DE2443070A1 - Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formation - Google Patents
Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formationInfo
- Publication number
- DE2443070A1 DE2443070A1 DE2443070A DE2443070A DE2443070A1 DE 2443070 A1 DE2443070 A1 DE 2443070A1 DE 2443070 A DE2443070 A DE 2443070A DE 2443070 A DE2443070 A DE 2443070A DE 2443070 A1 DE2443070 A1 DE 2443070A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- gas
- water
- oil
- injected
- formation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 85
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 53
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 22
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 13
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- -1 ethylene, propylene, butylene Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 102
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 24
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 7
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 206010011224 Cough Diseases 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Description
Patentassessor Hamburg, den 26. 8. 1974
Dr. Gerhard Schupfner 769/HH
Deutsche Texaco A.G.
2000 Hamburg 76 · T 74 045 (D 73,715-P)- .
Sechslingspforte 2
TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION
135 East 42nd Street
New York, N.Y. 10017
New York, N.Y. 10017
U.S.A.
Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen porösen
Formation
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Ölgewinnungsverfahren, '
insbesondere ein Tertiärgewinnungsverfahrai, wobei eine ölhaltige
Formation, nachdem die Formation einem chemischen · Tertiärgewinnungsverfahren, z. B. einem Surfactantfluten,
unterworfen wurde, behandelt wird, um weiteres Öl zu gewinnen.'
unterworfen wurde, behandelt wird, um weiteres Öl zu gewinnen.'
Erdöl wird normalerweise aus untertägigen Formationen, in
welchen es sich angesammelt hat, durch Abteufen einer oder mehrerer Bohrungen in die Formation und Pumpen oder Ausfliessen desselben durch diese Bohrungen gefördert. .Die Erdölgewinnung aus erdölhaltigen Formationen ist nur möglich, wenn
welchen es sich angesammelt hat, durch Abteufen einer oder mehrerer Bohrungen in die Formation und Pumpen oder Ausfliessen desselben durch diese Bohrungen gefördert. .Die Erdölgewinnung aus erdölhaltigen Formationen ist nur möglich, wenn
-2-
50 98 27/0 165
bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Es muß eine entsprechend
hohe Erdölkonzentration in der Formation vorhanden und es müssen genügend Porosität und Permeabilität oder mitein- '
ander verbundene Stromkanäle in der Formation gegeben sein, um einen Flüssigkeitsstrom durch, dieselbe zu gestatten, wenn
genügend Druck auf die Flüssigkeit ausgeübt wird. Wenn die untertägige, erdölhaltige Formation natürliche Energie in
Form eines aktiven fallenden Wassertriebs, eines im Erdöl gelösten Gases oder eine Hochdruckgaskappe über dem Öl in
der Lagerstätte aufweist, wird diese Energie zur Erdölförderung eingesetzt. Erdölgewinnung durch Einsatz natürlicher
Energie wird als Primärgewinnung bezeichnet. Ist diese natürliche Energie erschöpft oder liegen Formationen vor,
welche keine ausreichende originäre, natürliche Energie enthalten, um eine Primärgewinnung zu gestatten, muß ein Zusatzförderverfahren,
welches der Formation Energie zuführt, angewendet werden, um Erdöl aus der urttertägigen Formation
zu extrahieren. Zusatzförderung wird häufig als Sekundäroder
Tertiärgewinnung bezeichnet, obgleich es sich hierbei
bei der Betrachtung der Anwendungsabfolge um eine primäre,
sekundäre oder tertiäre Förderung handeln kann.
Das Wasserfluten, welches die Wasserinjektion in die untertägige,
ölhaltige Formation zum Zwecke des in horizontaler Richtung erfolgenden Yerdrängens von Erdöl zur Förderbohrung
beinhaltet, ist das wirtschaftlichste und am häufigsten angewandte
Zusatzgewinnungsverfahren. Jedoch verdrängt Wasser das Erdöl mit keiner sehr hohen Wirksamkeit, da Wasser und
Öl miteinander nicht mischbar sind; ferner ist die Grenzflächenspannung
zwischen Wasser und Öl ziemlich hoch. Die auf diesem Gebiet tätigen Fachleute erkannten diesen lachteil
des Wasserflutens und es wurden viele Additive zur Herabsetzung der Grenzflächenspannung zwischen injiziertem Wasser
und dem FormationsÖl beschrieben. Beispielsweise offenbart die US-Patentschrift Nr. 2 233 381 den Einsatz von
Polyglykoläther als oberflächenaktives Mittel oder Surfactant,
. * ■ ■
50 9 8 27/016B
um die kapillare Verfrängungswirksamkeit eines wässrigen
Flutmediums zu steigern. In der US-Patentschrift Nr. 3 302 713 wird die Verwendung eines Erdölsulfonats, hergestellt
aus einer im Bereich von 454 bis 5660C siedenden Erdölfraktion,
als Surfactant in der Ölgewinnung "beschrieben. Die US-Patentschrift Nr. 3 468 377 beschreibt den Einsätz von
Erdölsulfonaten bestimmten Molekulargewichts zur Ölgewinnung. Andere, für die Ölgewinnung vorgeschlagene.Surfactants
sind Alkylpyridiniumsalze, Alkylsulfate, Alkylsulfonate
und quarternäre Ammoniumsalze. Spezielle Surfactants oder Kombinationen zweier oder.mehrerer unähnlicher Surfactants
werden manchmal in Formationen mit ungewöhnlichen Eigenschaften, beispielsweise Pormationswasser mit nicht tolerierbaren
hohen Konzentrationen an Salzen oder polyvalenten Ionen, wie z. B. Ca-oder Mg-Ionen, eingesetzt.
Die Kosten für Surfactants und andere Additive,. wie beispielsweise
Viskositätserhöhende Polymere für Treibfluide in·Zusatzgewinnungsverfahren,
sind jedoch ziemlich hoch und der Anteil weiteren geförderten Öls," beispielsweise als Folge der
Surfactantverwendung ist häufig nicht ausreichend, um den
Einsatz chemischer Tertiärgewinnung auf eine wirtschaftliche Basis zu stellen, obgleich eine wesentliche Notwendigkeit
zur Gewinnung des restlichen Öls besteht.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Erstellung eines Verfahrens zur Steigerung des durch Surfactantfluten gewinnbaren
Volumens weiteren Öls, ohne die Kosten für das Zusatzgewinnungsverfahren wesentlich zu steigern.
Die Erfindung betrifft ein neues Verfahren■zur Anwendung auf
eine ölhaltige untertägige Formation, welche schon einer
Primärförderung und möglicherweise einem Wasserfluten unterworfen wurde. Das Verfahren ist ein zusätzlicher auszuführender Schritt, nachdem die Formation einem chemischen Tertiär-
oder Zusatzgewinnungsverfahren, wie beispielsweise Fluten mit
-4-509827/0 185
einer Surfactantlösung oder mit einer mizellaren Dispersion, unterworfen wurde. Durch Injizieren mindestens eines,- vorzugsweise
mehrerer, Slugs einer gasförmigen Substanz in die Formation, nachdem das chemische Verdrängungsfluid injiziert
wurde, kann eine beträchtliche'Menge weiteren Öls gefördert werden. 1 bis 15, vorzugsweise 2 bis 6, einzelne Gasslugs,
jeder Slug in einer Menge von 0,1 bis 10 % Porenvolumen, vorzugsweise 2 bis 8 % Porenvolumen, mit 10 bis 50 % Porenvolumen
zwischengeschalteter Wasserslugs werden nach dem chemischen Fluten angewendet. Erfindungsgemäß einsetzbare
gasförmige Materialien sind z, B. Luft, Stickstoff j-COp,
Rauchgas,' Abgas, Methan, lthan,.Propan, Butan, Erdgas,- LPG
oder Mischungen derselben.
Die beigefügte Zeichnung gibt typische Laborkern-VerdrängungSr tests wieder mit dem differentiellen Druck, der prozentualen
Ölgewinnung, der Restölsättigung und dem Wasser-Öl-Verhältnis für ein übliches Wasserfluten, dem ein Surfactantfluten,
eine Wasserinjektion und 4 Gas-Wasser-Injektionszyklen,
folgen.
Der Ausdruck "Surfactant" umfaßt einen großen Bereich"von
Verbindungen, die folgende gemeinsame Eigenschaften aufweisen:
1.) Die Verbindung muß mindestens etwas löslich in min-•
destens einer Phase eines flüssigen Systems ,in welchem es verwendet wird,sein.
2.) Die Verbindung muß eine amphipathische Struktur
aufweisen, d. h. das Molekül enthält Gruppen mit entgegengesetzter Löslichkeitsneigung. Zur Verwendung
in Ölgewinnungsverfahren muß das Molekül mindestens eine hydrophobe oder öllösliche Gruppe und mindestens
eine hydrophobe oder wasserlösliche Gruppe aufweisen.
"■-■■■ -5-50 9827/0185
3.) Die Surfactantmoleküle oder -ionen müssen orientierte molekulare Schichten an den Phasengrenzen ausbilden.
4.) Die Gleichgewichtskonzentration eines Surfactants in
jedem einzelnen Lösungsmittel ist an der Phasengrenze größer als die Surfactantkonzenträtion in der Hauptmenge
der Lösung.
5.) Das Material muß zur Bildung von Mizellen oder Molekülaggregaten
oder Ionenaggregaten neigen, auch wenn die Konzentration einen bestimmten Grenzwert, der
ein Charakteristikum jedes einzelnen Surfactants und Lösungsmittels ist, überschreitet.
6.) Das Material muß in gewissem Maße die.Kombination
folgender funktioneller Eigenschaften zeigen: Waschkraft, Schaumbildung, Benentzbarkeit, Emulgierfähig-" :
keit, Löslichkeit und Dispergierfähigkeit.
Surfactants werden allgemein nach dem Typ. der hydrophilen oder wasserlöslichen Gruppe oder Gruppen im Molekül in anionisch'e,
kationische oder nichtionische Surfactants eingeteilt.
1.) Anionische Surfactants, in welchen die hydrophile oder wasserlösliche Gruppe der Carboxylat-, SuIfonat-, Sulfat-
oder Phosphatrest ist, sind im allgemeinen die wichtigste Klasse und werden auf die Ölgewinnung angewendet.
Diese Surfactants sind leicht zugänglich, preiswert und sehr oberflächenaktiv. Erdölgewinnungsverfahren
beinhalten im allgemeinen die Verwendung anionischer Surfactants, obgleich es einige Einwände
gegen ihren Einsatz gibt bzw. eine ausreichende Begründung zum Einsatz einiger anderer Verbindungen.
Erdölsulfonate sind gegenwärtig sehr populär in der Ölgewinnung und sie werden durch Isolieren einer ausgewählten
Rohölfraktion und Sulfonieren derselben
-6-509827/01BS
- 6 -'■ . 24A3070
hergestellt. Diese Erdölsulfonate sind in der Ölgewinnung wegen ihrer Wirksamkeit und niedrigen Kosten
wünschenswert. Jedoch haben sie ihre Grenzen, weisen sie doch eine beträchtliche Wirkungslosigkeit in
Formationen auf, die salziges (hohe Salzkonzentrationen) oder hartes Wasser (Wasser mit in demselben
gelösten übennäßigen Mengen polyvalenter Ionen, z. '.
B. Ca- und/oder Mg-Ionen) enthalten.
2.) Kationische Surfactants' enthalten als hydrophile
Gruppen primäre, sekundäre oder tertiäre Amine oder quarternäre Ammoniumreste.
3.) Nichtionische Surfactants weisen keine Ladung auf,, wenn das Material in einem wässrigen Medium gelöst
wird. Die hydrophile Neigung leitet sich von den Sauerstoffatomen im Molekül ab, wobei infolge Wasserstoffbrückenbindung
zu den Wassermolekülen Hydratisierung eintritt. Der stärkste Teil in dieser Verbindungsklasse ist die Ätherbindung und es müssen
eine Vielzahl von Ätherbindungen vorhanden sein, um die Verbindungen genügend wasserlöslich zu machen,
damit sie Oberflächenaktivität zeigen. Polyoxyäthylen-
. , Surfactants mit wiederkehrenden Ätherbindungen, z. B.
-CH2-CH2-O-CH2-CH2-O-
sind Beispiele für hydrophile Teile nichtionischer Surfactants. Das nichtionische Surfactaht-Molekül kann
mehr als eine Kette mit Ätherbindungen enthalten und im allgemeinen müssen 60 bis' 70 Gew.-% des Moleküls
in Form von Ketten mit Ätherbindung im Molekül vor- -'* handen sein, um das Molekül genügend was serlöslich zumachen,
damit es als Surfactant arbeitet. Es ist ersichtlich, daß die Anwesenheit dieser langen Ketten
mit Ätherbindungen zusätzlich zu den relativ langen
509827/0165
-7-
aliphatischen oder anderen hydrophoben Ketten zu
einer hochmolekularen Verbindung führt. Aus diesem Grund haben nichtionische Surfactants eine niedrige
Oberflächenaktivität pro Gewichtseinheit. Nichtionische Surfactants werden selten allein in Ölge-■
winnungsverfahren angewendet. Häufig geschieht ihre Anwendung in Kombination mit.einem anderen Surfactantmaterial,
im allgemeinen; mit einem*anionischen Material, wie z. B. Erdölsulfonat oder Alkylbenzolsulfonat,
zur Steigerung der Surfactanttoleranz gegenüber Salz- oder hartem Wasser.
Die übliche heute angewendete Praxis des Surfactantflutens
beinhaltet eine Vielzahl von Schritten, wobei, lediglich
einer das Injizieren einer Surfactantlösung sein kann. Die Verfahrensabfolge wird im allgemeinen das Injizieren der
folgenden Materialien in der nachfolgenden Weise beinhalten: .
a) Gewöhnlich wird Wasser in-jiziert, um weiteres Öl nach
der Primärgewinnung zu verdrängen, bis das Wasser-Öl-Verhältnis
des geförderten Fluids so hoch wird, daß eiiE weitere Förderung unwirtschaftlich ist.
b) Ein Vorspülen kann angewendet werden, um in dem Formätionswasser
vorhandene wasserlösliche Materialien, welche das zu verwendende Surfactantmaterial behindern
wurden, zu entfernen oder zu verdrängen. Verwerfbare .
Materialien, wie beispielsweise Na2CO,, Na-Polyphosphat,
NaF, e. t. c, können ebenfalls in der Vorspülung vorhanden sein, um die Adsorptionsstellen des Formationsgesteins zu sättigen, damit die Adsorption des nachfolgend
injizierten Surfactants auf dem Gestein minimisiert wird. Diesen Slug kann ein getrennter Wasserslug folgen.
c) Nun wird das Hauptverdrängungsfluid injiziert, welches
' ■ -8-
5 09827/0165
eine wässrige Lösung eines oder mehrerer Surfactants,
die zur Verminderung der Grenzflächenspannung zwischen
dem Formationsöl und den injizierten wässrigen Fluiden geeignet ist, sein kann. Das Verdrängungsfluid kann
auch eine Emulsion eines Kohlenwasserstoffes in einer
wässrigen Surfactantlösung sein.
d) Bin Mobilitatspufferfluid wird im allgemeinen nach
der Surfactantlösung injiziert, um die Lösung wirkungsvoll
zu verdrängen. Häufig wird ein kleiner einzelner Wasserslug zwischen Surfaetantlösung und Mobilitätspufferfluid
geschaltet. Der Mobilitätspuffer wird benötigt, um eine wirksame Verdrängung der Surfactantlösung
und dem durch die Surfactantlösung verdrängten Pormationsöl sicherzustellen, weil die Ölmobilität
geringer als die Wassermobilität ist. Normalerweise wird für diesen Zweck eine verdünnte wässrige Lösung
eines hydrophilen Polymeren, wie beispielsweise Polyacrylamid oder ein Polysaccharide eingesetzt. Die
Polymerkon^entration kann mit der Zeit stufenweise
gesenkt oder "verdünnt" werden bis auf im wesentlichen reines Feldwasser.
e) Die Wasserinjektion wird solange fortgesetzt, bis das
Wasser-(i-Verhältnis einen wirtschaftlich nicht vertretbaren
Wert erreicht.
Durch Anwendung eines oben beispielhaft aufgeführten Tertiärförderungsprogramms
kann häufig die prozentuale Ölgewinnung um 10 bis 20 Prozentpunkte, d. h. typischerweise von 45 auf
% Förderung, gesteigert werden,' was Millionen Barrel Öl in
einem großen Feld betragen kann. Unglücklicherweise .sind
häufig die Materialkosten derart hoch, daß ein solches Programm zwar technisch erfolgreich ,wirtschaftlich aber unannehmbar
ist K
-9-50 9827/0165
Die vorliegende Erfindung nun betrifft einen zusätzlichen
Verfahrensschritt, welcher nach der Vervollständigung des Surfactantfluid-Injektionsschrittes (s. o.) durchgeführt "
wird. Die .zusätzliche Behandlung beinhaltet die Injektion
/einer Vielzahl kleiner einzelner Slugs gasförmigen Materials, welche durch Injektion kleiner Plussigkeitsslugs, vorzugsweise
Wasser oder anderer wässriger Fluide, unterbrochen werden. Unter "Slug" im Sinne der Erfindung wird das Verwenden
einer' kleinen Massemenge verstanden. Das Gasvolumen in jedem Slug kann 0,2 bis 20 % Porenvolumen
betragen und normalerweise beträgt die optimale Größe 2 bis 10 % Porenvolumen. Die Größe der zwischen den einzelnen
Gasslugs injizierten Wasserslugs kann etwa 5 bis etwa 50 % Porenvolumen, vorzugsweise etwa 10 bis etwa 20 % Porenvolumen,
betragen. Die Zahl der einzelnen Gasslugs kann etwa 1 bis etwa 20, vorzugsweise etwa 2 bis etwa 8, betragen.
.Jedes Material, welches mindestens teilweise als gasförmige
Phase bei dem Druck und der Temperatur der Formation in derselben verbleibt, kann verwendet werden. Luft, Ng, COg,
normalerweise gasförmige paraffinische Kohlenwasserstoffe, wie beispielsweise Methan, Äthan, Propan oder Butan, olefinische
Kohlenwasserstoffe, wie beispielsweise Äthylen, Propylen oder Butylen, oder Mischungen derselben sind bevorzugte
Gase. Rohgase, z. B. Abgas oder Rauchgas, welche vorwiegend CO^ und N2 enthalten, sowie Erdgas oder LPG,
können ebenfalls mit sehr guten Ergebnissen verwendet werden. Auch Mischungen von ^zwei oder mehrerer dieser Materialien
sind verwendbar, wobei Vorsicht angeraten werden muß, wenn eine Mischung von Luft oder einem 'anderen sauerstoffhaltigen
Gas und ein brennbares Gas zum Einsatz gelangen.
Einige der genannten Gase sind in Öl etwas löslich. Beispielsweise
sind COp und die paraffinischen Kohlenwasserstoffe, wie
Methan, Äthan, e. t. c, oder die olefinischen "Gase in
wechselndem Maße ziemlich löslich. Diese Eigenschaft ist
-10-509827/0Ί65
vorteilhaft, da das Lösen dieser Gase zu einer Viskositätsverminderung des Öls führt. Jedoch muß die Löslichkeit "bei
der Bestimmung der Gassluggröße in Betracht gezogen werden. Durch Erhöhen der Sluggröße, so daß mehr Gas als sich im Öl
lösen kann, injiziert wird, verbleibt mindestens ein Teil des Gases als diskrete Gasphase in der Formation.
Die Gasinjektion in der Ölgewinnung, ist bekannt. Jedoch ist
dem Fachmann bekannt, daß ein Gas Erdöl nur sehr unvollständig verdrängt, weil die Gasviskosität wesentlich niedriger als
die des Öls ist. Das erfindungsgemäße Verfahren unterscheidet sich von den bekannten Gasverdrängungsverfahren erheblich.
Es ist wahrscheinlich so, daß die alternierenden Gas-Wasser-"-Slugs
ein beträchtliches Mischen in der Formation hervorrufen, was zu einer Ölemulgierung führt oder auf andere
Weise eine Überführung weiteren Öls in den sich bewegenden Fluidstrom bewirkt. Scheinbar desorbiert das Gas das Surfactant
auch vom Formationsgestein in einem Umfang, der weiteres Surfactant für die Ölverdrängung zur Verfugung stellt. Die
Eigenschaft mehrerer Gasslugs, adsorbiertes Surfactan-fc von
der Formationsmatrix zu desorbieren, macht es möglich, wesentlich niedrigere Surfactantkonzentraiionen und/oder kleinere
Surfactantlösungsslugs in bestimmten Situationen zu verwenden. .
In einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens können Gas und Wasser gleichzeitig nach Abschluß der
Injektion von Surfactantlösung in die Formation injiziert
werden. Das Volumenverhältnis von Gas zu Wasser sollte etwa 0,002 bis etwa 1,5, vorzugsweise etwa 0,5 bis etwa 1,0, betragen.
Vorsicht ist geboten, um eine übermäßige vertikale Schichtung von Gas und Wasser zu vermeiden, da das Gas
ausschließlich in den Kopfteil und das Wasser ausschließlich
in den Bodenteil der Formation geht, bedingt durch die grossen Dichteunterschiede. Eine Solche dichtebezogene vertikale
Trennung kann beispielsweise durch Bereitstellen zweier
5 0 9827/0.165
- i1 -
getrennter Injektionsstränge und Injektion des Gases auf den
Boden und die des Wassers in den Kopf der Formation verhindert werden. Diese Anordnung erlaubt eine getrennte Über-'
wachung der Injektionsgeschwindigkeit jeden Materials, um die gewünschten Gas-Wasser-Verhältnisse aufrechtzuerhalten.
Eine untertägige ölhaltige Formation in 2438 m Tiefe war 13,9 m dick und die Porosität betrug 30 %. Das Feld wurde
zuerst durch Primärförderung unter Verwendung eines quadra-_ tischen Gittermusters mit einem 139 m-Abstand der Bohrungen
ausgebeutet. Bei Beendigung der Primärförderung waren nur 25 % des vorhandenen Öls aus der Lagerstätte gefördert
worden und es wurden Injektionsbohrungen in die Mitte jedes quadratischen Gitters abgeteuft, um das Feld in ein umgekehrtes
5-Punkte-Muster für die Wasserinjektion umzuwandeln.
Obgleich ein großes Feld eine Vielzahl quadratischer Gitter umfaßt, jedes mit 139 m Seitenlänge und mit einer Injekti'onsbohrung
in der Mitte, ist es möglich, das Gesamtfeld durch Untersuchung nur eines einzigen Quadrats zu analysieren.
Wasser wurde durch die Injektionsbohrung injiziert und die Ölförderung an den Förderbohrungen solange fortgesetzt, bis
das Wasser-Öl-Verhältnis einen Wert von 30 erreichte. Dieser Wert wird als wirtschaftliche Grenze für eine kontinuierliche
Förderung angesehen. Bei Beendigung des Wasserflutens waren nur 45 % des ursprünglichen Öls aus der Lagerstätte gefördert
worden und die durchschnittliche Restölsättigung betrug 33 %.
Es mußte von einem Tertiärgewinnungsverfahren Gebrauch gemacht werden, um einen signifikanten Teil des verbliebenen
Öls zu gewinnen. Das Formationswasser enthielt etwa 300 ppm Gesamthärte und wies einen niedrigen Salzgehalt auf. Tests
zeigten an, daß Erdölsulfonat wirkungsvoll sein würde. Es wurde ein tertiäres chemisches Zusatzgewinnungsverfahren
entworfen unter Verwendung einer 10 Vol.-% Vorspülung, bestehend aus einer 5 % wässrigen NagCO^-Lösung als zu verwerfendes
Adsorptionsmittel, einem 3 % Porenvolumen Wasser-
-12-509827/0165
slug, dienend als Isolie'rungsslug zwischen der Vor spülung und dem Surfactantslug, Ein 1.0 .% Pprenvolumen Slug von 3,5 ■%
Erdölsulfonat wurde als Surfactantslug verwendet. Das· yer-.
wendete Huster ergab 70 % Aus Schöpfungswirksamkeit, so1 daß ..
das gesamte durch die in,Diz:ie3?iben Fluide ausgeschöpfte Porenvolumen
· · · j. ■ - '
139 m χ 139 m χ 13,9 m χ 0,3 x.0,7 = 38 057^.8 m3
betrug. Es wurde ein Surfactantslug von 10 % Porenvolumen, d-.
h. 3 963 240 Liter, verwendet. Den 3 903 240 Litern 3*5 %
Erdölsulfonatlösung folgte eine Injektion von 3-785 330 Liter einer wässrigen, 200 ppm Polyacrylamid enthaltenden Lösung ,
mit einer Viskosität von 8 cP. Abschließend wurde ein 20 % Porenvolumen Wasserslug injiziert, gefolgt von 5 Zyklen
abwechselnder G-as-Wasser-Injektion... Jeder Zyklus bestand in
einer Injektion eines 5 % Porenvolumen Erdgasslug (95 % CH,,
Rest CoHg + C,Hq). 10 % Porenvolumen Wasserslugs folgten jedem
5 % Porenvolumen Erdgasslug. Nach dem 5. Zyklus startete kontinuierliche Wasserinjektion, um alle injizierten Fluide
durch die Formation zu verdrängen. Die Wasserinjektion.wurde
solange fortgesetzt, bis das Wasser-Öl-Verhältnis an allen Bohrungen oberhalb etwa 35 lag. Nach Beenden des kombinierten
chemischen Gas-Wasser-Tertiärgewinnungsverfahrensbetrug die durchschnittliche Restölsättigung nur noch 6 %.
Um die Ausführbarkeit der Erfindung aufzuzeigen, und die optimalen
Werte der Steuerparameter zu bestimmen, sowie die Höhe der weiteren Ölgewinnung festzustellen, wurden. Labor-! ■
versuche unternommen.
Ein linearer Kern aus dem Slaughter -Field, Hockley. County, Texas, wurde für die chemische Tertiärgewinnung ausgewählt.
Da das Formationswasser hohe Ca-'und Mg-Gehalte aufwies, : ■
wurde eine spezielle Surfactantkombination-, bestehend aus
. · -13-
509827/0165
einem linearen Alkylbenzolsulfonat und einem polyätlioxylierten
Nonylphenol, als optimales zu verwendendes Surfactant'
ermittelt. Die Ergebnisse von Versuch A, einem Kernverdrängungstest, sind graphisch in der Figur wiedergegeben, welche
als Punktion der Porenvolumina in den Kern injizierten Fluids die prozentuale Ölgewinnung,die Restölgewinnung, das Wasser-Öl-Verhältnis
des geförderten Fluids und den different!eilen
Druck über dem Kern zeigt. Ein Wasserfluten unter Verwendung von 2,5 % Porenvolumen eines 20 % Slaughter-FormationshaftwasseiB^
gefägt von einem Surfactantfluten unter Verwendung
von 1 % Porenvolumen von 0,4 % linearem Alkylbenzolsulfonat und 0,4 % nichtionischem Surfactant, gefolgt von 2 % Porenvolumen
Wasser und gefolgt von 4 Zyklen alternierender Gas-Wasser-Injektion -(20 % Porenvolumen. Luft als 'Gasslug und 20
bis 50 % Porenvolumen Wasserslug zwischen den Luftslugs)
ergab eine Gesamtölgewinnung von 87 % und eine Restölsättigung
von etwa 9 %, Die signifikanten Endwerte sind in der Tabelle
I zusammengefaßt.
Versuch A | % |
.74 | 5 % |
39, | |
47 | % |
19 | |
74 |
c al
J /D |
9, | VJl |
87, |
Kernverdrängungstests
Anfangsölsättigung ' . .
Ölsättigung nach Wasserfluten % Gewinnung durch Wasserfluten
Ölsättigung nach chemischem Fluten % Gewinnung durch chemisches Fluten Ölsättigung nach Gas-Wasser-Fluten
% Gewinnung durch Gas-Wasser-Fluten
Die Gesamtölgewinnung stieg von 74 auf 87,5 %t was einem ·
Nettoanstieg von 18,2 % in der Ölgewinnung als Ergebnis der Gas-Wasser-Injektion nach Beenden des chemischen Flutens
entsprach. · ' ■ " ■ ~ ■
Um den Einfluß der kontinuierlichen Wasserinjektion nach dem
-14-. 509827/0165
chemischen Fluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis zu vergleichen, wurden Versuche an-einem Kern aus der Aux
Väses-Formation, Salem Field, Marion County, Illinois, durchgeführt. Nach dem Wasserfluten bis zu einem Wasser-Öl-Verhältnis
von 100:1 wurden zwei tertiäre Verdrängungen ausgeführt. Im Versuch B wurde ein Surfactantslug mit
0,4 % linearem Alkylbenzolsulfonat und 0,4 % polyäthcrxyliertem
Alkylphenol injiziert und anschließend kontinuierlich Wasser injiziert, bis das Wasser-Öl-Verhältnis ziemlich hoch
war, sodann erfolgte ein Gas- und Wasserslug. Im Versuch C wurde das gleiche Verfahren mit der Ausnahme durchgeführt,
daß das Wasserfluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis nach dem chemischen Fluten weggelassen wurde. Die Ergebnisse
sind in der Tabelle II auf-geführt.
TABELL E- II
Verdrängungsergebnisse
Anfangsölsättigung
ÖlSättigung nach Wasserfluten % Gewinnung durch Wasserfluten Ölsättigung nach chemischem Fluten : % Gewinnung durch chemisches Fluten Ölsättigung nach 2. Wasserfluten % Gewinnung durch 2. Wasserfluten Ölsättigung nach Gas-Wasser-Slug % Gewinnung durch Gas-Wasser-Slug '
ÖlSättigung nach Wasserfluten % Gewinnung durch Wasserfluten Ölsättigung nach chemischem Fluten : % Gewinnung durch chemisches Fluten Ölsättigung nach 2. Wasserfluten % Gewinnung durch 2. Wasserfluten Ölsättigung nach Gas-Wasser-Slug % Gewinnung durch Gas-Wasser-Slug '
Mehrere wichtige Beobachtungen lassen sich aus diesen Ergebnissen entnehmen. Die Fortsetzung der Wasserinjektion nach dem
chemischen Fluten bei einem sehr hohen Wasser-Öl-Verhältnis war nicht voll wirksam. Die Injektion von Gas-Wasser-Slugs
bald nach Beenden des chemischen Flutens ist wesentlich wirkungsvoller
als die fortgesetzte Wasserinjektion bei einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis, Auch wenn das Wasserfluten bis zu
-15-509827/0166
Versuch B | Versuch C |
.54,5 | • 51,2 |
24,3 | 23,2 |
55,4 | 54,7 |
23,8 | 21,9 |
56,3 | 57,2 |
23,5 | ■- |
56,7 | - · |
13,0 | 10,0 |
76,0- | 80,0 |
einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis'angewendet"Wird, kann beträchtliches
Zusatzöl durch Starten der.Gas-Wasser-Injektion
nach dem Wasserfluten gewonnen werden.
Im Versuch D wurde ein Kern einem üblichen Wasserfluten unter Verwendung einer Vorspülung mit Salzgehaltoptimierung und
enthaltend verwerfbare Adsorptionsmittel, gefolgt von einerwässrigen
Lösung eines Erdölsulfonats, gefolgt von einer wässrigen Lösung eines hydrophilen Polymeren zur Mobilitätssteuerung und gefolgt von einem Wasserfluten bis zu einem
hohen Wasser-Öl-Verhältnis unterworfen. Ein Np-Slug wurde
sodann eingegeben und der Kern erneut mit Wasser geflutet.
TABELLE III ■ " '
Kernverdrängungstests
Versuch D
% Ölgewinnung durch Wasserfluten 57,5
Restölsättigung nach dem Wasserfluten 20,8
% Ölgewinnung durch chemisches Fluten 77,5
Restölsättigung nach dem chemischen Fluten 11,0
% Ölgewinnung durch Gas-Wasser-Fluten 87,0
Restölsättigung nach dem Gas-Wasser-Fluten 6,4
Aus der Tabelle III ist zu entnehmen, daß eine beträchtliche Ölmenge nach dem Einsatz des Erdölsulfonats und einer Polymerlösung
mittels eines injizierten Gasslugs gewonnen werden kann.
In einem weiteren Verdrängungsversuch, E, mit einem Salem-Kern
wurde wie vorstehend gearbeitet mit der Ausnahme, daß zwei verschiedene käufliche Surfactants verwendet wurden.
Die Surfactantlösung enthielt 1.0 % Triton®, ein Dioctyl-Na-succinat,
und 0,25 % TD-15^, ein Polyoxyalkalenäther;
Tabelle IV.
-16-509827/0165
TABELLE IV Kernverdrängungstests
% Ölgewinnung durch Wasserfluten Restölsättigung nach dem Wasserfluten
% Ölgewinnung durch chemisches Fluten Restölsättigung nach dem chemischen Fluten
% Ölgewinnung durch Gasslug Restölsättigung nach dem Gassing
Versuch E 47
2-7,5· 54;
2-7,5· 54;
24 .
74 .. 13
Der Versuch E zeigt, daß der .Gasslug einen ausgeprägten
Einfluß auf die Ölgewinnung hat im Gegensatz zum ,chemischen
!Fluten. . ·
Zwei weitere Versuche wurden unternommen, um ein wirtschaftouches
chemisches Tertiärfluten, Versuch F, bestehend aus einem Vorspülen mit verwerfbarem Mittel, Erdölsulfonat, hydrophilem
Polymeren und Wasserfluten bis zu einem hohen Wasser-Öl-Verhältnis, mit einem Versuch G zu vergleichen,
wobei-dieser Versuch dem Versuch F mit der Ausnahme gleicht,
daß die hydrophile Polymerlösung nicht verwendet und durch einen N2-H2O-SlUg-Zyklus ersetzt wurde. Die Versuche wurden
an einem linearen Benoist-Sandsteinkern mit 20,4 % Porosität
und 176 md Permeabilität durchgeführt;· Tabelle V.
Kernverdrängungstests
Versuch F Versuch G
% Ölgewinnung durch Wasserfluten 48,5 Restölsättigung nach dem Wasserfluten 34,5
% Ölgewinnung durch chemisches Fluten 76,6 Restölsättigung nach dem ehem. Fluten 15,5
% Ölgewinnung durch Gas-Wasser-Fluten Restölsättigung nach d. Gas-Wasser-Fluten
44,5 36,0
85,5 9,4
-.17-
509827/0166
Durch die Surfactant-Gas/Wasser-Injektion wurden 85,5 % des
Originalöls im Vergleich zu 74 % bei üblichem. Surfactant-? Polymer-Fluten gewonnen, was einer 15,5 % Verbesserung entspricht.
Aus der vorstehenden Beschreibung ergibt sich, daß durch "
Verwendung mindestens eines und vorzugsweise einer Vielzahl kleiner G-asslugs, welche durch Wasserslugs getrennt sind,
die nach einer injizierten surfactanthaltigen Lösung in die
Formation injiziert werden, die Ge. samt ölgewinnung wesentlich gesteigert, die Restölsättigung entsprechend vermindert, die
benötigte Surfactantmenge verringert und die Notwendigkeit des Einsatzes einer Lösung eines hydrophilen Polymeren als
Mobilitätspuffer, in vielen Fällen eliminiert werden kann.
. -18-
509827/016 5
Claims (7)
1.) Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen porösen
Formation, welche von mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung, beide Bohrungen
in Flüssigkeitsverbindung mit der Formation stehend, durchteuft ist, wobei ein surfactanthaltiges .
Fluid, vorzugsweise eine surfactanthaltige, wässerige
Flüssigkeit, durch die Injektionsbohrung injiziert und
das durch das injizierte Fluid durch die Formation verdrängte öl durch die Förderbohrung gewonnen wird,
dadurch gekennzeichnet, daß mindestens ein Gassing nach
der Injektion des surfactanthaltigen Fluids und anschließend Wasser in die Formation injiziert wird.
2.) Verfahren nach Anspruch T, dadurch gekennzeichnet, daß
eine wässerige Lösung eines hydrophilen, viskositatserhöhenden
Polymeren zwischen der Injektion des surfactanthaltigen Fluids und der des Gasslugs injiziert wird.
3.) Verfahren nach Anspruch 1, dadurch, gekennzeichnet, daß
mit einem Volumen eines Gasslugs von etwa 0,2 bis etwa 20 % Porenvolumen, vorzugsweise etwa 2 bis etwa 10 %
Porenvolumen, gearbeitet wird.
4.) Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet,
daß 1 bis etwa 20 Gasslugs, vorzugs-. weise etwa 2 bis etwa 8 Gasslugs, mit einem zwischengeschälteten
Flüssigkeitsslugs zwischen den aufeinanderfolgenden
Gasslugs injiziert werden.
5.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, daß etwa 2 bis etwa 20 Gasslugs und als zwischengesehaltete Flüssigkeitsslugs Wasserslugs
mit etwa 5 bis etwa 50 % Porenvolumen injiziert v/erden.
50 9827/0165
6.) Verfahren-nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch,
gekennzeichnet, daß als ;&as mit Luft, Stickstoff,, CO2, Rauchgas, Maschinenabgas, Methan,- !than,. Propan,
Butan, Äthylen, Propylen, Butyl en, Erdgas, 1"PG- oder
Mischungen derselben gearbeitet wird-, ·. . =
Mischungen derselben gearbeitet wird-, ·. . =
7.) Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß .gleichzeitig Gas und ein
wässriges Fluid, wie Wasser,, in die "Formation nach der Injektion des surfactanthaltigen !Fluids mit einem
Volumenverhältnis von G-asströmungsgeschwindigkeit zur Strömungsgeschwindigkeit des wässrigen Fluids von etwa 0,002 bis etwa 1,5 injiziert werden. . .
wässriges Fluid, wie Wasser,, in die "Formation nach der Injektion des surfactanthaltigen !Fluids mit einem
Volumenverhältnis von G-asströmungsgeschwindigkeit zur Strömungsgeschwindigkeit des wässrigen Fluids von etwa 0,002 bis etwa 1,5 injiziert werden. . .
5G98 27/0 1 6 5
Leerseite
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US425593A US3882940A (en) | 1973-12-17 | 1973-12-17 | Tertiary oil recovery process involving multiple cycles of gas-water injection after surfactant flood |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2443070A1 true DE2443070A1 (de) | 1975-07-03 |
Family
ID=23687222
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE2443070A Withdrawn DE2443070A1 (de) | 1973-12-17 | 1974-09-09 | Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formation |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3882940A (de) |
AR (1) | AR216041A1 (de) |
AU (1) | AU7437074A (de) |
BR (1) | BR7410404D0 (de) |
CA (1) | CA1001549A (de) |
DE (1) | DE2443070A1 (de) |
GB (1) | GB1471567A (de) |
NO (1) | NO744505L (de) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4034810A (en) * | 1975-12-01 | 1977-07-12 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery |
US4415032A (en) * | 1982-04-27 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter |
US4544206A (en) * | 1982-12-13 | 1985-10-01 | Phillips Petroleum Company | Slug-type in situ recovery of mineral values |
US4609478A (en) * | 1984-02-21 | 1986-09-02 | Olin Corporation | Sulfonated alkyl glucosides and use thereof in oil recovery |
US5046560A (en) * | 1988-06-10 | 1991-09-10 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
US4846276A (en) * | 1988-09-02 | 1989-07-11 | Marathon Oil Company | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation |
US5267615A (en) * | 1992-05-29 | 1993-12-07 | Christiansen Richard L | Sequential fluid injection process for oil recovery from a gas cap |
US5363914A (en) * | 1993-03-25 | 1994-11-15 | Exxon Production Research Company | Injection procedure for gas mobility control agents |
US5465790A (en) * | 1994-04-11 | 1995-11-14 | Marathon Oil Company | Enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs |
US6942031B1 (en) * | 1995-11-27 | 2005-09-13 | Texaco Inc. | Lignosulfonate-acrylic acid graft copolymers as sacrificial agents for carbon dioxide foaming agents |
US6186231B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-02-13 | Texaco Inc. | Conformance improvement in hydrocarbon bearing underground strata using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymer gels |
US7303006B2 (en) * | 2003-05-12 | 2007-12-04 | Stone Herbert L | Method for improved vertical sweep of oil reservoirs |
CA2527144C (en) * | 2005-11-15 | 2014-04-29 | Queen's University At Kingston | Reversibly switchable surfactants and methods of use thereof |
WO2011097727A1 (en) | 2010-02-10 | 2011-08-18 | Queen's University At Kingston | Water with switchable ionic strength |
AU2011342287B2 (en) | 2010-12-15 | 2015-09-17 | Greencentre Canada | Systems and methods for use of water with switchable ionic strength |
CA2803732A1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Queen's University At Kingston | Tertiary amine-based switchable cationic surfactants and methods and systems of use thereof |
CN112343567A (zh) * | 2020-10-20 | 2021-02-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于存在大水道的高含水油藏的化学驱注入方法 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3244228A (en) * | 1962-12-27 | 1966-04-05 | Pan American Petroleum Corp | Flooding process for recovery of oil |
US3472320A (en) * | 1965-01-27 | 1969-10-14 | Alvin B Dyes | Secondary recovery method using alternate slugs of gas and water |
US3386506A (en) * | 1966-04-08 | 1968-06-04 | Pan American Petroleum Corp | Method for secondary recovery of petroleum |
US3529668A (en) * | 1968-07-24 | 1970-09-22 | Union Oil Co | Foam drive oil recovery process |
US3599716A (en) * | 1969-04-09 | 1971-08-17 | Atlantic Richfield Co | Method for secondary oil recovery |
US3599717A (en) * | 1969-12-03 | 1971-08-17 | Mobil Oil Corp | Alternate flood process for recovering petroleum |
US3586107A (en) * | 1970-02-02 | 1971-06-22 | Pan American Petroleum Corp | Carbon dioxide slug drive |
US3599715A (en) * | 1970-02-18 | 1971-08-17 | Marathon Oil Co | Use of surfactant foam for recovery of petroleum |
US3653440A (en) * | 1970-03-23 | 1972-04-04 | Shell Oil Co | Secondary and tertiary oil recovery process |
US3648772A (en) * | 1970-08-19 | 1972-03-14 | Marathon Oil Co | Miscible-type recovery process using foam as a mobility buffer |
-
1973
- 1973-12-17 US US425593A patent/US3882940A/en not_active Expired - Lifetime
-
1974
- 1974-09-09 DE DE2443070A patent/DE2443070A1/de not_active Withdrawn
- 1974-09-17 CA CA209,433A patent/CA1001549A/en not_active Expired
- 1974-10-04 GB GB4304374A patent/GB1471567A/en not_active Expired
- 1974-10-16 AU AU74370/74A patent/AU7437074A/en not_active Expired
- 1974-12-12 BR BR10404/74A patent/BR7410404D0/pt unknown
- 1974-12-13 NO NO744505A patent/NO744505L/no unknown
- 1974-12-17 AR AR256945A patent/AR216041A1/es active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU7437074A (en) | 1976-04-29 |
CA1001549A (en) | 1976-12-14 |
AR216041A1 (es) | 1979-11-30 |
NO744505L (de) | 1975-07-14 |
BR7410404D0 (pt) | 1975-09-16 |
US3882940A (en) | 1975-05-13 |
GB1471567A (en) | 1977-04-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2443070A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung aus einer untertaegigen poroesen formation | |
DE3415569C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation | |
DE2823000C2 (de) | Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE2447589A1 (de) | Erhoehung der wirksamkeit des wasserflutens bei der oelgewinnung | |
DE69706990T2 (de) | Verwendung von öl- und gasfeldchemikalien | |
DE2543239A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus untertaegigen formationen | |
DE2835541C2 (de) | Verfahren zur Ölgewinnung aus unterirdischen Lagerstätten | |
DE3523355A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischem speichergestein | |
DE3024865A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischen formationen | |
DE2336016A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung aus einer mit mindestens einer injektionsbohrung und einer foerderbohrung durchteuften lagerstaette | |
DE2421073A1 (de) | Verfahren zur erdoelgewinnung aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden formation | |
DE2413517A1 (de) | Oberflaechenaktive (surfactant-) zusammensetzung zur erdoelgewinnung | |
DE3503533A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer untertaegigen lagerstaette mittels dampffluten | |
DE2409080A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von viskosem erdoel | |
DE2335938A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung aus einer mit mindestens einer injektionsbohrung und einer foerderbohrung durchteuften lagerstaette | |
DE2917534A1 (de) | Verfahren zur gesteigerten erdoelgewinnung | |
DE3828736A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung | |
DE2456946A1 (de) | Verfahren zur oelgewinnung aus untertaegigen lagerstaetten mittels eines tertiaerfoerderungsmittels | |
EP0272406A2 (de) | Verfahren zur erhöhten Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte durch Tensidfluten | |
DE2442409A1 (de) | Verfahren zum verbessern der eindrueckbarkeits-eigenschaften von mizellaren dispersionen | |
DE2950157A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden lagerstaette | |
DE2450290C3 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation | |
DE2558548A1 (de) | Verfahren zur sekundaergewinnung von erdoel aus untertaegigen lagerstaetten durch fluten mit netzmittel enthaltendem wasser | |
DE1815475C (de) | Verfahren zur Gewinnung von Kohlen Wasserstoffen aus einer unterirdischen Formation und Anwendung dieses Verfahrens auf eine bergbautechnisch aufgearbeite te kohlenwasserstoffhaltige Sandgrundmasse | |
DE2523389C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer untertägigen Formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8141 | Disposal/no request for examination |