosunek gaz — ropa wynosił 56 m³/m³. Dalej ropę tę wypierano przez zatłaczanie wody zawierającej 0,6% soli przy szybkości przesączania 1 m/dzień. Otrzymane nasycenie zaległą ropą wyniosło 0,25 ±0,01, tzn. wydobycie ropy wyniosło 60%.

2. Wtłaczanie CO2 (przykład lid). Po nawadnianiu zatłoczono pod ciśnieniem 10 MPa ilość gazu odpowiadającą 30% objętości przestrzeni porów. Gaz ten zawierał 82% dwutlenku węgla. Został on następnie wyparty przez zatłoczoną wodę. Nasycenie skały zaległą ropą obniżyło się z 0,25 do 0,20, tzn. dzięki tej wodzie i dwutlenkowi węgla zrealizowano całkowitą wydajność wydobycia ropy równą 68%. Jako pewne można przyjąć, że pod ciśnieniem 10 MPa nie zostały w ogóle osiągnięte optymalne warunki skuteczności CO2 i że wydobycie ropy jest tylko częściowe. Jednak na podstawie rozważań ekonomicznych mogłyby takie warunki zostać dobrane. Przytoczony tu przykład ma tylko wskazać na to, że wtłoczenie roztworu micelarnego po takim omówionym zatłoczeniu CO2 i wody jest nie mniej skuteczne.

149 300

3. Wtłaczanie substancji powierzchniowo-czynnych. Po nawadnianiu, po którym nastąpiło zatłoczenie CO2, realizowano dwa warianty: pierwszy według starej metody (próba 2e) i drugi sposobem według wynalazku (próba 2f).

Próba 2e: wtłoczono wodny roztwór o objętości równej 45% objętości przestrzeni porów, składający się z cieczy zawierającej 2% naftosulfonianu omówionego w próbie lb, po czym nastąpiło rugowanie zatłoczoną wodą o' objętości równej objętości przestrzeni porów. Nasycenie skały zaległą ropą obniżyło się -z 0,20 do 0,10, co odpowiada całkowitemu wydobyciu ropy równemu 84%.

Próba 2f: w sposobie według wynalazku kolejno zatłoczono następujące ciecze wypierające

1.-3.:

1. Ciecz zatłoczona w ilości 20% objętości przestrzeni porów stanowiła roztwór wodny, zawierający 1,7% naftosulfonianu omówionego w próbie lb i 0,04% siarczanu sodowego eteru alkilowego glikolu polietylenowego o ogólnym wzorze R-O/CH2CH2O/m-i CHaCH^SOłNa, w którym R oznacza rodnik alifatyczny o 15 atomach węgla, a m oznacza średnio liczbę 15.

2. Ciecz 'zatłoczona w ilości 25% objętości przestrzeni porów stanowiła wodny roztwór omówiony w próbie lb, zawierający 1,7% sulfonianów ropy naftowej i 0,36% wyżej omówionego siarczanu sodowego eteru alkilowego glikolu polietylenowego.

3. Ciecz zatłoczona w ilości 10% objętości przestrzeni porów stanowiła roztwór wodny, zawierający 0,22% wyżej omówionego siarczanu sodowego eteru alkilowego glikolu polietylenowego i 1,5% alkoholu izopropylowego. Ten cieczowy wał wypierający przeciskano zatłoczoną wodą o objętości równej objętości przestrzeni porów. Nasycenie skały zaległą ropą obniżyło się z 0,20 do 0,03, co odpowiada całkowitemu wydobyciu ropy równemu 95%.

Po każdej próbie usuwano ośrodek porowaty z rury stalowej przez wiercenie, po czym dzielono go na 5 części, w których oznaczano nasycenie Sor ropą naftową i retencję A sulfonianu. Stwierdzono, że w próbie 2d (fig. 2D) wyrażone jako ułamek objętości Vp przestrzeni porów nasycenie Sor/COf/ zaległą ropą było po zatłoczeniu CO2 równomierne na całej długości L(cm) ośrodka porowatego, oraz że nasycenie Sor/E/ zaległą ropą było po zatłoczeniu wody również równomierne, podczas gdy w przeciwieństwie do tego nasycenie skały zaległą ropą i podział sulfonianu istotnie zmieniły się po wtłoczeniu substancji powierzchniowo-czynnych (próby 2e i 2f).

Figury 2E i 2F przedstawiają te podziały. Okazało się, że wysoka wydajność wydobycia, otrzymana dzięki zastosowaniu sposobu według wynalazku, pochodzi stąd, że nasycenie zaległą ropą na całej długości ośrodka porowatego jest sprowadzone do minimum (próba 2f), zaś w próbie 2e skuteczność roztworu substnacji powierzchniowo-czynnych ogranicza się do pierwszej połowy długości ośrodka porowatego. Można byłoby wysnuć ostateczną konkluzję, że w tej ostatnio omawianej próbie większa część sulfonianu pozostaje w ośrodku porowatym.

W próbach la, lb i 2e oraz 2f praktycznie stosowano identyczną ilość substancji powierzchniowo czynnej. W sposobie według wynalazku wzrost kosztów spowodowany zastosowaniem alkoholi wyrównuje się po większej części uzyskiem, wnoszonym przez wzrost wydajności wydobycia ropy.

T a b e1a 2

Próba	Zużycie substancji powierzchniowo-czynnej (z wyjątkiem alkoholi) (%.Vp)	Całkowita wydajność wydobycia (%)	Uzysk w porównaniu z próbami la lb 2e
la®	0,900	63
lb®	0,900	70
lc^b	0,899	90	+ 42,9% + 28,6%
2e®	0,900	84
2f	0,886	95	+ 13,1

a — poprzednie metody b — sposób według wynalazku

149 300

Fakt ten wyraźnie przedstawiono w tablicy 2, gdzie w przypadku różnych prób uwidoczniono zużycie substancji powierzchniowo-czynnej jako iloczyn stężenia podanego w procentach i zatłoczonej części objętości przestrzeni porów, oraz uwidoczniono całkowitą wydajność wydobycia ropy naftowej (wyrażoną w procentach początkowej ilości ropy naftowej), nadto podano zwielokrotnienie wydajności wydobycia, osiągnięte za pomocą sposobu według wynalazku, wyrażone w procentach rezultatów oaiąganych za pomocą poprzednich metod.

Aby można było realizować wynalazek są niezbędne skały kolektora, wykazujące znaczną zdolność jonowymienną. Jeśli wymaganie to nie zostanie uwzględnione, to warunki kolektorowe ograniczające zastosowanie sposobu według wynalazku będą takie same, jak w przypadku postępowania według starych metod.

Claims

Zastrzeżenia patento we

1. Sposób polepszania wydajności wydobycia ropy naftowej z roponośnych formacji geologicznych o znacznej zdolności jonowymiennej, przy czym do odwiertu zasilającego wprowadza się zawierający anionową substancję powierzchniowo-czynną wał cieczowy wyciskający ropę w kierunku co najmniej jednego odwiertu wydobywczego, a następnie do formacji geologicznej przez odwiert zasilający wtłacza się wodny środek wypierający, znamienny tym, że tworzy się cieczowy wał składający się z kilku jedna za drugą zatłoczonych stref, spośród których przynajmniej jedna strefa zawiera substancję powierzchniowo czynną, i rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo czynnej w zatłoczonej wodzie nastawia się w tych strefach rosnąco w kolejności wtłaczania do odwiertu.
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w strefie cieczowego wału wypierającego, wprowadzonej jako pierwsza do odwiertu zasilającego_zstosuje się dodatek, który zmniejsza rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo czynnej w zatłoczonej wodzie.
3. Sposób według zastrz. 1 albo 2, znamienny tym, że w strefie cieczowego wału, zatłoczonej jako ostatnia do odwiertu zasilającego, stosuje się substancję pomocniczą, która rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo-czynnej w zatłoczonej wodzie zmniejsza w porównaniu do rozpuszczalności w poprzedniej strefie.
4. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że wielkość strefy, cieczowego wału, zawierającej pomocnicze substancje zmniejszające rozpuszczalność w wodzie anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, stanowi 5-20% objętości przestrzeni porów, zaś wielkość strefy, zawierającej pomocnicze substancje zwiększające rozpuszczalność w wodzie anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, stanowi 5-50% objętości przestrzeni porów.
5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że w strefie cieczowego wału, która zawiera pomocniczą substancję zmniejszającą rozpuszczalność w wodzie anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, stosuje się 1-10% wagowych anionowej substancji powierzchniowe czynnej, z czego 0-5% wagowych jest rozpuszczalna w oleju, oraz stosuje się 0-5% wagowych alkoholu o wysokiej liczbie atomów węgla, sole kationów w stężeniu 0,05 mola/litr, 0-0,2% wagowych polimeru rozpuszczalnego w wodzie i 0-10% wagowych węglowodoru.
6. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że w strefie cieczowego wału, która zawiera pomocniczą substancję zwiększającą rozpuszczalność w wodzie anionowej substancji powierzchniowo-czynnej, stosuje się 0-3% wagowych pomocniczej substancji powierzchniowo-czynnej, 0-3% wagowych alkoholu o niskim ciężarze cząsteczkowym i 0-0,2% wagowych polimeru rozpuszczalnego w wodzie.
7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że tworzy się cieczowy wał składający się z co najmniej dwóch stref, z których najpierw zatłoczona strefa stanowi wodną warstwę zawierającą

1-10% wagowych rozpuszczalnej w wodzie, anionowej substancji powierzchniowo czynnej, 0-2% wagowych co najmniej jednej pomocniczej substancji powierzchniowo-czynnej, zwiększającej rozpuszczalność anionowej substancji powierzchniowo czynnej w zatłoczonej wodzie, 0-5% wagowych alkoholu o niskim ciężarze cząsteczkowym, 0-0,2% wagowych polimeru rozpuszczanego w wodzie i 0-10% wagowych węglowodoru, zaś następna zatłoczona strefa stanowi wodną warstwę zawierającą 0-5% wagowych anionowej substancji powierzchniowo czynnej rozpuszczalnej w zatłoczonej wodzie, 0,1-5% wagowych co najmniej jednej pomocniczej substancji powierzchniowo-czynnej, 0,5-10% wagowych alkoholu o niskim ciężarze cząsteczkowym, 0-0,2% wagowych polimeru rozpuszczalnego w wodzie i 0-10% wagowych węglowodoru.

149 300
8. Sposób według zastrz. 7, znamienny tym, że strefa zatłoczona jako pierwsza stanowi 5-30% objętości przestrzeni porów formacji geologicznej, zaś strefa zatłoczona jako druga stanowi 5-30% objętości przestrzeni porów formacji geologicznej.
9. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że przed utworzeniem cieczowego wału wtłacza się gazowy dwutlenek węgla.
10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się 0,1-100 milirównoważników na 100 g skały kolektora ropy wykazującego zdolność jonowymienną.

ęos-y /6

Ο, CL

Fig.3