DE2409080A1 - Verfahren zur gewinnung von viskosem erdoel - Google Patents
Verfahren zur gewinnung von viskosem erdoelInfo
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Description
Patentassessor ~* Hamburg clv-n 25. Febr. 1974
Dr. Gerhard Schupf22er 725/Pr
Deutsche Texaco A.G.
2000 Hamburg 76 T 74 014 (D 72,907-F)
Sechslingspforte 2
TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION
135 East 42nd Street . New York, N.Y. 10017
U.S.A.
Verfahren zur Gewinnung von viskosem Erdöl
Es sind zahlreiche Lagerstätten bekannt» welche große Mengen von viskosem' Erdöl enthalten. Eine der größten und am besten
bekannten Lagerstätten von viskosem Erdöl befindet sich in.' dem Athabasca-Bezirk von Alberta, Canada. Die in diesen Lagerstätten
vorkommenden Teersande beinhalten.ein Öl, das ■
in der Regel eine Dichte aufweist, die der Dichte des Wassers nahekommt, oder diese sogar übersteigt. Die Athabasca-Teersande
erstrecken sich für viele Kilometer und treten in variirenden Dicken bis zu mehr als 61 m auf. Obgleich an
einigen Stellen die Athabasca-Teersande sich bis zur Erdoberfläche
erstrecken, liegen sie im allgemeinen unter einem
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ORIGINAL INSPECTED
Deckgebirge von 1 m bis zu mehr als 30 m. Die in diesen
Tiefen lagernden Teersande stellen eine der gröEten gegenwärtig bekannten Erdöllagerstätten dar. In diesen Sanden
liegt der Ölgehalt zwischen 10 und 20 Gew.-?6* wenn auch·
Sande mit einem niedrigeren oder größeren Ölgehalt nicht selten vorkommen. Im allgemeinen enthalten diese Sande
zusätzlich geringe Mengen Wasser, und zwar im Bereiche von etwa 1 bis 5 Gew.-%.
Das in den Teersanden vorliegende und gewinnbare Öl ist im allgemeinen ein ziemlicfnvxikoses Material mit einer
spezifischen Dichte von etwas über 1,0 bis etwa 1,04 oder
noch etwashöher. Bei einer typischen Lagerstättentemperatur
z.B. von etwa 90C ist das Öl immobil und besitzt eine Viskosität von mehreren tausend Centipoises. Bei höheren
Temperaturen, wie z.B. bei Temperaturen von etwa 93°C, wird dieses Öl flüssig und weist Viskositäten von weniger
als etwa 343 Centipoises auf. Da dieses teerartige Material
im allgemeinen keinen sehr hohen Preis erbringt, insbesondere wenn es sich in seinem Rohzustand befindet, soll seine
Auftrennung und Gewinnung aus wirtschaftlichen Gründen möglichst wenig Kosten verursachen.
Ein Verfahren zur Gewinnung von Öl aus Teersanden besteht darin, daß die Sande mit konventionellen Abbaugeräten bergmännisch
abgebaut werden und der abgebaute Sand zur Abtrennung des Öls behandelt wird. Dieses Verfahren erweist sich
selbstverständlich dann als ungeeignet, wenn Öl aus Teersanden gewonnen werden soll, welche sich in beträchtlichen
Tiefen unterhalb der Erdoberfläche befinden. Der bergmännische Abbau der Teersande ist daher beschränkt auf solche
Vorkommen, welche sich nahe der Erdoberfläche befinden. Im Athabasca-Bezirk kann nur ein relativ kleiner Prozentsatz
der Gesamtteersandvorkommen auf diese Weise abgebaut werden.
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Ein weiteres Verfahren zur Gewinnung von Öl aus Lagerstätten, welche viskose Erdölraaterialien enthalten, besteht
in der Anwendung von Wärme, wodurcli auf thermischem
Wege die Viskosität des Öles innerhalb der Lagerstätte erniedrigt wird und das Öl dann zu den Produktionsbohrungen
getrieben werden kann, .wo es dann durch konventionelle Methoden gefördert werden kann . Bei diesen thermischen
Verfahren werden sowohl eine Injektionsbohrung als auch
eine Produktions- oder Förderbohrung benötigt, welche sich in die Lagerstätte hineinerstrecken. Bei diesem Verfahren
wird eine heiße Flüssigkeit, aus wirtschaftlichen Gründen in der Regel Dampf, durch die Injektionsbohrung
in die Lagerstätte eingeführt. Die durch die heiße Flüssigkeit übertragene Wärme bewirkt, daß die Viskosität des
Öles herabgesetzt wird, und der Druck der heißen Flüssigkeit ihrerseits bewirkt, daß das Öl der Förderbohrung zugetrieben
wird, wo es dann zur Erdoberfläche gefördert v/erden kann.
Es hat sich erwiesen, daß konventionelle thermische Verfähren
im allgemeinen nicht besonders wirkungsvoll zur Gewinnung von Ölen aus Lagerstätten und Teersanden sind ,welche
viskose Erdöle enthalten. Dies erklärt sich daraus, daß das viskose Öl mit steigender Entfernung von der Injektionsbohrung abkühlt und damit wieder hochviskos wird. Sobald
das viskose Öl eine bestimmte Viskosität wiedererlangt hat, erstarrt es und bildet eine impermeable Barriere, welche
einen weiteren Fluß zu den Förderbohrungen hin verhindert. Zur Behebung dieser Schwierigkeit wurde in der US-Patent-
schrift 3 706 3^1 vorgeschlagen, die Lagerstätte von der
Injektionsbohrung zur Förderbohrung aufzubrechen, d.h. Spalten, Frakturen zu bilden.
Dieses Verfahren jedoch, nämlich durch mechanisches Aufbrechen das thermische Verfahren zu erleichtern, erwies
- 4 409836/0391
sich für Teersandvorkommen nicht geeignet. Sobald nämlich der Druck,der zur Ausbildung der Frakturen führt, nachläßt,
sind die so geschaffenen Spalten geneigt, sich wieder zu schließen. Dies führt wiederum dazu, daß der nicht erhitzte
Teersand wieder undurchlässig wird, und damit den konventionellen thermischen Verfahren nicht mehr zugänglich ist,
Auch können sich Spalten in vertikale Richtung bilden, was da die Teersandvorkommen sich relativ dicht unter der Erdoberfläche
befinden - zu Veränderungen der Erdoberfläche führen kann.
Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, Durchlässe in einer Lagerstätte auszubilden, welche viskoses
Erdöl enthält, ohne daß gleichzeitig die Notwendigkeit besteht, Spalten durch mechanisches Aufreißen zu schaffen.
Es ist weiterhin Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren bereit zu stellen, wodurch mittels heißem Ytesser
und/oder Dampf viskoses Erdöl gefördert werden kann, ohne
daß dieses Erdöl in einiger Entfernung von der Injektionsbohrung erkaltet und durch Erstarrung ein weiteres Ausfördern
verhindert.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Gewinnung von schwerem Öl, insbesondere Teersandöl, aus
untertägigen Lagerstätten, und zwar Ölen mit einer begrenzten anfänglichen Permeabilität. Nach dem Verfahren der
Erfindung wird zwischen mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung durch Einpressen einer
wässrigen Flüssigkeit, wie beispielsweise Wasser, in die Injektionsbohrung eine fliessende Kommunikation mit der
Förderbohrung durch die Lagerstätte hindurch herbeigeführt. •Sobald diese Flüssigkeit beginnt, sich zur Förderbohrung
hinzubewegen, wird eine zweite wässrige Flüssigkeit durch die Injektionsbohrung eingepreßt. Diese zweite wässrige
Flüssigkeit enthält chemische Additive, welche in der Lage
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sind, eine spontane Emulsionsbildung mit dem öl der Lagerstätte herbeizuführen. Nach, dieser zweiten Flüssigkeit
wird heißes V/asser, Dampf oder eine Mischung von heißem Wasser und Dampf eingeführt.
Der Ausdruck "spontane Emulsionsbildung" bezieht sich auf die Bildung von Emulsionen in situ sobald der Kontakt
zwischen der wässrigen Lösung und den Kohlenwasserstoffen herbeigeführt ist, oder kurz danach.
Bei diesen chemischen Additiven handelt es sich insbesondere
um folgende:
1. Alkalische Substanzen, nämlich Alkalimetallhydroxide, Erdalkalimetallhydroxide,basische Salze von Erdalkali- ·
metallen, und Mischungen daraus. Ebenso kann Ammoniumhydroxid eingesetzt werden. Natriumhydroxid ist das
Mittel der Wahl, weil es reichlich und preiswert vorhanden ist. Der PH-Wert der wässrigen Flüssigkeit sollte
über 7 und vorzugsweise zwischen 8 und 15 liegen.
2. Alkalische Substanzen wie unter Nr. 1 angegeben plus Guanidinhydrochlorid und Seifen von Fettsäuren wie z.B.
Natriumoleat. . .
3. Alkalische Substanzen wie unter Nr. 1 angegeben plus
Guanidinhydrochlorid und' als Surfactant wirksame Fett-, alkohoisulfate , wie z.B. Natriumtridecylsulfat.
Die angeführten Additive sind lediglich beispielsweise angegeben. Es bleibt dem Fachmann überlassen,
das vorteilhafteste emulsionsbildende System und die 'zweckmäßigste Konzentration der eingesetzten Additiv für
den speziellen Fall auszuwählen. Die angeführten Additive können auch zur Herstellung wässriger emulsionsbildender
Lösungen als erste Injektionsflüssigkeit eingesetzt werden.
Die zweite wässrige Flüssigkeit wird auf dem Wege von der
In.jektionsbohrung zur Förderbohrung in der Lagerstätte *) Alkalimetallen und
. 409836/0391
..■I
verdrängt, damit die ölsättigung vermindert , wodurch
wiederum die relative Permeabilität wässrigen Flüssig-.keiten
gegenüber erhöht wird. Das Einpressen der zweiten wässrigen Flüssigkeit ist vorzugsweise solange weiterzuführen,
bis das Verhältnis von geförderter wässriger' Flüssigkeit zu gefördertem öl unwirtschaftlich, wird.
Sobald jedoch die Permeabilität zur Beseitigung der Gefahr
der BarxLerenbildung ausreichend hoch ist, kann das Einpressen
der zweiten wässrigen Flüssigkeit beendet werden und der dritte Verfahrensschritt des erfindungsgemäßen
Verfahrens, das Einpressen des heißen Wassers und/oder Dampfes kann beginnen. Bei dem Dampf kann es sich um
100 %-igen Dampf oder ein Dampf geringerer Qualität handeln.
Das Fluten mit heißem Wasser und/oder Dampf kann unter Anwendung konventioneller Techniken solange durchgeführt
.werden, solange dies wirtschaftlich sinnvoll erscheint«
Nach einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird eine wässrige Flüssigkeit in eine Injektionsbohrung eingepresst und durch die Lagerstätte zu einer
Förderbohrung getrieben. Nach dieser Ausführungsform hat die wässrige Flüssigkeit die gleiche Zusammensetzung
wie die zweite wässrige Flüssigkeit wie oben beschrieben. Die Flüssigkeit ist also eine wässrige Losung einer Substanz
oder von Substanzen, welche mit dem Lagerstattenöl spontan eine Emulsion bilden. Sobald diese wässrige Flüssigkeit
eine ausreichende Permeabilität geschaffen hat, so daß die Gefahr der Barrierenbildung ausgeschlossen ist,
kann begonnen werden, mit heißem Wasser und/oder Dampf zu fluten, was wiederum solange weitergeführt wird, solange
dies aus wirtschaftlichen Gründen sinnvoll erscheint*
Die folgenden Versuche demonstrieren die Wirksamkeit des erfindungsgemäßen Verfahrens.
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-4-
->- 2Λ09080
Versuch Nr. 1 .
Eine Sandpackung wurde evakuiert und sodann mit schwerem Eohöl einer Dichte von 19° API gesättigt, und zwar bis
zu einer ölsättigung (S ) von 92 %. Die Sandpackung wurde
sodann mit gefördertem Wasser bis zu eineia/Wasser/ölverhältnis
geflutet. Die Kestölsättigung (S ) in der. Sandpackung
am Ende des Wasserflutens betrug 58 %. Die Sandpackung
wurde sodann mit gefördertem Wasser geflutet, welches 0,1 N NaOH und 0,05 % Guanidinoleat enthielt, und zwar
solange bis das WasserZÖlverhältnis anzusteigen begann. Zu diesem Zeitpunkt betrug SQr 35 %-
Versuch Nr. 2
Eine Sandpackung wurde evakuiert und mit gefördertem Wasser
gesättigt. Der S -Gehalt betrug 43 %. Die Sandpackung wurde sodann mit gefördertem V/asser geflutet. Es wurde jedoch
kein öl gewonnen. Nach dem ,Fluten mit Wasser wurde die
Sandpackung mit gefördertem Wasser geflutet, welches 0,1 N NaOH und 0,05 Guanidinoleat enthielt. Es wurde bis zu
einemZWasserZölverhältnis geflutet. Der S -Gehalt betrug
35 %. sm Ende dieses Flutvorganges.
Versuch Nr. 3
Ein linearer Bohrkern wurde evakuiert und mit gefördertem Wasser gesättigt. Der mit Wasser gesättigte Bohrkern wurde
sodann mit dem gleichen Rohöl, wie es in den vorhergehenden Versuchen verwendet wurde, geflutet. Der S -Gehalt betrug
84 %. Der Bohrkern wurde sodann mit gefördertem V/asser bis zu einem hohen WasserZÖlverhältnis geflutet. Der S -Gehalt
zu diesem Zeitpunkt "betrug 59 %.· Der Bohrkern wurde sodann
mit gefördertem Wasser geflutet, welches 0,1 N NaOH und 0,05 % Guanidinoleat enthielt. Es wurde geflutet bis zu
einem-hohen WasserZÖlverhältnis. Der S -Gehalt am Ende
or
dieses Flutvorgangeε betrug 47 %.
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Versuch Nr. 4
Ein linearer Bohrkern wurde zu Beginn mit Wasser und Öl wie in Versuch ITr. 3 angegeben gesättigt. Der S -Gehalt
"betrug 81 %. Der Bohrkern wurde mit gefördertem V/asser
geflutet, welches 0,1 N NaOH und 0,05 % Guanidinoleat enthielt.·Es wurde bis zu einem hohen Wasser/Ölverhältnis
geflutet. Der S -Gehalt am Ende des Flutvorgonges betrug 41 %.
- Versuch Nr.
Ein radialer Bohrkern wurde zu Beginn mit Wasser und öl
wie in Versuch Nr. 3 beschrieben gesättigt. Der S -Gehalt betrug 76 %. Der Bohrkern wurde mit gefördertem Wasser
bis zu einem hohen Wasser/Ölverhältnis geflutet. Der S Gehalt zu diesem Zeitpunkt betrug 57 %» Der Bohrkern
wurde sodann mit gefördertem Wasser geflutet, welches 0,1 N NaOH und 0,05 % Guanidinoleat enthielt. Es wurde bis
zu einem hohen Wasser/Ölverhältnis geflutet. Der S - " Gehalt am Ende des Flutvorganges betrug 47 %.
In der folgenden Tabelle sind die Ergebnisse der Versuche 1-5 zusammengestellt.
ERGEBNISSE DES FLUTENS
WASSERFLUTEN TERTIÄRES FLUTEN
| Versuch Nr. |
Sandpackung linear |
fo | Sor %vp |
gewonnen | for | gewonnen |
| 1 | Sandpackung linear |
92.4 | 57.6 | 37.7 | 34.9 | 62.4 |
| 2 | Bohrkern linear |
43.3 | 43.3 | 0.0 | 34.3 | 20.7 |
| 3 | Bohrkern linear |
84.0 | 59.2 | 29.7 | 46.7 | 44.5 |
| 4 | Bohrkern radial |
81.2 | _ | _ | 40.8 | 49.7 |
| 5 | 75.6 | 57.0 | 25-3 | ' 47.2 | 37.6 | |
| 4 0 | 9836 | /0391 |
Claims (7)
1. Verfahren zur Gewinnung von viskosem Erdöl aus untertägigen
Lagerstätten mit begrenzter Permeabilität, insbesondere aus Teersanden, durch Fluten der Lagerstätte
mit wässrigen Flüssigkeiten vermittels mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung,
welche die Lagerstätte durchdringen und mit ihr in Verbindung stehen, dadurch gekennzeichnet, daß
a) eine erste wässrige Flüssigkeit in die Lagerstätte durch die Injektionsbohrung eingepreßt,
b) eine zweite wässrige Flüssigkeit in die Lagerstätte durch die Injektionsbohrung eingepreßt wird, die Substanzen
enthält, die das Öl der Lagerstätte spontan emulgieren und
c) heißes Wasser und/oder Dampf in die Lagerstätte durch die Injektionsbohrung eingepreßt .
und aus der Förderbohrung gefördert wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekenn
zeichnet, daß die zweite wässrige Flüssigkeit Alkalimetallhydroxid, Erdalkalimetallhydroxid, basische
Salze von Alkalimetallen, basische Salze von Erdalkalimetallen oder Mischungen daraus, vorzugsweise Natriumhydroxid,
enthält.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekenn zeichnet , daß die zweite wässrige Lösung zusätzlich
Guanidinhydr.ochlorid enthält.
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4. Verfahren nach Anspruch 3» daurch gekenn-:
zeichnet, daß die zweite wässrige Lösung zusätzlich Fettsäureseifen, insbesondere Natriumoleat^ enthält.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet,
daß die zweite wässrige Lösung zusätzlich ein Fettalkoholsulfat, vorzugsweise Natriumtridecylsulfat,
enthält.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß bereits zu
Beginn mit der wässrigen Lösung geflutet wird, welche Substanzen enthält, die das Öl der Lagerstätte spontan
emulgieren,und im Anschluß daran mit heißem Wasser oder
Dampf geflutet wird.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die wässrige
Flüssigkeit, die das Öl der Lagerstätte spontan emulgiert, Natriumhydroxid' und Guanidinoleat enthält.
409836/0391
Applications Claiming Priority (1)
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|---|---|---|---|
| US00335979A US3854531A (en) | 1973-02-26 | 1973-02-26 | Viscous petroleum recovery process |
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|---|---|
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