DE3720330A1 - Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette mit tensiden - Google Patents

Description

Bei der Gewinnung von Öl aus Speichergestein gelingt es im allgemeinen nur, einen Bruchteil des ursprünglich vorhandenen Öls durch primäre Gewinnungsverfahren zu fördern. Hierbei gelangt das Öl infolge des natürlichen Lagerstättendrucks an die Erdoberfläche. Bei der sekundären Ölgewinnung wird gewöhnlich Wasser in eine oder mehrere Injektionsbohrungen der Formation eingepreßt und das Öl zu einer oder mehreren Injektionsbohrungen getrieben und dann an die Erdoberfläche gebracht.

Dieses sogenannte Wasserfluten als Sekundärmaßnahme ist relativ billig und wird entsprechend häufig eingesetzt, führt jedoch in vielen Fällen nur zu einer geringen Mehrentölung der Lagerstätte.

Eine wirksame Verdrängung des Öls, die teuer, jedoch im Hinblick auf die zukünftige Ölverknappung volkswirtschaftlich erforderlich ist, gelingt durch tertiäre Maßnahmen. Darunter sind Verfahren zu verstehen, bei denen entweder die Viskosität des Öls erniedrigt und/oder die Viskosität des nachflutenden Wassers erhöht und/oder die Grenzflächen zwischen Wasser und Öl erniedrigt werden.

Die meisten dieser Prozesse lassen sich entweder als Lösungs- oder Mischfluten, thermische Ölgewinnungsverfahren, Tensid- oder Polymerfluten bzw. als Kombination von mehreren der genannten Verfahren einordnen.

Thermische Gewinnungsverfahren beinhalten die Injizierung von Dampf oder heißem Wasser bzw. sie erfolgen als Untertage-Verbrennung. Lösungs- oder Mischungsverfahren bestehen im Injizieren eines Lösungsmittels für das Erdöl in die Lagerstätte, wobei dies ein Gas und/oder eine Flüssigkeit sein kann.

Bei den Tensidprozessen unterscheidet man, je nach Tensidkonzentration, gegebenenfalls Tensidtyp und Zusätzen, zwischen tensidgestütztem Wasserfluten (ein Verfahren das z. B. zur Injektivitätserhöhung von Einpreßbohrungen dienen kann oder einen "Lowtension-Prozeß" darstellt), micellarem Fluten und Emulsionsfluten. Die Wirkung des Tensidflutens beruht in erster Linie auf einer starken Erniedrigung der Grenzflächenspannung zwischen Öl und Flutwasser. Des weiteren sind die Benetzbarkeit der Gesteinsoberfläche sowie die Mobilitätsverhältnisse von großer Bedeutung. Günstige Mobilitätsverhältnisse zwischen Öl und Wasser werden durch Polymere erzielt.

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Gewinnung von Öl durch Tensid- bzw. Micellar-Polymer-Fluten von Öllagerstätten.

Ebenso bezieht sie sich auf ein Verfahren zur Injektivitätserhöhung von Einpreßsonden beim Wasserfluten von Lagerstätten mit Hilfe von Tensiden.

Die Salinität der Lagerstätten kann bei diesen Verfahren niedrig sein oder sie kann sehr hoch liegen. Gleiches gilt auch für die Lagerstättentemperatur.

Besonders bezieht sich die Erfindung auf Verfahren für Lagerstätten, die von starken Salinitätsschwankungen bzw. einem Salinitätsgradienten und/oder starken Temperaturschwankungen bzw. einem Temperaturgradienten beherrscht werden.

Starke Salinitätsschwankungen in einer Lagerstätte werden vor allem dadurch hervorgerufen, daß bei Sekundärmaßnahmen nicht das Formationswasser sondern ein Wasser anderer Zusammensetzung verwendbar wird. Häufig ist dies leicht verfügbares Flußwasser oder Seewasser oder auch ein Formationswasser einer anderen gewöhnlich nahegelegenen Lagerstätte. Die Gründe für den Einsatz dieses lagerstättenfremden Wassers sind fast immer logistischer Art.

Da die Temperatur des Speichergesteins im wesentlichen von dem Wärmefluß aus dem Erdinneren in den Oberflächenbereich bestimmt wird, beruhen nicht konstante Temperaturen entweder auf starken Lagerstättenneigungen oder auf einem Eingriff in das Naturgeschehen. Ein solcher Eingriff ist z. B. auch die Injektion von Wasser während des Wasserflutens. Lang andauerndes Wasserfluten, besonders von Hochtemperaturlagerstätten, führt häufig zur Ausbildung eines Temperaturgradienten.

Eine Lagerstätte, die gleichzeitig durch sich verändernde Temperaturen und Salinitäten beherrscht wird, ist z. B. ein Hochtemperatur-Offshorefeld, das mit kaltem Seewasser geflutet wird, was zu einer starken Abkühlung um die Injektionszonen führt. Dies gilt besonders dann, wenn die Salinitäten von Formationswasser und Seewasser stark differieren.

Ein Tensidflutverfahren soll jedoch natürlich in dem gesamten Temperaturbereich optimal wirksam sein, der entweder in der gesamten Lagerstätte bzw. - wie im Fall der Injektionssondenstimulation - in den Lagerstättenbereichen um die Injektionssonden herrscht. Selbstverständlich sollen die betreffenden Tenside auch weitgehend salinitätsverträglich sein, da die Formationswässer der meisten Lagerstätten in hohen Konzentrationen Salze enthalten.

Nun besitzen gerade Tenside, die sich bei Tensidflutprozessen als sehr geeignet erwiesen haben, wie z. B. Alkyl-, Alkylaryl- oder Petroleumsulfonate, eine sehr niedrige Toleranzgrenze gegenüber der Salinität des Lagerstättenwasser. Schon Salzkonzentrationen von 1000 ppm gelten vielfach als problematisch, wobei die Empfindlichkeit dieser Tenside gegenüber Erdalkaliionen besonders ausgeprägt ist. Als obere kritische Grenzkonzentration der Salinität werden 500 ppm genannt (US-PS 41 10 228). In Gegenwart höherer Salzkonzentrationen bilden sich bei Einsatz der genannten Tenside Fällungsprodukte in Form unlöslicher Salze. Hierdurch geht zum einen Substanz für die erwünschte grenzflächeaktive Wirkung an der Grenzfläche Wasser-Öl und/oder Wasser- bzw. Öl-Gestein verloren, zum anderen können die Fällungsprodukte zu Verstopfungen der Formation führen. Nun besitzen viele Lagerstättenwässer wesentlich höhere Salinitäten; ein sehr beachtlicher Teil der nordamerikanischen Leichtöllagerstätten besitzt Salinitäten um 100 000 ppm und höher, wobei der Gehalt an gelösten Erdalkaliionen in den meisten Fällen beträchtlich ist.

Typische Tenside, die selbst gegenüber extrem hohen Gesamtsalinitäten und entsprechenden Erdalkaliionenkonzentrationen tolerant sind und hochwirksam Öl zu mobilisieren vermögen, sind Verbindungen vom Typ der carboxymethylierten Oxethylate, Ethersulfonate und Ethersulfate, wie sie in den US-PS 42 93 428, 42 99 711, 44 85 873 sowie EP-B1-00 64 384 beschrieben werden. Sie setzen jedoch zur Entfaltung einer optimalen Wirksamkeit beim Tensidfluten eine einigermaßen konstante Salinität und Temperatur voraus. Dies läßt sich zeigen durch Messung der Grenzflächenspannung Öl/wäßrige Tensidlösung in Abhängigkeit der Temperatur bzw. der Salinität. Bei den carboxymethylierten Oxethylaten z. B. (vgl. D. Balzer, Proceedingss 2nd European Symposium Enhanced Oil Recovery, Paris 1982) durchschreitet die Grenzflächenspannung ein tiefes schmales Minimum bei einer bestimmten Temperatur. Analoges gilt für Untersuchungen in Abhängigkeit der Salinität (vgl. H. R. Kraft und G. Pusch, SPE/DOE 10714, 3nd Joint Symposium Enhanced Oil Recovery). Bei deutlich niedrigeren oder höheren Temperaturen bzw. Salinitäten besitzt das Tensid für das betreffende Lagerstättenöl eine sehr viel geringere Grenzflächenaktivität und demzufolge eine eingeschränkte Wirksamkeit bei der Ölmobilisierung.

Nun gibt es defakto Lösungen dieses Problems dergestalt, daß man Tensidmischungen aus relativ hydrophilen carboxymethylierten Oxethylaten und hydrophoben Sulfonaten in Gegenwart eines Cosolvents einsetzt. Wie in der DE-A-35 23 355 beschrieben, ist die stark ölmobilisierende Wirkung dieser Mischungen weitgehend temperaturunabhängig, so daß sie selbst extreme zeitliche und örtliche Temperaturschwankungen zu beherrschen vermögen. Auch von der Salinität ist die Wirksamkeit solcher Mischungen weit weniger abhängig als die der Einzeltenside. Es bleibt jedoch noch zu klären, ob extrem starke Salinitätsänderungen, wie sie das Aussüßen von Lagerstätten mit Oberflächenwasser meist darstellen, ihre Wirksamkeit merklich beeinträchtigen. Ein gewichtigerer Vorbehalt zielt auf die Tatsache, daß bei dieser Problemlösung Mischungen von Tensiden Verwendung finden, die sich sowohl hinsichtlich der Tensidklasse (modifiziertes nichtionisches Tensid/typisches anionisches Tensid) als auch des HLB-Wertes sehr stark unterscheiden und folglich unter Lagerstättenbedingungen stofflich aufgetrennt werden können. Dies führt zumindest zu einer Wirksamkeitseinbuße der Tensidmischung. Im Falle hoher Erdalkalikonzentrationen des Lagerstättenwassers oder des Flutwassers kann es jedoch zu Ausfällungen von Erdalkaliseifen kommen, wodurch die Gefahr von Verstopfungen des Porenraumes gegeben ist.

Es bestand daher die Aufgabe, für Erdöllagerstätten möglichst beliebiger Salinität ein Einzeltensid zu finden, das selbst bei starken Salinitäts- und/oder Temperaturschwankungen stark ölmobilisierend wirkt.

Diese Aufgabe wurde überraschenderweise gelöst durch ein Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, die mindestens durch eine Injektions- und eine Produktionssonde durchteuft ist, durch Einpressen einer Lösung oder Dispersion einer Tensid-Cosolvent-Mischung in die Injektionsbohrung, dadurch gekennzeichnet, daß als Tensid ein Alkyl(poly)glysokid der Formel

R-O-Z _n

eingesetzt wird, in der R für einen linearen oder verzweigten, gesättigten oder ungesättigten Alkylrest mit 7 bis 24 Kohlenstoffatomen und Z _n für einen (Oligo)glycosylrest mit im Mittel n = 1 bis 10, vorzugsweise 1,4 bis 5, Hexoxe- oder Pentoseeinheiten oder Gemische davon steht.

Zweckmäßigerweise werden als Cosolvent ein- oder mehrwertige Alkohole oder Alkylether von mehrwertigen Alkoholen eingesetzt, oder auch Alkyl(poly)glykoside der Formel

R′-O-Z _n ,

in der R′ einen linearen oder verzweigten Alkylrest mit 3 bis 6 C-Atomen und n 1 bis 3 bedeutet. Zweckmäßigerweise beträgt das Tensid-Cosolvent-Verhältnis 1 : 5 bis 5 : 1, insbesondere 1 : 3 bis 3 : 1.

Die zu injizierende Tensid-Cosolventmischung, in Formations- oder Flutwasser dispergiert, sollte eine Konzentration von 0,1 bis 30 Gewichtsprozent, insbesondere von 0,2 bis 15 Gewichtsprozent, besitzen.

Die Sluggröße der zu injizierenden tensidhaltigen Flüssigkeiten sollte zweckmäßigerweise 0,002 bis 2 Porenvolumen betragen. Vorzugsweise wird nach der Injektion des Slugs der tensidhaltigen Flüssigkeit Formationswasser oder Flutwasser in die Lagerstätte eingepreßt.

In einer bevorzugten Ausführungsform des Verfahrens enthält das Formations- oder Flutwasser ein lösliches, viskositätserhöhendes Polymer.

Statt der Alkylpolyglykoside als Einzeltensid kann es in einigen Fällen auch nützlich sein, sie im Gemisch mit anderen Tensiden einzusetzen. Voraussetzung ist hierbei, daß keine nachteiligen Wirkungen auftreten.

Die Eignung der Alkylpolyglykoside in Kombination mit Cosolventien zur Lösung der Aufgabenstellung ist in vielerlei Hinsicht völlig unerwartet.

Alkylpolyglykoside sind nichtionische Tenside, und nach K. Shinoda u. H. Kunieda in L. M. Prince "Mikroemulsions, Theory und Practice", New York, 1977 benötigen nichtionische Tenside keine Cosolventien zur Bildung mittelphasiger Mikroemulsionen, deren Existenz für die Mobilisierung von Öl im Porenraum der Lagerstätte bekanntlich Voraussetzung ist.

Auch die in den DE-PS 26 45 506 und 26 45 507 beschriebenen, durch Extraktion von biologischem Material, herstellbaren Glykolipide, die eine gewisse Ähnlichkeit zu den erfindungsgemäßen Alkylpolyglykosiden zeigen, benötigen zur Entwicklung optimaler Wirksamkeit bei der Ölmobilisierung keine Cosolventien, wie in den Schriften betont wird.

Nach unseren Untersuchungen mit verschiedenen Rohölen und Modellölen sowie Wässern sehr unterschiedlicher Salinität (zwischen 0 und 22% TDS) jedoch wird die Bildung mittelphasiger Mikroemulsionen mit den erfindungsgemäß einzusetzenden Alkylpolyglykosiden auch nach langen Equilibrierungszeiten überraschend nur in Gegenwart geeigneter Cosolventien beobachtet, und - wie in den Verfahrensbeispielen noch erläutert werden wird, korrespondieren zu diesen Befunden auch die Ergebnisse der Versuche zur Ölmobilisierung im Porenraum. Offensichtlich ist daher die Ähnlichkeit der erfindungsgemäß einzusetzenden Alkylpolyglykoside mit den oben erwähnten stereochemisch völlig einheitlichen Glykolipiden nur formaler Art. Die besagten Glykolipide haben den schwerwiegenden Nachteil, daß ihre Herstellung infolge der extrem niedrigen Raum-Zeit-Ausbeute sehr teuer und aufwendig ist; d. h. eine wirtschaftliche Anwendung ist auch langfristig nicht vorstellbar.

Die erfindungsgemäß einzusetzenden Alkylpolyglykoside jedoch können bekanntlich nach einfachen großtechnischen Verfahren ganz oder teilweise auf Basis nachwachsender Rohstoffe hergestellt werden.

Beispielsweise wird Dextrose in Gegenwart eines sauren Katalysators mit n-Butanol zu Butyloligoglucosidgemischen umgesetzt, welche mit langkettigen Alkoholen ebenfalls in Gegenwart eines sauren Katalysators zu den gewünschten Alkyloligoglycosidgemischen umglykosidiert werden. Die Struktur der Produkte R-O-Z _n ist in weiten Grenzen variierbar. Der Alkylrest R wird durch die Auswahl des langkettigen Alkohols festgelegt. Es können verzweigte oder unverzweigte, gesättigte oder ungesättigte Alkohole mit 7 bis 24 C-Atome rein oder auch als Gemisch verwendet werden.

Bevorzugt aus wirtschaftlichen Gründen sind die großtechnisch zugänglichen Tensidalkohole mit 9 bis 18 C-Atomen, z. B. Oxoalkohole, Ziegleralkohole oder native Alkohole aus der Hydrierung von Fettsäuren bzw. Fettsäurederivaten. Typische Alkohole sind hier Octylalkohol, Ethylhexylalkohol, Nonylalkohol, Decylalkohol, Undecylalkohol, Lauryl-, Tridecyl-, Myristyl-, Palmityl- und Stearylalkohol, aber auch ungesättigte Alkohole, wie z. B. Oleylalkohol.

Der Oligoglykosilrest Z _n wird einerseits durch die Auswahl des Kohlenhydrats und andererseits durch die Einstellung des mittleren Oligomerisationsgrades n, wie es z. B. in der DE-OS 19 43 689 beschrieben ist, festgelegt.

Im Prinzip können bekanntlich Polysaccharide, Oligosaccharide und Monosaccharide, z. B. Stärke, Maltodextrine, Dextrose, Galaktose, Mannose, Xylose usw. zu Alkyloligoglykosiden umgesetzt werden. Als Ausgangsstoffe besonders bevorzugt sind die großtechnisch verfügbaren Kohlenhydrate Stärke, Maltodextrine und Dextrose. Da die wirtschaftlich interessanten Alkyloligoglycosid-Synthesen nicht regio- und stereoselektiv verlaufen, sind die Alkyloligoglycoside stehts Gemische von Oligomeren, die ihrerseits Gemische verschiedener isomerer Formen darstellen. Sie liegen nebeneinander mit alpha- und beta-glykosidischen Bindungen in Pyranose- und Furanoseform vor. Auch die Verknüpfungsstellen zwischen zwei Saccharidresten sind unterschiedlich.

Die erfindungsgemäß einzusetzenden Cosolventien können einwertige Alkohole mit 3 bis 8 C-Atomen sein, wie z. B. Propanolisomere, Butanolisomere, Pentanolisomere, Hexanolisomere, Octanolisomere etc., oder mehrwertige Alkohole mit 3 bis 10 C-Atomen, wie Propandiol, Butandiol, Pentandiol, Hexandiol, Octandiol, Decandiol etc., oder Alkylether mehrwertiger Alkohole mit 2 bis 8 C-Atomen in der Alkylkette, wie Ethylenglykolmonoethylether, Ethylenglykolmonoisopropylether, Ethylenglykolmonobutylether, Diethylenglykolmonobutylether, Ethylenglykolmonopentylether, -monohexylether, -monooctylether, Dieethylenglykolmonoethylether, -monopropylether, -monopenthylether, -monohexylether, -monooctylether etc., oder auch Alkylpolyglykoside mit kurzzeitigen Alkylresten (3 bis 6 C-Atomen), wie z. B. Butyl(Oligo)glucosid, Butyl(Oligo)mannosid, Butyl(Oligo)galactasid, Propyl(Oligo)glukosid, Propyl(Oligo)mannosid, Propyl(Oligo)galactasid, Pentyl(Oligo)glukosid, Pentyl(Oligo)mannosid, Pentyl(Oligo)galactosid, Hexyl(Oligo)glukosid, Hexyl(Oligo)mannosid, Hexyl(Oligo)galactosid etc. Je nach Herstellungsverfahren ist es dann auch möglich, die beiden Alkylpolyglykoside - Tensid und Cosolvent - im gewünschten Verhältnis zusammen herzustellen.

Die erfindungsgemäß einzusetzenden Alkyl(poly)glycosid-Cosolventgemische müssen für die Bedingungen des betreffenden Lagerstättensystems angepaßt werden. Kritische Größen sind hierbei die Bestandteile des Lagerstättenwassers, und, sofern dieses nicht reinjiziert wird, auch die Zusammensetzung des Flutwassers, ferner der Charakter des Lagerstättenöls, die Temperatur bzw. der Temperaturbereich der Lagerstätte, gegebenenfalls die Zusammensetzung der Gasphase und der Lagerstättendruck. Vorversuche zur Anpassung des Tensidsystems an die Lagerstättenbedingungen sind literaturbekannte Phasenuntersuchungen etwa im Sinne eines Phasenvolumendiagramms (vgl. H. Kraft, G. Pusch, SPE/DOE-Paper 10714), wobei an einer Mischung aus Lagerstättenöl, Lagerstättenwasser bzw. Flutwasser und Tensid bzw. Tensid/Cotensid die Volumina der oberen, mittleren und unteren Phase in Abhängigkeit der Temperatur bestimmt werden. Wünschenswert ist eine solche Tensid/Cotensidkombination, die zu einem weitgehend temperatur- und/oder salinitätsunabhängigen Phasenverhalten mit ausgeprägter Bildung einer mittelphasigen Mikroemulsion führt. Ein solcher Befund allein ist allerdings nicht hinreichend. So haben Untersuchungen mit anderen Tensid/Cosolvent-Kombinationen zuweilen zwar das gewünschte Phasenverhalten, jedoch nicht die parallel hierzu in Flutversuchen untersuchte Entölung gezeigt. Notwendige weitere Vorversuche zur Anpassung des Tensidsystems an die Lagerstätte, die unmittelbar dessen Wirksamkeit aufzeigen, bestehen daher in linearen Verdrängungsversuchen an Modellformation aus Sandstein oder Sand, den sogenannten Flutversuchen, wie sie in den Beispielen beschrieben werden. Im Unterschied zu den Phasenuntersuchungen, bei denen ein während des Tensidflutens kaum realisierter Gleichgewichtszustand betrachtet wird, berücksichtigen die Verdrängungsversuche die realiter in der Lagerstätte sich abspielenden Ungleichgewichtsprozesse.

Soll in der betreffenden Lagerstätte ein eigentlicher Tensidflutprozeß wie das Micellat-Polymer-Fluten durchgeführt werden, so empfehlen sich Flutversuche möglichst an Originalbohrkernmaterial unter - soweit notwendig - Bedingungen der betreffenden Lagerstätte. Sie dienen einer labormäßigen Optimierung des Tensid/Cotensidsystems hinsichtlich der Flüssigkeitsform des Wirkstoffs (Lösung, Dispersion oder Emulsion), seiner Konzentration und seines Volumens, ferner hinsichtlich der Art, Konzentration und des Volumens der als Mobilitätspuffer zu verwendenden Polymerlösung.

Aufgrund dieser Vorversuche wird die Tensidlösung oder Dispersion mit Injektionspumpen in die Lagerstätte eingebracht. Dieses geschieht in Form von Slugs, d. h. begrenzter Volumina von 0,002 bis 2 PV (PV = Porenvolumen der Lagerstätte), vorzugsweise 0,02 bis 1,2 PV. Die Größe des Tensidslugs richtet sich nach der Tensidkonzentration und nach der Wirtschaftlichkeit. Gewöhnlich liegt die Tensidkonzentration zwischen 0,1 und 20 Gewichtsprozent, vorzugsweise zwischen 0,2 und 8 Gewichtsprozent. Die Konzentration des Cosolvents ist von der Tensidkonzentration abhängig und verhält sich zu ihr wie 1 : 5 bis 5 : 1.

Zweckmäßigerweise wird vor der Injektion der Tensidflüssigkeit mit Wasser geflutet, wobei als Flutwasser meist das produzierte Formationswasser eingesetzt wird. In speziellen Fällen - meist aus logistischem Grunde - kann es zweckmäßig sein, mit einem Wasser anderer Zusammensetzung als der des Formationswassers zu fluten. Die Größe des Flutwasserslugs beträgt 0,01 bis 4 PV, vorzugsweise 0,1 bis 2 PV.

Sowohl aus Gründen der Mobilitätskontrolle - wie erwähnt - als auch zum Schutz der Tensidflüssigkeiten vor eindringendem Flutwasser kann man nach der letzten Tensidflüssigkeit Polymerlösung in die Lagerstätten injizieren. Hierzu wird ein Polymer oder ein Polymergemisch in einer solchen Konzentration in dem Flutwasser gelöst, daß die Viskosität 1,2- bis 10mal so hoch ist wie die des Öls unter Lagerstättenbedingungen. Als Polymere kommen Biopolymere, wie beispielsweise Xanthan Gum, oder Cellulosederivate und Polyacrylamide in Frage, die in Gegenwart der vorgegebenen Salinität noch eine ausreichende Viskosität besitzen und keine Fällungen zeigen. Zweckmäßigerweise schließt sich an das Injizieren der Polymerlösung normales Wasserfluten als Trieb an. Dieses wird solange fortgesetzt, wie sich wirtschaftlich Öl gewinnen läßt.

Im Falle einer Injektionssondenbehandlung zur Injektivitätserhöhung während des Wasserflutens wird die einzupressende Wirkstoffmenge, d. h. Volumen und Konzentration des Alkylpolyglykosid-Cosolvent-Gemisches vor allem vom Porenraum in unmittelbarer Nähe der Injektionssonde, die vom Restöl befreit werden soll, bestimmt. Im allgemeinen wird es ausreichen, die Injektionsbereiche bis zu etwa 3 bis 20 m Entfernung von den Injektionssonden zu behandeln. Höhere Wirkstoffmengen können nützlich sein, jedoch bedeutet ihr Einsatz auch höhere Kosten. Demgemäß sollten zwischen 0,005 und 0,2 PV Wirkstofflösung injiziert werden. Die Tensidkonzentration sollte zwischen 0,05 und 7 Gewichtsprozent liegen. Die Konzentration des Cosolvents zur Tensidkonzentration sollte sich in diesem Falle verhalten wie 1 : 5 bis 5 : 1. Injektivitätstests an Modellformationen haben gezeigt, daß bei gleicher Menge höhere Volumina und niedrigere Konzentrationen zu günstigeren Ergebnissen führen als im umgekehrten Fall.

Nach der labormäßigen Anpassung des Tensid-Cosolvent-Systems an die jeweiligen Lagerstättenbedingungen durch analoge Phasenuntersuchungen, wie sie beim Tensidfluten oden bereits beschrieben wurden, wobei neben den Bedingungen der mittelphasigen Mikroemulsion ebenfalls die einer wasserexternen oder unterphasigen Mikroemulsion anzustreben sind, und lagerstättenmäßigen Überlegungen hinsichtlich Konzentration und Volumnen des Tensid-Cosolvent-Gemisches wird die Wirkstofflösung mittels Pumpen in die Injektionszonen eingepreßt. Sodann wird das Wasserflutverfahren aufgenommen oder festgesetzt. Diese Sonnenbehandlung kann gegebenenfalls wiederholt werden.

Die nachfolgenden Beispiele sollen das erfindungsgemäße Verfahren erläutern. Sie bestehen in

• - Phasenuntersuchungen (zur Demonstration der Wirksamkeit, die weitgehend unabhängig von der Salinität und der Temperatur ist),
• - linearen Verdrängungsversuchen an Sandsteinbohrkernen (zum Aufzeigen der Wirksamkeit der Alkylpolyglykosid-Cosolvent-Gemische beim Tensid- oder Micellar-Polymer-Fluten)
• - Injektivitätstests an Sandschüttungen (zur Demonstration ihrer Wirkung bei der Injektionssondenbehandlung.

Beispiel 1

In graduierten verschlossenen Standzylindern wurden gleiche Volumina von n-Dekan und Wasser unterschiedlicher Salinität in Gegenwart von 4% C₁₂-C₁₃-alkyloligoglukosid mit 1,4 Mol Glukoseeinheiten/Mol (C) und 4% 2,2,4-Trimethylpentandiol-1,3 als Cosolvent bei 20, 50 und 70°C equilibriert. Wie Tabelle 1 zeigt, ist das Volumen der mittleren Phase erstaunlich unabhängig gegenüber einer gleichzeitigen Änderung von Salinität und Temperatur.

Tabelle 1

Mittelphasenvolumina (Volumenprozent) in Abhängigkeit der Salinität und der Temperatur

Beispiele 2 bis 11

Lineare Verdrängungsversuche wurden an Modellformationen aus Bentheimer Sandstein durchgeführt, hierzu wurden zylindrische Bohrkerne von 50 cm Länge und 8 cm Durchmesser in Epoxid eingebettet. Die Porenvolumina betrugen ca. 600 ml. Die Temperierung der eingebetteten Kerne erfolgte in einem offenen Temperaturbad. Zunächst wurde der Kern mittels einer Membranpumpe mit Wasser benetzt, wobei nach Sättigung auch die absolute Permeabilität gemessen wurde. Sodann erfolgte die Sättigung mit einem Modellöl (n-Dekan), wobei gleichzeitig Oil in Place und Haftwassergehalt bestimmt wurden.

Anschließend wurde mit einer Flutgeschwindigkeit von ca. 0,5 m/d ca. 1,5 PV Flutwasser injiziert, wobei sich ein Verwässerungsgrad von 99 bis 100% einstellte. Nach diesem sogenannten Wasserfluten wurde zunächst das Tensid und anschließend die Polymerlösung injiziert. Bei allen Verdrängungsversuchen wurden nach der Injektion von 0,3 PV Tensidlösung mit einer Konzentration von jeweils 4% Alkylpolyglycosid und 4% Cosolvent 0,6 PV einer 0,2%igen Lösung von Polymer-Flocon 4800 (Xanthan, Pfizer) in dem betreffenden Wasser in den Sandstein eingepreßt. Bei den erfindungsgemäßen Beispielen wurden folgende Substanzen verwendet:

Öle:

Dn-Dekan(96%) Hn-Heptan (99,8%)

Wässer:

VEvollentsalztes Wasser Ssynthetisches Seewasser
1,12% Na⁺, 0,035% K⁺, 0,047%Ca⁺⁺, 0,133% Mg⁺⁺, 2,03% Cl^- Wsynthetisches Formationswasser
3,6% Na⁺, 0,28% Ca, 0,12% Mg, 6,4% Cl^-, 0,014% HCO₃^- N10%ige NaCl-Lösung Ahochsalinares Formationswasser
7,9% Na⁺, 0,05%K⁺, 0,4% Ca⁺⁺, 0,1 Mg⁺⁺⁺, 13,3% Cl^-

Alkylpolyglykoside:

A₁Decyl-Dodecyl-oligoglukosid mit 1,2 Mol Glukoseeinheiten/Mol A₂Dodecyl-Tetradecyloligoglukosid mit 2,3 Mol Glukoseeinheiten/Mol A₃Dodecyl-Tridecyloligoglukosid mit 1,4 Mol Glukoseeinheiten/Mol A₄Dodecyl-Tridecyloligoglukosid mit 2,7 Mol Glukoseeinheiten/Mol

Cosolventien:

E₁Isobutanol (99,5%) E₂Tertiäramylalkohol (98%) E₃Ethylenglykolmonobutylether (99%) E₄2,2,4-Trimethylpentandiol (98%)

Die Beispiele (Tabelle 2) zeigen, daß die erfindungsgemäßen Alkylpolyglykosid-Cosolvent-Mischungen eine weitgehende Tertiärentölung in einem sehr breiten Salinitäts- und Temperaturbereich ermöglichen.

Beispiele 12 bis 14

Injektivitätstests wurden an Sandschüttungen teilweise mit Kaolinzusatz zur Simulation einer tonhaltigen Formation (Bolus Alba, spez. Oberfläche 14,5 m²/g, Zusatz 5%) durchgeführt.

Zur Herstellung einer Sandschüttung wurde ein thermostatisierbares Stahlrohr von 70 cm Länge und 5 cm Durchmesser, versehen mit Temperaturmeßeinrichtung und Manometer, beidseitig verschließbar durch Gewindeverschlüsse mit Kapillareingang und Druckhalteventilausgang, mit kantengerundetem Quarzsand beschickt. Sodann wurde mittels einer Membranpumpe die Sandschüttung mit Wasser benetzt und durch einen Thermostaten auf die gewünschte Temperatur gebracht. Mit Hilfe von Drucktransmittern wurde die Permeabilität der Schüttung bestimmt. Es folgte dann die Sättigung der künstlichen Formation mit n-Dekan als Modellöl.

Anschließend wurde mit einer Geschwindigkeit von ca. 10 m/d das betreffende Wasser injiziert, bis sich ein über längere Zeit (ca. 0,5 PV) konstanter Verwässerungsgrad von 98 bis 100% sowie ein konstanter Druckgradient einstellten. Entsprechend der Flutgeschwindigkeit Q₁ wurde hierbei ein Druckgradient DeltaP₁ registriert. Nach diesem Wasserfluten wurde die Wirkstofflösung oder -dispersion injiziert. Ihre Konzentration betrug 0,5% Alkylpolyglykosid und 0,5% Cosolvent, ihr Volumen 3 PV entsprechend dem Konzept, daß die Modellformation nicht den Porenraum zwischen Injektions- und Produktionssonde, sondern nur den vorderen Teil der Injektionssonde darstellen soll. In vielen Fällen wurde bereits nach kurzer Injektionszeit eine starke Absenkung des Druckgradienten bei konstanter Injektionsrate beobachtet, bzw. letztere konnte stark erhöht werden, ohne daß der Druckgradient zunahm. Anschließend wurde weiteres Wasser injiziert. Unter stationären Bedingungen wird nun bei einer Flutgeschwindigkeit Q₂ der Druckgradient DeltaP₂ registriert. Ein Maß für die Injektivitätserhöhung ist die Größe f, die sich wie folgt

aus den Meßdaten bestimmen läßt. Ist f größer 1, so liegt eine Injektivitätserhöhung vor. Ist f kleiner 1, so wird die Injektivität verschlechtert.

In Tabelle 3 sind 3 erfindungsgemäße Beispiele dargestellt, mit denen gezeigt wird, daß sich durch die Injektion von Alkylpolyglykosiden in Kombination mit Cosolventien die Injektivität stark erhöhen läßt. Die bei diesen Versuchen verwendeten Substanzen wurden bereits bei den linearen Verdrängungsversuchen beschrieben.

Tabelle 2

Claims (10)

1. Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, die mindestens durch eine Injektions- und eine Produktionssonde durchteuft ist, durch Einpressen einer Lösung oder Dispersion einer Tensid-Cosolvent-Mischung in die Injektionsbohrung, dadurch gekennzeichnet, daß als Tensid ein Alkyl(poly)glykosid der Formel I R-O-Z _n eingesetzt wird, in der R für einen linearen oder verzweigten, gesättigten oder ungesättigten Alkylrest mit 7 bis 24 Kohlenstoffatomen und Z _n für einen (Oligo)glycosylrest mit im Mittel n = 1 bis 10 Hexose- oder Pentoseeinheiten oder Gemische davon steht.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß als Cosolvent ein- oder mehrwertige Alkohole oder Alkylether von mehrwertigen Alkoholen eingesetzt werden.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß als Cosolvent Alkyl(poly)glykoside der Formel II R′-O-Z _n ,in der R′ einen verzweigten oder linearen Alkylrest mit 3 bis 6 C-Atomen und n Zahlen-Werte im Mittel von 1 bis 3 bedeuten, eingesetzt werden.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Tensid-Cosolvent-Verhältnis 1 : 5 bis 5 : 1, vorzugsweise 1 : 3 bis 3 : 1 beträgt.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß die zu injizierende Tensid-Cosolventmischung, in Formations- oder Flutwasser dispergiert, eine Konzentration von 0,1 bis 30 Gewichtsprozent, vorzugsweise 0,2 bis 15 Gewichtsprozent, besitzt.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Sluggröße der zu injizierenden tensidhaltigen Flüssigkeiten 0,002 bis 2 Porenvolumen beträgt.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß nach der Injektion des Slugs der tensidhaltigen Flüssigkeit Formationswasser oder Flutwasser in die Lagerstätte eingepreßt wird.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß das Formations- oder Flutwasser ein lösliches, viskositätserhöhendes Polymer enthält.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß in der Formel I n einen mittleren Wert von 1,4 bis 5 besitzt.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß R für einen Alkylrest mit 10 bis 18 Kohlenstoffatomen steht.