DE2450290A1 - Verfahren zur kohlenwasserstoffgewinnung aus einer untertaegigen kohlenwasserstoffhaltigen formation - Google Patents

Description

Patentassessor . Hamburg, den 4. Okt. 1974

Dr. Gerhard Schupfner

Deutsche Texaco AG

2000 Hamburg 13 T 74 053 (D 72,469-F·)

Mittelweg 180'

TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION 135 East 42nd Street New York, N. Y. 10017

U. S. A.

Verfahren zur Kohlenwasserstoffgewinnung aus einer untertägigen kohlenwasserstoffhaltigen Formation

Diese Erfindung betrifft ein Sekundär- oder Tertiärförderverfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer untertägigen kohlenwasserstoffhaltigen Formation, wobei in einem verbesserten Verfahren eine Menge (slug) eines Kohlenwasserstoff lösungsmittel, das einen ungesättigten, sekundären Alkohol enthält, in die Formation injiziert wird und anschliessend die Injektion einer wässerigen Sole, die ein Sulfat eines Fettalkohols enthält, erfolgt.

Die Primärförderung von Öl aus untertägigen ölführenden Formationen geschieht normalerweise durch Ausnutzen der natürlichen Energie des Reservoirs, die in Form eines Wassertriebs, eines

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Gaskappentriebs, eines Lösungsgastriebs oder eine Kombination derselben erfolgt. Es ist bekannt, daß diese "primären" Förderverfahren beträchtliche Ölanteile im Reservoir belassen. Dieses Öl, das nach der Erschöpfung der primären Energiequellen im Reservoir verbleibt, kann mittels sekundärer Gewinnungsverfahren teilweise gefördert werden. Hierbei wird Flutwasser durch eine oder mehrere Injektionsbohrungen, die die ölhaltige Formation durchteufen, in das Reservoir injiziert. Das Wasser verdrängt das Öl in der Formation und treibt es durch die Formation zu einer oder mehreren Förderbohrungen, aus denen es dann gewonnen wird.

Ein solches Sekundärverfahren kann jedoch nur 30 bis 35 % des verbliebenen Öls fördern, so daß beträchtliche Ölmengen noch zurückbleiben» Es kann angenommen werden, daß dieser Gewinnungsfaktor u» a. von der Grenzflächenspannung zwischen dem Wasser und Öl abhängig ist. Diese Grenzflächenspannung schränkt die Wirksamkeit des Verdrängungsverfahrens sehr ein. Bei der Beendigung eines Wasserflutens verbleiben wesentliche Ölmengen im Reservoir. Falls das Rohöl natürliche Emulgatoren enthält, kann weiteres Rohöl durch Injektion alkalischen Wassers gefördert werden. Weitere bekannte Verfahren beinhalten die Injektion einer Ölmenge, die einen Emulgator enthält, und der nachfolgenden Injektion alkalischen Wassers. Die in der Formation enthaltene Emulsion wird jedoch durch die Gegenwart von Salzen, z. B. NaCl, gebremst, wodurch

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der Einsatz eines Emulsionsverfahrens unter Verwendung von Frischwasser oder Wasser mit niedrigen Solekonzentrationen stark eingeschränkt wird.

Es ist bekannt, die Wirksamkeit des Wasserflutens durch Verwendung von Surfactants im Flutwasser zu verbessern-Diese wässrigen Surfactantsysteme verbessern die Gewinnung durch Herabsetzen der Grenzflächenspannung zwischen der Wasser- und Ölphase. Allgemein gilt₉ daß je niedriger die Grenzflächenspannung ist, umso höher die Ölgewinnung ist.

Die minimale Grenzflächenspannung zwischen Öl- und Wasserphase kann "bekanntermaßen durch Bestimmen der Salzkonzentration und der Surfactantzusammensetzung und -konzentration für das jeweilige Reservoir ermittelt werden. Obgleich die aus dem Stand der Technik bekannten Surfactantsysteme wirksam sind, können ihre vorteilhaften Eigenschaften eingeschränkt sein, wenn polyvalente Metallionen im Reservoir zugegen sind. Weiter neigen die Surfactantmaterialien in einem Ausmaß zur Adsorption auf der Matrix, daß ihr Einsatz nachteilig wird. Beim Einsatz von Surfactants wird im allgemeinen eine Lösung des Surfactant, die auch eine bekannte Menge eines monovalenten Salzes enthalten kann, injiziert und anschließend ein Verdrängungsmittel eingegeben, um den Surfactantslug durch die Formation zu verdrängen. Das Verdrängungsmittel kann einen Eindicker, beispielsweise ein

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Polyacrylamid, enthalten. Ein solcher Eindicker ist als DÖW 700 von der Dow Chemical Company erhältlich.

Es ist bekannt, daß einige Rohöle, die natürliche Emulgatoren enthalten, bei Kontakt mit alkalischem Wasser spontan emulgiert werden. Rohöl ohne diese Emulgatoren können bei Anwesenheit alkalischen Wassers nicht emulgiert werden. Werden jedoch Fettsäuren zugegeben, tritt spontane Emulgierung mit alkalischem Wasser ein, wobei der Emulgator die an der Grenzfläche gebildete Seife ist. Jedoch ist es bekannt, daß Sole in der Formation die Emulgierung verhindert.

Überraschenderweise wurde gefunden, daß die Emulgierung von Rohölen in Gegenwart von salzhaltigem Wasser durch Injektion eines Slugs, der einen ungesättigten sekundären Alkohol, wie z. B. Cholesterin, enthält, und nachfolgendem Injizieren einer Sole, die ein Sulfat eines Fettalkohols, wie z. B. Na-Dodecylsulfat, enthält, durchgeführt werden kann.

Gegenstand der Erfindung ist somit ein Verfahren zur Kohlenwasserstoffgewinnung aus einer untertägigen kohlenwasserstoffhaltigen Formation, die von mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung durchteuft ist, dadurch gekennzeichnet, daß

a) durch die Injektionsbohrung eine erste Menge eines Kohlenwasserstoff lösungsmittels, das einen einfachungesättigten,

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sekundären Alkohol enthält, in die Formation injiziert wird,

b) in die Formation eine zweite Menge eines wässerigen Mediums, das ein Sulfat eines Fettalkohols mit 8 "bis 20 0-Atomen und ein wasserlöslichem Alkalimetallsalz enthält, injiziert wird, .

c) Wasser oder Sole als Treibmittel injiziert und Kohlenwasserstoffe durch die Förderbohrungen gewonnen werden.

Figur 1 stellt den Einfluß von Cholesterin auf die Ölverdrän-

gung dar.
Figur 2 gibt den Einfluß von Na-Dodecylsulfat auf die Ölver-

drängung wieder.
Figur 5 zeigt den Einfluß von NaCl auf die Ölverdrängung.

Figur 4a/4b zeigen die Förderung unter Verwendung von Cholesterin und dem Sulfat eines Fettalkohols.

Erfindungsgemäß wird eine Kohlenwasserstoffmenge, die eine vorgegebene Konzentration eines ungesättigten sekundären llkohols, beispielsweise Cholesterin,enthält, in das Reservoir injiziert und nachfolgend ein salziges wässriges Verdrängung smitt el , das ein Sulfat eines Fettalkohols enthält, · · eingegeben. Zur Veranschaulichung des erfindungsgemäßen Verfahrens wurden eine Reihe von Kapillarverdrängungstests unter Verwendung von Cholesterin als ungesättigtem sekundärem Alkohol, der in der Kohlenwasserstoffölphase gelöst, und des ·

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Sulfates eines Fettalkohols, der in der wässrigen Phase gelöst ist, durchgeführt. Glaskapillaren wurden mit Öl, welches ein 36° API-Rohöl war und etwa 2 % Cholesterin enthielt, gefüllt und sodann in die wässerige Phase, die das Sulfat und eine Alkalisalz enthielt, eingetaucht. Der Dichteunterschied vom Öl in der Kapillare und der umgebenden wässrigen Lösung wirkte als Verdrängungsmittel, das durch die Grenzflächenspannung zwischen Öl und wässeriger Lösung kompensiert wurde. Die Verdrängung der Ölphase aus der Kapillare wurde durch ein Mikroskop beobachtet, wobei die Bewegung des Öl-Wasser-Meniskus verfolgt wurde. Die in 5 Minuten zurückgelegte Entfernung (in mm) wurde registriert und als Maß der Verdrängungswirksamkeit der Mischung angesehen. Die Entfernung ist in den Figuren 1. bis 3 gegen die Materialkonzentration aufgetragen. Es tritt im wesentlichen keine Bewegung des Meniskus ein, wenn das Wasser keine Additive enthielt.

1 zeigt die Rohölverdrängung, wobei die Konzentra tion des ungesättigten Alkohols, Cholesterin, unter Verwendung optimaler Surfactantkonzentrationen, d. h. 1 % Na-Dodecylsulfat, variiert wurde. Bei einer Konzentration von 0,5 % wurde der weiteste Weg zurückgelegt.

Die Figur 2 zeigt die Verdrängung in einer wässrigen Lösung, die variierte Na-Dodecylsulfat-Konzentrationen enthielt. Bei einer Konzentration von 1 % Sulfat trat maximale Verdrängung ein.

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Die Eigur 3 zeigt den Einfluß variierender Konzentrationen

des löslichen Alkalisalzes in der wässerigen Lösung, die 1 % Na-Dodecylsulfat enthielt, auf die Verdrängung. Die größte Verdrängung trat bei Anwesenheit von etwa 0,5 % NaCl auf.

.Unter Verwendung der optimalen Zusammensetzung wurden zwei lineare Verdrängungsflutungen mit einem 36 API-Rohöl durchgeführt:

Figur 4a zeigt die Injektion einer Menge von 2 % Cholesterin gelöst in Rohöl, gefolgt von einer Menge eines Wasserpuffers und gefolgt von Wasser mit 1 % Na-Dodecylsulfat. Der Pufferslug diente zum weiteren Verdrängen des Ölslugs in den Kern und er ermöglichte auch ein Dispergieren des Cholesterin im vorhandenen Öl, bevor dieses mit der Surfactantlösung in Berührung kam.

Figur 4b zeigt die Verwendung eines anderen Surfactant und zwar Na-Tridecylsulfat ohne Wasserpuffer, Es zeigte sich, daß eine weitere Ölgewinnung jeweils durch die Verwendung eines Cholesterin/Öl-Slugs.eintrat. ...

Eine Vielzahl ungesättigter sekundärer Alkohole kann verwendet werden. Beispielsweise kann ein substituierter, cyklischer, sekundärer Alkohol, z. B. Cyclohexenol und seine Alkylderivate, wie Methyl-, Propyl- oder Pentylcyclohexenol, sowie die Dialkyl- und Trialkylderivate, beispielsweise Dimethylcyclo-

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hexenol, eingesetzt werden. Weiterhin sind die Terpenalkohole, wie Pulegol, Isoborneol, Menthol oder Piperitol, geeignet. Schließlich können Alkohole mit ankondensierten Ringen, zu denen das Cholesterin zu zählen ist, verwendet werden.

Als Lösungsmittel, das den sekundären Alkohol enthält, kann jeder Kohlenwasserstoff verwendet werden, der sekundäre Alkohole löst, wie z. B. Butan, Propan oder andere Kohlenwasserstoffe. Auch Rohöl selbst kann als Lösungsmittel dienen.

Viele Sulfate von Fettalkoholen sind verwendbar, wie beispielsweise die wasserlöslichen Salze aliphatischer, substituierter, anionischer Surfactants mit 8 bis 20 C-Atomen, wobei das Kation Na , K oder NH. ist. Als Beispiele seien Na-Tridecylsulfat und -Dodecylsulfat genannt.

Das lösliche AlkalimetalIsalζ kann jedes lösliche anorganische Salz des Na, K oder NE, sein. Vorzugsweise wird NaCl verwendet.

In einer bevorzugten Ausführungsform wird eine Mischung hergestellt, die aus einem einfachungesättigten sekundären Alkohol in einem Lösungsmittel, beispielsweise Butan, Propan, anderen Kohlenwasserstoffen oder, unter bestimmten Bedingungen, gefördertem Rohöl, besteht» Es wird eine erste Menge dieser Mischung in die Formation injiziert. Wahlweise folgt

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dieser Menge eine Wasser- oder Salzmenge nach. Sodann folgt eine zweite Menge einer wässerigen Lösung, die aus einem Sulfat eines Fettalkohols, z. B. Na-Dodecylsulfat, und einem wasserlöslichen Alkalimetallsalz, z. B. NaCl, besteht. Die zweite Menge verdrängt die vorherige(n) Menge(n) durch die Formation zusammen mit dem in derselben vorhandenen Kohlenwasserstoff zu einer Förderbohrung ",aus der die Formationskohlenwässerstoffe gefördert werden. Der wässerigen Menge kann ein Wasserfluten folgen.

Bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ist es vorteilhaft, die. den-ungesättigten Alkohol enthaltende Menge mit etwa 5 bis etwa 50 % Reservoirporenvolumen zu injizieren. Vorzugsweise sind etwa 0,1 bis etwa 10 Gew.-% sekundärer Alkohol in der Menge vorhanden. Die der ersten Menge wahlweise folgende Menge einer wässerigen Lösung oder Sole enthält etwa 0,1 bis etwa 5,0 Gew.-% des Salzes und diese Menge kann etwa 5 bis 50 % Reservoirporenvolumen betragen. Die sodann injizierte Menge, die das Sulfat eines Fettalkohols und ein lösliches Alkalimetallsalz enthält, beträgt' etwa 5 bis etwa 50 % Reservoirporenvolumen. Vorzugsweise liegt das Sulfat des Fettalkohols mit etwa 0,1 bis etwa 2,0 Gew.-% und das Alkalimetallsalz mit etwa 0,1 bis etwa 5,0 Gew.-% vor.

In einer weiteren Ausführungsform kann die wässerige Menge als das wirksame !Treibmittel verwendet werden. "Jedoch wird

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es bevorzugt, dieser Menge ein Wasserfluten folgen zu lassen. Das ITutwasser kann Sole, eingedicktes Wasser oder eingedickte Sole sein. Als Eindicker kann beispielsweise DOV/ Pusher 500 der Dow Chemical-Co. verwendet werden, wobei derselbe mit etwa 0,01 bis etwa 0,5 Gevf.-% eingesetzt wird.

Das erfindungsgemäße Verfahren kann auf ein übliches 5~Punkte-Muster, in dem die zentrale Bohrung der Injektor und die vier Außenbohrungen die Förderer sind, angewendet werden oder es kann ein . üblicher Linientrieb (line drive) zur Anwendung kommen, wobei eine Linie als Injektionsbohrung . und die beiden benachbarten Linien als Förderbohrungen arbeiten.

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Claims (1)

1. (Γ 74- 035

   Patentansprüche

   i.) Verfahren zur Kohlenwasserstoff gewinnung aus einer untertägigen kohlenwasserstoffhaltigen Formation, die von mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung durchteuft ist, dadurch gekennzeichnet, daß

   a) durch die Injektionsbohrung als erste Menge ein Kohlenwasserstofflösungsmittel, das einen einfachungesättigten, sekundären Alkohol enthält, in die Formation injiziert wird,

   b) in die Formation als zweite Menge ein wässeriges Medium, das ein Sulfat eines Fettalkohols mit 8 bis 20 C-Atomen und ein wasserlösliches Alkalimetallsalz enthält, injiziert wird,

   c) Wasser oder Sole als Treibmittel injiziert und Kohlenwasserstoffe durch die Förderbohrungen gewonnen werden.

   2.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die erste Menge zu etwa 5 bis etwa 50 % des Keservoirporenvolumens injiziert wird.

   3.) Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß als einfachungesättigter sekundärer Alkohol mit einem einfachungesättigten, cyclischen, sekundären Alkohol oder Alkylderivaten desselben, Terpenalkoholen oder Derivaten

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   derselben oder mit polyacyclischen Alkoholen oder Derivaten derselben gearbeitet wird.

   4.) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß

   mit Cholesterin, Derivaten desselben oder Mischungen gearbeitet wird.

   5.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

   mit etwa 0,1 bis etwa 10 Gew.-% Alkohol in der ersten Menge gearbeitet wird.

   6.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

   mit einem Kohlenwasserstofflösungsmittel mit 2 bis 6 C-Atomen, wie Propan, Butan oder Mischungen derselben, oder mit Rohöl als Kohlenwasserstofflösungsmittel gearbeitet wird.

   7.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß
   die zweite Menge zu etwa 5 "bis etwa 30 % des Reservoirporenvolumens injiziert wird.

   8.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

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   mit einem Natrium-·, Kalium- oder Ammoniumsalz des Fett-Alkoholsulfats, beispielsweise Ma-Dodecylsulfat oder' Ka-Tridecylsulfat, gearbeitet wird.

   9«) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

   mit etwa 0,1 bis etwa 2,0 Gew.-% Sulfat in der zweiten Menge gearbeitet wird.

   10.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

   als Alkalimetallsalz in der zweiten Menge mit wasserlöslichen anorganischen Fa-, K- oder Ammoniumsalzen, vorzugsweise mit NaCl, gearbeitet wird.

   11.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß

   mit etwa 0,1 bis etwa 5,0 Gew.-% Alkalimetallsalz in der zweiten Menge gearbeitet wird.

   12.)Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Treibmittel einen Eindicker enthält.

   15.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß vor der Injektion der zweiten Menge eine Menge an Wasser, Sole, eingedicktem Wasser oder eingedickter Sole injiziert wird.

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