DE3722711A1 - Verbessertes oelgewinnungsverfahren mit mischbarem gas unter verwendung eines mit oel und sole vertraeglichen, vorgeformten schaumes - Google Patents
Verbessertes oelgewinnungsverfahren mit mischbarem gas unter verwendung eines mit oel und sole vertraeglichen, vorgeformten schaumesInfo
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Description
Die Erfindung betrifft ein verbessertes Verfahren zur
Ölgewinnung aus einer Erdöl tragenden Formation.
Insbesondere betrifft sie die Verbesserung der Produktion
von Öl aus einer Erdöllagerstätte, wobei ein nicht
kondensierbares, mischbares Gas verwendet wird, um die
Mobilität des Öls durch die Lagerstätte zu verbessern, und
ein stabiler Schaum, der mit den Fluiden der Lagerstätte
einschließlich fossilem Gas, Öl und Wasser oder Sole
verträglich ist, wird mit dem Gas eingespritzt, um den
Gasdruck zu weniger durchlässigen ölreichen Bereichen der
Lagerstätte zu leiten.
Es ist insbesondere Aufgabe der Erfindung, einen
vorgeformten Schaum zu schaffen, der verträglich ist mit dem
Öl und Solegehalt der Erdöl enthaltenden Lagerstätte, in
welche ein nicht kondensierbares, mischbares Gas wie
beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff oder Methan
eingeblasen worden ist, um die Ölverdrängung zu
unterstützen. Derartige Gase verringern die Viskosität des
natürlich vorkommenden Öls und pressen die Lagerstätte nach,
um den Strom des Erdöls von wenigstens einem
Injektionsbrunnen oder einer Einpreßsonde zu wenigstens
einem Gewinnungsbrunnen zu erhöhen. Von diesen mischbaren
Gasen ist bekannt, daß sie eine verringerte Viskosität des
Erdöls durch ihre wechselseitige Beeinflussung erbringen,
aber wegen der Inhomogenität der meisten Erdformationen für
die drei Phasen Gas, Öl und Wasser sind zusätzliche
Einrichtungen erforderlich, um das Gas zu steuern, um einen
Druckverlust in stark durchlässigen Kanälen oder "Fingern"
zu vermeiden, die in dem Lagerstättengestein ausgebildet
sind. Ein "Fingern" von Gas in relativ stark durchlässige
Gas-, Wasser- oder Solekanäle wirkt störend auf die
Injektinsprofile des Treibgases in der Formation oder
Lagerstätte ein, da im wesentlichen nicht der gleiche
Gasdruck verfügbar ist, um die Fluide durch die weniger
durchlässigen ölreichen Bereiche der Formation oder der
Lagerstätte zu bewegen. Derartige Druckverlustkanäle
können ebenfalls erzeugt werden durch Gravitätseffekte der
Gase geringer Dichte, welche dazu neigen, das Gas in die
oberen Bereiche der Formation steigen zu lassen, so daß es
Öl- und Wasserkanäle in dem unteren Teil der Formation
überlagert.
Um derartige Injektions- oder Einpreßprofile zu steuern
entweder infolge eines "Fingers" oder einer
Gravitätsüberlagerung, wurde vorgeschlagen, Schaum zu
verwenden auf die gleiche Weise, wie er verwendet wird zur
Verbesserung des Einpressens von Dampf zur Erhöhung der
Ölgewinnung. Bei der Verwendung eines nicht kondensierbaren,
mischbaren Gases jedoch (anstelle eines kondensierbaren
Dampfes) ist die Herstellung und Aufrechterhaltung eines
wirksamen Schaumes in einem Dreiphasenflüssigsystem
schwierig, insbesondere wenn die Salzkonzentration des
Wassers in der Formation (fossiles Grundwasser oder
eingespritztes Wasser) dazu führt, den Schaum zu zerstören
oder dessen anfängliche Bildung zu verhindern. Demgemäß ist
es eine besondere Aufgabe der Erfindung, einen Schaum zu
schaffen, der verträglich ist mit der Mischung aus
Lagerstättenöl und Sole und der vorgeformt werden kann,
bevor er in die Lagerstätte eingespritz wird. Ein
derartiger Schaum ist eine Mischung aus dem nicht
kondensierbaren Gas, einer Sole, die vergleichbar ist mit
der in der Lagerstätte, und einem α-Olefinsulfonat (AOS),
das 8 bis 24 Kohlenstoffatome aufweist, wobei die Anzahl der
Kohlenstoffatome ausgewählt wird in Übereinstimmung mit dem
Salzgehalt der Sole. Im Gegensatz zu den im Stand der
Technik bekannten Verfahren zur Bildung eines Schaums unter
Verwendung von AOS als Schaummittel mit Wasser und Gas und
wobei ein AOS mit höherem Molekulargewicht verwendet worden
ist mit höheren Salzkonzentrationen in der Sole wurde
gefunden, daß zur Ausbildung eines stabilen oder beständigen
Schaums in derartigen Solen der Kohlenstoffgehalt des AOS
ausgewählt sein muß gemäß einem umgekehrten Verhältnis
zwischen dem Salzgehalt und dem Kohlenstoffgehalt
des AOS. Insbesondere wurde gefunden, daß in Solen mit einer
höheren Salzkonzentration AOS mit weniger als 12
Kohlenstoffatomen wünschenswert ist. In Solen mit einer
geringeren Salzkonzentration ist ein AOS mit wenigstens 12
Kohlenstoffatomen wünschenswert. Gemäß einer bevorzugten
Ausführungsform wird der Schaum vorgeformt aus einem nicht
kondensierbaren Gas, beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff
oder Methan und Mischungen daraus, und einer Sole, die
ähnlich ist der in der Lagerstätte, und das effektive
α-Olefinsulfonat hat einen Kohlenstoffgehalt von 10 bis 16
Kohlenstoffatomen. In der am meisten bevorzugten
Ausführungsform weist der Schaum auf: In Solen mit einer
Salzkonzentration von wenigstens 10 Gew.-% hat die effektive
Menge des AOS 10 Kohlenstoffatome; in Solen mit einem
Salzgehalt von 2 bis 10 Gew.-% weist die effektive Menge des
AOS 12 Kohlenstoffatome auf; und in Solen mit einer
Salzkonzentration von nicht mehr als 2 Gew.-% weist die
effektive Menge des AOS 14 Kohlenstoffatome auf.
In einer bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens zur
verbesserten Ölgewinnung unter Verwendung eines vorgeformten
Schaumes wird ein Teil des nicht kondensierbaren, mischbaren
Gases vermischt mit einer Sole mit einem Salzgehalt, der
ähnlich ist dem der öltragenden Formation oder Lagerstätte,
und mit einem α-Olefinsulfonat, das erfindungsgemäß
ausgewählt wurde. Die Fluide werden in einen Brunnen
eingespritzt oder eingeblasen, der in die Formation oder
Lagerstätte eintritt, und entweder in einen Schaum
vorgeformt vor der Einleitung in einen Brunnen oder durch
geeignete Mischung der Bestandteile, wenn der Schaum durch
den Brunnen in die Formation gepumpt wird. Das Volumen des
vorgeformten Schaumes ist ausreichend, um eine stabile oder
beständige Bank aus Schaum innerhalb der Formation
aufzubauen, und insbesondere eine, die in die mehr
durchlässigen Bereiche der Formation in ausreichender Menge
und mit ausreichender Stabilität eintreten kann, um den
Schaum aufrechtzuerhalten, wenn anschließend mit dem nicht
kondensierbaren, mischbaren Gas Druck aufgebracht wird. Die
Angemessenheit der Schaumbank kann bestimmt werden durch die
Produktion oder Gewinnung von Öl durch wenigstens einen
Gewinnungsbrunnen, zu welchem das Öl durch kontinuierlichen
Druck getrieben wird, so daß reduziertes Wasser und
Einblasgas an dem Gewinnungsbrunnen ankommen.
Bisher wurde vorgeschlagen, ein nicht kondensierbares,
mischbares Gas wie beispielsweise Kohlendioxid, Stickstoff,
Methan oder dgl. zum Stimulieren der Ölgewinnung aus einer
Erdöllagerstätte zu verwenden. Derartiges Gas wird in
wenigstens einen Brunnen eingeblasen und Erdöl wird von
wenigstens einem anderen Brunnen gewonnen, der die gleiche
Lagestätte durchsetzt. Im allgemeinen weisen diese Gase
einen relativ niedrigen kritischen Punkt auf, welcher die
Temperatur bedeutet, über der das Gas nicht in eine
Flüssigkeit komprimiert werden kann. Derartige Gase sind
wenigstens teilweise lösbar in dem Öl. Da diese Gase, obwohl
sie nicht kondensierbar sind, in der Tat lösbar oder
mischbar im Öl sind, werden sie von dem Erdöl absorbiert,
entweder um die Viskosität des Öls zu reduzieren oder dessen
Bewegung durch die Lagerstätte zu erhöhen, und zur gleichen
Zeit treibt der erhöhte Druck des Gases verbleibendes Erdöl
in der Lagestätte zu einem oder mehreren Gewinnungsbrunnen.
Wie bei allen verbesserten Ölgewinnungsverfahren ist die
Lagerstätte völlig ungleichförmig, wurde anfänglich als
geologisches Bett ausgebildet und hat dann Öl und Gas
eingeschlossen (gewöhnlich durch Verdrängen von Wasser) über
den geologischen Zeitraum. Infolge der Heterogenität der
Lagerstätte und primär infolge des Einschlusses von Ton-
Schiefermaterial in den Sedementbetten ist die
Durchlässigkeit für Flüssigkeitsströme durch die Lagerstätte
über deren ganze Struktur sehr unterschiedlich. Ferner ist
die Durchlässigkeit der Lagerstätte für die Ströme jeder der
Komponenten Öl, Gas und Wasser häufig wesentlich verschieden
in verschiedenen Teilen der Lagerstätte. Im allgemeinen
ist die Durchlässigkeit der Lagerstätte oder der Formation
wesentlich größer für Gas als für Öl oder Wasser. Daraus
resultiert, daß das eingeblasene Gas dazu neigt, "Finger"
durch die Lagerstätte zu bilden und primär infolge der
Dichtunterschiede durch obere Teile der Lagerstätte. Dies
erzeugt eine Gravitätstrennung, die bekannt ist als
"Schwerkraftüberlagerung" ("gravity override") des Gases,
so daß dieses dazu neigt, umgeleitet zu werden oder durch
die Lagerstätte zwischen dem Einblasbrunnen und dem
Gewinnungsbrunnen durchzubrechen. Ferner kann Wasser
ebenfalls bevorzugte Strömungswege und ähnlich Umleitungen
für Öl in weniger durchlässigen Bereichen der Erdformation
erzeugen. Es ist natürlich höchst wünschenswert, daß das
eingeblasene Gas auf die Fluide der Formation oder
Lagerstätte wie ein kolbenartiges Verschiebungsmittel
einwirkt, so daß alle Fluide im wesentlichen mit derselben
Rate durch die Formation bewegt werden. Deshalb wird
wünschenswerterweise das "Injektionsprofil" für das Gas an
allen Punkten der Lagerstätte so gleich wie möglich gemacht.
Es wurde bislang vorgeschlagen, Schaum auf die gleiche Weise
zu verwenden, wie er bei dampfunterstützten
Ölgewinnungsverfahren verwendet wird, um das
Injektionsprofil über die ganze Formation oder Lagerstätte
gleich zu machen. Der eingespritzte Schaum neigt dazu,
gasdurchlässigere Bereiche der Formation zu blockieren, so
daß der Dampf- oder Gasdruck umgeleitet wird auf Öl in
weniger durchlässigen Kanälen der Formation. Es tritt jedoch
ein besonderes Problem bei den meisten Erdformationen
deshalb auf, da das fossile Grundwasser relativ salzhaltig
ist, d. h. das Wasser oder die Sole weist einen relativ hohen
Salzgehalt verglichen mit Frischwasser auf. Ferner variiert
der Solegehalt wesentlich zwischen geologischen Provinzen
(beispielsweise Kalifornien gegenüber Golfküste oder Felder
in der Mitte des Kontinents) als auch von Feld zu Feld und
von Formation zu Formation. Abhängig von der geologischen
Formation, der Umgebung, in welcher das Öl
ursprünglich erzeugt oder im Gestein aufgenommen ist, das
als Reservoir dient, kann der Salzgehalt der Sole variieren
von 1 Gew.-% oder weniger bis zu Wasser, das im wesentlichen
mit Salz gesättigt ist, d. h. mehr als 12 Gew.-% aufweist.
Derartige Unterschiede im Salzgehalt des Formationswassers
hängen davon ab, ob das erzeugte Öl in im wesentlichen
frischem Wasser, wie beispielsweise Uferbetten, in Seen
oder Flüssen enthalten ist, die relativ salzfrei sind. Ein
höherer Salzgehalt der Sole kann gefunden werden, wenn das
Öl aufgenommen ist in Riffen, die Salzbetten enthalten, oder
längs des Randes von Salzdomen, wo über geologische
Zeitalter das Wasser durch die Lösung von Salz gesättigt
worden ist.
Infolge der großen Variationsbreite des Salzgehaltes wurde
gefunden, daß es schwierig ist, einen Schaum sowohl zu
bilden als auch aufrechtzuerhalten, welcher in der
Anwesenheit derartiger Solen stabil bleibt. Ferner kann der
Ölgehalt der Formation ebenfalls die Ausbildung von Schaum
verhindern, oder einen derartigen Schaum schnell
zusammenbrechen zu lassen, wenn er mittels eines
herkömmlichen Schäumungsmittels, beispielsweise mit
α-Olefinsulfonat, in Sole oder Wasser gebildet und in eine
Lagerstätte unter Verwendung eines nicht kondensierbaren
mischbaren Treibgases eingeleitet wird.
Als besonderer Unterschied gegenüber dem Stand der Technik
wird erfindungsgemäß ein stabiler Schaum aus dem nicht
kondensierbaren, mischbaren Gas, wie beispielsweise dem Gas
gebildet, das in einem verbesserten Ölgewinnungsverfahren in
ein Reservoir eingeblasen wird, und aus einem oder
mehreren α-Olefinsulfonaten, welche wirksam sind, den
Schaum zu bilden, der stabil oder beständig bleibt in
Kontakt mit den Fluiden des Reservoirs einschließlich Erdöl,
und Wasser gebildet, das im Salzgehalt vergleichbar ist mit
Wasser, das in dem Reservoir anwesend ist.
Gemäß einem Aspekt der Erfindung wird ein Verfahren zur
Verbesserung der Gewinnung von Erdöl aus einer Erdöl
enthaltenden Formation während des Einblasens eines nicht
kondensierbaren Gases geschaffen, das wenigstens teilweise
eine Mischbarkeit in dem Öl aufweist, durch wenigstens
zeitweises Einspritzen einer vorgeformten
Schaumzusammensetzung in das Reservoir, die gebildet ist
aus α-Olefinsulfonaten (AOS) und einer Sole, die ähnlich
ist zu der des Wassers in dem Reservoir. Der vorgeformte
Schaum ist vorzugsweise eine Mischung aus dem nicht
kondensierbaren Gas, der Sole und einer effektiven Menge
des α-Olefinsulfonats mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen. Die
Anzahl der Kohlenstoffatome der AOS-Bestandteile wird
wünschenswerterweise ausgewählt in Übereinstimmung mit dem
Salzgehalt der Sole, so daß bei höheren Salzkonzentrationen
das AOS weniger als 12 Kohlenstoffatome und bei geringeren
Salzkonzentrationen mindestens 12 Kohlenstoffatome aufweist.
In einer bevorzugten Ausführungsform umfaßt das nicht
kondensierbare Gas CO₂, N₂, CH₄ und Mischungen aus diesen
Gasen.
Wenn die Salzkonzentration der Sole wenigstens 10 Gew.-%
aufweist, hat die effektive Menge des AOS vorzugsweise 10
Kohlenstoffatome und die C10-Komponente des AOS ist
wenigstens 10% der wäßrigen Phase des vorgeformten
Schaumes. Alternativ dazu ist die Konzentration des AOS mit
10 Kohlenstoffatomen wenigstens 0,1 Gew.-% der wäßrigen
Phase. Wenn die Salzkonzentration der Sole nicht größer ist
als etwa 2 Gew.-%, hat die effektive Menge des AOS 14
Kohlenstoffatome.
Vorzugsweise übersteigt die flüssige Volumenfraktion des
vorgeformten Schaumes nicht etwa 50%; mehr bevorzugt ist,
wenn die flüssige Volumenfraktion zwischen 5% und 50% liegt,
und am meisten bevorzugt zwischen etwa 10% und 30%.
Gemäß einem anderen Aspekt der Erfindung umfaßt sie
ein Verfahren zur verbesserten Ölgewinnung aus einer Öl
tragenden Formation, wobei ein mischbares, nicht
kondensierbares Gas eingeblasen wird, um die
Formationsfluide unter Druck zu setzen und/oder die
Mobilität des Öls in der Formation durch Vorformung eines
stabilen Schaumes aus einem Teil des mischbaren Gases, einer
Sole, die einen Salzgehalt aufweist, der im wesentlichen
gleich ist zu dem des Wassers in der Formation, und einem
α-Olefinsulfonat, das verträglich ist mit der Sole, zu
verbessern. Der Schaum, der in Anwesenheit des Öls in der
Formation stabil ist, wird durch wenigstens eine
Brunnenbohrung eingespritzt, die die Formation durchdringt,
und zwar mit einem ausreichenden Volumen, um eine im
wesentlichen kontinuierliche Bank aus dem stabilen Schaum
zwischen dem mischbaren Gas und den Durchlässigkeitskanälen
für Gas, Öl und Wasser durch die Formation
aufrechtzuerhalten. Gas wird dann in die Formation
eingeblasen, um den Schaum durch diese Kanäle zu treiben und
die Gewinnung von Öl aus wenigstens einem Erzeugungsbrunnen,
der die Formation durchsetzt, zu verbessern.
In einer bevorzugten Ausführungsform ist das
a-Olefinsulfonat derart ausgewählt, daß es 8 bis 24
Kohlenstoffatome in dem Olefin aufweist, das verträglich ist
mit dem Salzgehalt in der Sole, die den Schaum bildet. In
einer Sole mit einem Salzgehalt, der 10 Gew.-% übersteigt,
hat die α-Olefinsulfonatkomponente 10 Kohlenstoffatome. In
einer Sole mit einem Salzgehalt von nicht mehr als 2 Gew.-%
hat das α-Olefinsulfonat 14 Kohlenstoffatome.
In Übereinstimmung mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird
das α-Olefinsulfonat derart ausgewählt, daß es 12
Kohlenstoffatome in dem Schaum aufweist, der gebildet wird
aus der Sole, die eine Salzkonzentration von 2 bis 10 Gew.-%
aufweist.
Weitere Merkmale und Vorteile der Erfindung werden
ersichtlich aus der nachfolgenden detaillierten Beschreibung
der erfindungsgemäßen Verfahren unter Bezugnahme auf die
Zeichnung und die Beispiele, die einen integralen Teil der
vorliegenden Erfindung bilden.
Es zeigt
Fig. 1 einen schematischen Schnitt durch einen
Einspritzbrunnen, der eine Erdöllagerstätte, die aus einer
Sedimentformation gebildet ist, durchsetzt. Ein mischbares,
nicht kondensierbares Gas und ein stabiler Schaum werden
durch einen Einspritzbrunnen eingespritzt, um den Druck auf
die fossilen Fluide in weniger durchlässigen Bereichen der
Formation zu vergrößern, um die Ölgewinnung aus einem
Erzeugungsbrunnen, der die Formation ebenfalls durchsetzt,
zu verbessern.
Fig. 2 ein schematisches Flußdiagramm einer Testanordnung
zur Erzeugung eines Schaumes in Anwesenheit von Öl und
Wasser, die fossilen Flüssigkeiten in einem Reservoir
repräsentieren, wobei Schaum gebildet wird zum Fluß durch
einen durchlässigen Kern, so daß ein Schaumerzeuger, der
einen derartigen Schaum bildet, bewertet werden kann
hinsichtlich seines Wertes, um einem Zusammenbrechen des
Schaums durch das fossile Öl und Wasser zu widerstehen und
gasdurchlässige Wege zu blockieren und dadurch das
Gasinjektionsprofil auf die Formationsfluide zu verbessern.
Die vorliegende Erfindung basiert wenigstens z. T. auf der
Erkenntnis, daß die Erzeugung und Aufrechterhaltung eines
Schaumes in einer Erdformation, die Wasser mit verschiedenem
Salzgehalt und eine Ölzusammensetzung enthält, eine
spezielle Abstellung auf den Schaumerzeuger Material
erfordert, damit der Salzgehalt des Wassers oder der Sole
nicht störend auf die Schaumerzeugung oder die
Schaumstabilität einwirkt. Im Gegensatz zu normalen
Erwartungen, was die Aktivität des Schäumungsmittels wie
beispielsweise α-Olefinsulfonate betrifft, wurde gefunden,
daß je höher qualitativ der Salzgehalt der Sole ist, je
geringer die Anzahl der Kohlenstoffatome in derartigem AOS
ist, das erforderlich ist, um einen stabilen oder
beständigen Schaum zu machen, welcher in einer Umgebung von
Öl, Gas und Wasser innerhalb der Formation Bestand hat. Eine
derartige Dauerhaftigkeit ist insbesondere nützlich in
Reservoiren, die einer unterstützenden Gewinnung unter
Verwendung eines mischbaren, nicht kondensierbaren Gases,
wie beispielsweise Stickstoff, Kohlendioxid oder Methan
unterzogen werden. Ferner ist es wünschenswert, den Schaum
mit einer gewünschten Flüssigkeitsfraktion oder
Schaumqualität auszubilden, bevor er in die Formation
eingespritzt wird mit einer größeren Erwartung, daß der
Schaum beständig ist und dadurch eine Sperre bildet
insbesondere in hochdurchlässigen Bereichen, wie solchen,
durch welche ein Gasstrom infolge einer
Gravitationsüberlagerung (gravity override) oder eines
"Fingerns" strömt. Damit wird das eingeblasene Gas einen
gleichen aber höheren Druck auf die geringer durchlässigen
Kanäle vorwiegend in dem unteren Teil der Formation, die den
größten Ölgehalt aufweisen, ausüben. Demgemäß wird eine
erhöhte Ölproduktion erhalten aus einem Erzeugungsbrunnen,
der dieselbe Formation durchsetzt.
Fig. 1 zeigt schematisch eine Anordnung zum Einspritzen des
Schaumes in einen Einspritzbrunnen oder eine Einlaßsonde und
die Formation. Eine Gasquelle unter relativ hohem Druck ist
an jeden Einspritzbrunnen angeschlossen, welcher in der
Praxis entweder ein zentraler Brunnen sein kann, der radial
nach außen zu einer Gruppe von Erzeugungsbrunnen um den
Einspritzbrunnen wirkt, oder der Einspritzbrunnen oder die
Einlaßsonde kann einer oder eine von mehreren in einer Reihe
sein, die eine "Front" zum Treiben von Öl durch die
Formation zu einem oder einer Linie von Erzeugungsbrunnen
bildet. In Fig. 1 sind ein einziger Einspritzbrunnen oder
eine einzige Einlaßsonde und ein einziger Erzeugungsbrunnen
des Systems gezeigt. Eine Gasquelle 10 führt ein mischbares,
nicht kondensierbares Gas wie beispielsweise Kohlendioxid,
Stickstoff oder Methan durch eine Rohrleitung 10 zu dem
Einspritzbrunnen 12. Zur Veranschaulichung liefert ein
Kompressor 14, der über einen Motor 16 angetrieben wird, das
Gas mit einem gewünschten Druck an den Brunnen 12 durch
einen Brunnenkopf 18 und ein Injektionsrohr 20. Das Gas wird
durch eine Injektionsrohrleitung 24, die innerhalb eines
Gehäuses 26 aufgenommen ist, zu der gewünschten Erdformation
22 geleitet. Die Injektionsleitung 24 kann innerhalb der
Brunnenbohrung 12 in dem Gehäuse 26 oberhalb und unterhalb
der Formation 22 über Dichtungsstücke 28 isoliert sein.
Wie vorstehend ausgeführt ist die Durchlässigkeit nahezu
aller sedimentären Erdformationen, welche Erdöllagerstätten
oder Erdölreservoire wie beispielsweise 22 bilden, von Natur
aus inhomogen gegenüber einem Strom von fossilen
Flüssigkeiten, Wasser, Öl und Gas. Jedes dieser Fluide neigt
dazu, selektiv in durchlässigen Kanälen zu strömen, die den
geringsten Widerstand gegenüber einem derartigen Strom
aufweisen. Der Strömungswiderstand jeder der Fluide hängt
primär von der Viskosität entweder durch oder zusammen mit
den anderen Fluiden ab. Typischerweise ist die sich
ergebende Durchlässigkeit für den Strom jedes Fluids
verschieden in jeder Formation. Da Gase mobiler sind als Öl
oder Wasser oder deren Mischungen, neigt ein eingeblasenes
Gas im allgemeinen dazu, durch mehr durchlässige Gaskanäle
oder "Finger" 30 der Formation 22 zu strömen, wie mit
unterbrochenen Linien dargestellt ist. Dieser Gasstrom
umgeht "dichtere" oder weniger durchlässige Zonen, in
welchen die öldurchlässigen Durchgänge kleiner sind oder das
Öl dichter an die Oberfläche des Gesteins gebunden ist.
Insbesondere kann das Öl auch in Kontakt sein mit Ton- oder
Schiefermaterial mit Sand- oder Kohlenstoffkomponenten, die
die durchlässigen Kanäle bilden. Dieses "Fingern", das durch
die Kanäle 30 angedeutet ist, oder eine "Gasüberlagerung"
(gas override), wie sie durch die Fläche 32 an der Oberseite
der Formation 22 angedeutet ist, bilden sich gewöhnlich aus,
so daß
große Bereiche des flüssigen Öls nicht ausreichend von dem
eingeblasenen Gas unter Druck gesetzt werden. Daraus ergibt
sich, daß Gas vorwiegend durch die Wege mit geringerem
Widerstand wie durch die Gaskanäle 30 und 32 strömt. Dies
stört das gewünschte Injektionsprofil für das Gas, das durch
die unterbrochenen Linien 34 angedeutet ist, um eine
kolbenartige Bewegung des Öls durch die Formation zu
erzeugen.
Wie vorstehend ausgeführt, kann eine Störung des
Injektionsprofils korrigiert werden durch Zugabe von
besonderen Schaumbildungskomponenten zu dem eingeblasenen
Gasstrom durch die Injektionsleitung 35. Für diesen Zweck
werden ein Schaumerzeuger und Wassersolen zugeführt durch
Behälter 36 und 38 durch Ventile 40 und 42 über eine
Dosierpumpe 37 an den Schaumgenerator 44 und dann in die
Injektionsleitung 35. Der Schaum kann der Formation
zugeführt werden, indem er in dem Generator 44 mit dem Gas
gebildet wird, bevor er in dem Brunnenkopf 18 eingespritzt
wird. Für diesen Zweck ist ein Teil dieses Gasstromes von
der Leitung 20 zu dem Generator 44 durch die Leitung 46
unter Kontrolle eines Ventils 48, um die gewünschte
Schaumqualität (Gas/Flüssigkeitsverhältnis) auszubilden.
Schaum kann ebenfalls gebildet werden in der
Injektionsleitung 24, bevor er in Kontakt kommt mit Fluiden
der Formation, beispielsweise durch Fließen der Lösung des
Schaumerzeugers und des Gases durch Perforationen 50 und das
untere Ende des Rohres 24. Ein derart nach der Injektion
gebildeter Schaum fließt vorzugsweise mit dem Gas zu den
gasdurchlässigen Kanälen 30 und 32. Er verschließt diese
wirksam, so daß Gas in der Formation dann aufgeteilt wird,
um den Druck auf die ölreichen Bereiche der Formation zu
erhöhen. Das gewünschte Ergebnis ist angedeutet durch die
relativ kolbenartige Bewegung der Front des mischbaren
Gases, die mit unterbrochenen Linien 34 angedeutet ist.
In der gezeigten Darstellung wird Öl erzeugt oder gefördert
aus einem benachbarten Förderbrunnen wie beispielsweise dem
Brunnen 51 über eine Pumpe 53, die durch eine Saugstange 52
durch den Brunnenkopf 54 arbeitet. Die Schaumerzeuger-Zusammensetzung,
die erfindungsgemäß hergestellt wurde, wird
vorzugsweise als flüssige Lösung zugeführt, so daß sie aus
den Behältern 36 und 38 und über die Pumpe 37 durch die
Leitung 35 in einer gewünschten Rate dosiert werden kann, um
mit Gas in Berührung zu gelangen, das in den Brunnenkopf 18
oder die Injektionsleitung 24 strömt.
Es wird Bezug genommen auf Fig. 2, in welcher eine
Testvorrichtung gezeigt ist, die geeignet ist zur Bewertung
von Schaum, der aus Schaumerzeuger-Zusammensetzungen in
Anwesenheit von Öl und Sole gebildet wird, die verschiedene
Prozentsätze an Salzgehalt aufweist, um ein durchlässiges,
Öl enthaltendes Gesteinsreservoir zu simulieren, das einer
Injektion mit mischbarem Gas unterworfen wird. In der
Vorrichtung wird das Gestein simuliert durch eine Packung
aus Glasperlen 60 von bekannter Durchlässigkeit. Ein
derartiger Kern ist in einem Autoklaven oder sichtbaren
Druckbehälter 57 angeordnet, der geeignet ist zum Halten der
Packung bei Reservoirtemperaturen und Drücken. Hitze kann
über eine elektrische Heizvorrichtung 61 den eintretenden
Fluiden zugeführt werden. Ein Druck wird aufgebracht über
eine Gasquelle 63 mit beispielsweise Stickstoff oder
Kohlendioxid. Temperaturen in der Größenordnung von 21°C bis
260°C (70°F bis 500°F) und bei Drücken von bis zu 68,95 MPa
(10 000 psi) werden simuliert über die Heizvorrichtung 61
und die Gasdruckquelle 63. Fluide fließen selektiv durch den
Zylinder 60 unter geeigneten Strömungsbedingungen. Die
Strömungsanordnung weist eine Einlaß- und eine
Auslaßeinrichtung, Rohre 62 und 72, zum Durchgang für Fluide
einschließlich (a) wäßrige Flüssigkeiten, (b) Öl und (c)
ein nicht kondensierbares Gas
auf. Eine Differentialdruckzelle 59 schafft eine Einrichtung
zum Messen des Druckverlustes über den Zylinder 60 während
des Testdurchganges. In einer Ausführungsform war das
Hauptbett 56 des Zylinders 60 ein hohler Zylinder von 12,24 cm
(6 inch Länge), der gepackt war mit Glaskugeln von 70 bis
100 mesh (250-180 Mikrometer). Ihm vorgeschaltet und
verbunden mit ihm war ein 7,62 cm (3 inch) langer Zylinder
55, der mit den gleichen Glaskugeln gepackt war, die als
Schaumgenerator wirken. Eine Hochdruckdosierpumpe 67 für
Flüssigkeit war mit der Leitung 68 eines Öl enthaltenden
Gefässes 65 verbunden und diese Leitung war eingespeist in
die Leitung 62 zwischen dem Schaumgenerator 55 und dem
Hauptbett 56. Eine Auslaßleitung 52 aus dem Hauptbett 56
verläuft durch einen Rückschlagregulator 70 und in ein
Flüssigkeitstrenngefäß 74. Gas aus dem Gefäß 74 wird durch
einen Feuchtigkeitsmesser 53 geleitet, in welchem das
Volumen gemessen wurde bei Standardtemperatur und
Standarddruck. Eine Druckmeßvorrichtung wie beispielsweise
ein Aufzeichnungsgerät 72 zeichnet den Differentialdruck
auf, der über eine (DP)-Zelle 59 gemessen und über ein
Meßgerät 71 angezeigt wird. Die Zelle 59 mißt die
Druckdifferenz zwischen der Einlaßleitung 62 und der
Auslaßleitung 72 des Hauptbettes 56.
Eine zweite Hochdruckdosierpumpe 80 für Flüssigkeiten wurde
mit dem Gefäß 64 für die Lösung mit dem Schaumerzeuger und
dem Gefäß 66 mit einer Sole verbunden, um eine wäßrige
Lösung aus Schaumerzeuger zu bilden. Der Behälter 66 kann
gefüllt werden mit einer Wasserlösung einschließlich einem
Salz, um die Sole des Ölfeldes mit verschiedenen
Konzentrationen zu simulieren. Der Auslaß der Pumpe 80 ist
in eine T-Verbindung 81 eingeleitet, wo sich die Flüssigkeit
mit einem nicht kondensierbaren Gas aus dem Behälter 63
durch ein Drucksenkungsventil 82 und durch die Gasstrommeßvorrichtung
83 vermischt. Die Kombination aus
flüssigem Schaumerzeuger und nicht kondensierbarem
Gas gelangt durch die Leitung 69 in den Einlaßraum des
Schaumgeneratorzylinders 55. Alle Verbindungsleitungen in
der vorstehend geschilderten Vorrichtung weisen einen
Außendurchmesser von 6,3 mm (1/4 inch) auf.
Die folgenden Experimente zeigen die Leistungsfähigkeit der
erfindungsgemäßen Schaumzusammensetzungen, um eine erhöhte
Ölgewinnung mit mischbarem Gas zu verbessern. Sie wurden
folgendermaßen ausgeführt:
Der Ölvorratsbehälter 65 wurde mit dem Testöl gefüllt. Das
Vorratsgefäß 64 für den Schaumerzeuger wurde mit einer
wäßrigen Lösung aus dem Test-Schaumerzeuger gefüllt. Die
wäßrige Lösung enthielt auch eine Sole mit einem in
Erwägung gezogenen Salzgehalt, die von dem Tank 66 zugeführt
wurde. Der Tank oder Behälter 63, der das nicht
kondensierbare Gas für das Experiment enthielt, wurde mit
dem Drucksenkungsventil 82 und dem Testbett 56 verbunden.
Die Vorrichtung wurde auf die gewünschte Temperatur
aufgeheizt. Nicht kondensierbares Gas wurde dann durch den
Schaumzylinder 55 und das Haupttestbett 56 geleitet, um
einen gewünschten Rückdruck auszubilden, der über die
(DP)-Zelle 59 gemessen wurde. Dann wurde die Lösung aus dem
Schaumerzeuger in das System mit einer berechneten Rate
gepumpt, um ein gewünschtes Verhältnis von Gas zu
Flüssigkeit (Schaumqualität) zu ergeben. Diese Mischung
wurde dann durch den Schaumgenerator 55 und der sich daraus
ergebende Schaum in das Hauptbett 56 geleitet. Der Druck,
der sich durch Leitung dieses Schaumes durch das Bett aus
gepackten Glasperlen entwickelte, wurde von der Druckzelle
59 ermittelt, gemessen und von dem Aufzeichnungsgerät 71
aufgezeichnet. Nach dem Durchgang durch das Rückschlagventil
70 wurde der Schaum in dem Flüssigkeitstrenngefäß 74
gesammelt, in welchem der Schaum zusammenbrach, und der
gasförmige Anteil wurde durch
den Feuchtigkeitsmesser 73 geleitet. Die Messung der
Temperatur, des Gesamtdruckes, der Gasdurchflußrate, der
Durchflußrate des Schaumerzeugers, des Druckverlustes und
des austretenden Gasvolumens wurden aufgenommen und
festgehalten. Als nächstes wurde eine Öldosierpumpe 67
gestartet und Öl wurde in die Schaumleitung 62 mit einer
vorbestimmten Rate eingepumpt. Danach wurden die gleichen
Messungen durchgeführt und zusätzlich wurde die
Öldurchflußrate gemessen. Der Wert des Differentialdruckes
nur mit Schaum, der durch das Testbett fließt, und dann mit
Öl, das durch den Schaum fließt, ist gegeben als das
Verhältnis R₂, welches berechnet wird als Hinweis auf die
Anfälligkeit des Schaumes, zusammenzubrechen oder sich zu
zersetzen, wenn er dem Ölstrom ausgesetzt ist. R₂ wird wie
folgt berechnet:
wobei Δ p Schaum der Differentialdruck mit Schaum ist, der
aus einem Schaumerzeuger und einer Sole gebildet wurde, die
durch das Bett fließt, und
Δ P Öl Der Differentialdruck aus Öl und Schaum, die durch das Bett strömen, ist.
Δ P Öl Der Differentialdruck aus Öl und Schaum, die durch das Bett strömen, ist.
Es folgen Tabellen mit Werten, die mit der vorstehend
geschilderten Vorrichtung und den Testverfahren für Solen
und Öl von drei verschiedenen Ölfeldern erhalten wurden,
wobei der Salzgehalt der Sole 15 Gew.-%, 3 Gew.-% bzw. 5 Gew.-%
beträgt und das α-Olefinsulfonat unterschiedliche
Mengen von Komponenten mit einer gleichen Anzahl von
Kohlenstoffatomen aufweist. Je näher der Wert 1,0 ist, desto
größer ist der Widerstand des Schaumes gegenüber
dem Ölstrom durch den Schaum und demgemäß ist der Schaum
stabiler gegenüber einem Zusammenbrechen oder Zersetzen bei
einem Hindurchströmen des fossilen Grundwassers und des Öls
des Reservoirs. Für vorstehende Messungen ist es höchst
wünschenswert, daß Δ P, gemessen in Abwesenheit eines
Ölstromes, größer sein muß als ein Überdruck von 138 KPa (20 psig)
bei einer Pumprate von etwa 250 ml/min.
Aus den vorstehenden Tabellen ist leicht zu verstehen, daß
ein höherer Widerstand gegenüber einem Schaumzusammenbrechen
oder einer Schaumzersetzung erhalten wird in einer
Formation, in welcher eine Sole enthalten ist, die einen
hohen (15%) Salzgehalt aufweist, wenn die effektive Menge
des α-Olefinsulfonats vorwiegend 10 Kohlenstoffatome ist,
gegenüber denen, die 8 oder 12 Kohlenstoffatome enthalten.
Bei Solen mit geringerem Salzgehalt (3%) ist bei einem
Kohlenstoffgehalt von 12 bis 16 Kohlenstoffatomen der Schaum
am widerständigsten gegen ein Brechen von Öl durch den
Schaum.
In Solen mit mittleren Salzgehalt (5%) ist ein
Kohlenstoffgehalt von 12 Atomen in dem Schaumerzeuger
bevorzugt.
Während nur wenige Beispiele der Erfindung im einzelnen
erläutert worden sind, sind Abweichungen und Veränderungen
in der Zusammensetzung und dem Verfahren zur Herstellung des
Schaums möglich, um eine Erdölgewinnung mit mischbarem Gas
zu verbessern, und dies ist für den Durchschnittsfachmann
klar. Demgemäß sind alle Modifizierungen und Änderungen als
innerhalb des Bereichs der Erfindung anzusehen, wie sie
durch die Ansprüche beansprucht wird.
Claims (18)
1. Verfahren zur Verbesserung der Gewinnung von Erdöl aus
einer Öl enthaltenden Formation während des Einblasens
eines nicht kondensierbaren Gases, das wenigstens eine
teilweise Mischbarkeit in dem Öl aufweist, dadurch gekennzeichnet,
daß wenigstens periodisch eine
vorgeformte Schaumzusammensetzung in das Reservoir
eingespritzt wird, die aus α-Olefinsulfonat (AOS) und
Sole oder Wasser gebildet ist, daß der vorgeformte Schaum
eine Mischung aus dem Gas, der Sole und einem
α-Olefinsulfonat mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen ist, daß
die Anzahl der Kohlenstoffatome in Übereinstimmung mit
dem Salzgehalt der Sole ausgewählt ist, so daß bei
höheren Salzkonzentrationen das AOS weniger als 12
Kohlenstoffatome und bei einer geringeren
Salzkonzentration das AOS wenigstens 12 Kohlenstoffatome
aufweist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß das nicht kondensierbare Gas CO₂,
N₂, CH₄ und Mischungen von diesen aufweist.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß die Salzkonzentration der Sole
wenigstens 10 Gew.-% ist und die effektive Menge des AOS
10 Kohlenstoffatome aufweist.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet,
daß die Konzentration des AOS, das 10
Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-%
beträgt.
5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß die Salzkonzentration der Sole
nicht größer als etwa 2 Gew.-% ist und die effektive
Menge des AOS 14 Kohlenstoffatome aufweist.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet,
daß die Konzentration des AOS, das 14
Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-%
ist.
7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß die Salzkonzentration der Sole 2
bis 10 Gew.-% beträgt und daß die effektive Menge des AOS
12 Kohlenstoffatome aufweist.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet,
daß die Konzentration des AOS, das 12
Kohlenstoffatome aufweist, in dem Schaum wenigstens 0,1 Gew.-%
ist.
9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß der Schaum vorgeformt wird durch
Einspritzen des nicht kondensierbaren Gases und der Sole
in das Gaseinspritzbrunnenrohr, so daß der Schaum
stabilisiert wird vor der Einleitung in die Formation.
10. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß der vorgeformte Schaum gebildet
wird durch gleichzeitiges Einspritzen des AOS, das in
der Sole gelöst ist, und des Gases in das
Gaseinspritzbrunnenrohr, um einen stabilen Schaum zu
bilden, und daß dann der Schaum in die Formation gepumpt
wird.
11. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß die flüssige Volumenfraktion des
vorgeformten Schaumes etwa 50% nicht übersteigt.
12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet,
daß die flüssige Volumenfraktion des
vorgeformten Schaumes zwischen 5% und 50% liegt.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet,
daß die flüssige Volumenfraktion des
vorgeformten Schaumes zwischen 10 und 20% beträgt.
14. Verfahren zur Verbesserung der Ölgewinnung aus einer Öl
enthaltenden Formation, wobei ein mischbares, nicht
kondensierbares Gas eingeblasen wird, um Fluide unter
Druck zu setzen und/oder die Mobilität von Öl in der
Formation zu verbessern, dadurch gekennzeichnet,
daß ein stabiler Schaum aus einem Teil
des mischbaren Gases, einer Sole, die einen Salzgehalt
aufweist, der im wesentlichen gleich ist dem des Wassers
in der Öl tragenden Formation und einem
α-Olefinsulfonat vorgeformt wird, das verträglich ist mit der
Sole, um einen stabilen Schaum in Anwesenheit von Öl in
der Formation zu bilden, daß durch wenigstens eine
Brunnenbohrung, die die Formation durchsetzt, ein
ausreichendes Volumen des vorgeformten stabilen Schaums
eingespritzt wird, um eine im wesentlichen
kontinuierliche Bank aus dem stabilen Schaum zwischen
dem mischbaren Gas und den Durchlaßkanälen für Gas, Öl
und Wasser durch die Formation aufrechtzuerhalten, und
daß das Gas in die Formation eingeblasen wird, um den
Schaum durch die Kanäle zu treiben und die Gewinnung von
Öl durch wenigstens einen Gewinnungsbrunnen zu
verbessern, der die Formation durchsetzt.
15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet,
daß das α-Olefinsulfonat des Schaums
derart ausgewählt ist, daß es zwischen 5 und 24
Kohlenstoffatome in dem Olefin aufweist, welche
verträglich sind mit dem Salzgehalt der Sole des
Schaums, so daß in einer Sole, die einen Salzgehalt von
mehr als 10 Gew.-% aufweist, die effektive Menge der
α-Olefinsulfonatkomponente 10 Kohlenstoffatome aufweist,
und in einer Sole mit einem Salzgehalt von nicht über 2 Gew.-%
die effektive Menge des α-Olefinsulfonats 14
Kohlenstoffatome aufweist.
16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet,
daß die effektive Menge des
α-Olefinsulfonats derart ausgewählt ist, daß sie 12
Kohlenstoffatome in Solen aufweist, die
Salzkonzentrationen von 2 bis 10 Gew.-% aufweisen.
17. Schaumzusammensetzung zum Einspritzen in ein
Erdölreservoir zur Verbesserung des Einblasprofils eines
nicht kondensierbaren mischbaren Gases zur Verbesserung
der Gewinnung von Erdöl, dadurch gekennzeichnet,
daß die Schaumzusammensetzung
eine effektive Menge an α-Olefinsulfonat
umfaßt, das 8 bis 24 Kohlenstoffatome aufweist, um einen
stabilen Schaum in einer Mischung aus dem nicht
kondensierbaren, mischbaren Gas, das in dem Reservoir
verwendet wird, und Wasser zu bilden, das einen
Salzgehalt aufweist, der im wesentlichen gleich ist dem
in dem Reservoir, und daß das α-Olefinsulfonat derart
ausgewählt ist, daß das Verhältnis der Druckdifferenz
für die Strömung der Schaumzusammensetzung allein durch
einen durchlässigen Kern nicht größer ist als 2mal die
Druckdifferenz für die Strömung von Erdöl aus dem
Reservoir durch den Schaum in dem durchlässigen Kern.
18. Schaumzusammensetzung nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet,
daß das Strömungsverhältnis
zwischen 1,0 und 1,5 liegt.
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Legal Events
Date | Code | Title | Description |
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Owner name: CHEVRON RESEARCH AND TECHNOLOGY CO., SAN FRANCISCO |
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Representative=s name: DEUFEL, P., DIPL.-WIRTSCH.-ING.DR.RER.NAT. HERTEL, |
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8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
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Representative=s name: BENEDUM HASELTINE LAKE PARTNERS, 81669 MUENCHEN |
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