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Verfahren zur Erdölförderung aus Erdöllagerstätten mit hoher Lagerstättentemperatur

IP.com Disclosure Number: IPCOM000248382D
Publication Date: 2016-Nov-22

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Abstract

Ein zweistufiges Verfahren zur Erdölförderung aus Erdöllagerstätten mit einer Lagerstättentemperatur von mindestens 30°C und einer Salinität von 20000 ppm bis 350000 ppm, bei dem eine wässrige Formulierung umfassend mindestens ein Ammoniumsalz und ein Glucan mit einer beta-1,3-glykosidisch verknüpften Hauptkette sowie beta-1,6-glykosidisch daran gebundenen Seitengruppen mit einem gewichtsmittleren Molekulargewicht Mw von 1,5*10^6 bis 25*10^6 g/mol durch mindestens eine Injektionsbohrung in eine Erdöllagerstätte eingepresst wird und der Lagerstätte durch mindestens eine Produktionsbohrung Erdöl entnommen wird. Die Herstellung der wässrigen Formulierung erfolgt zweistufig, indem man zunächst ein wässriges Konzentrat des Glucans herstellt und das Konzentrat vor Ort mit einer wässrigen Lösung mindestens eines Ammoniumsalzes auf die Einsatzkonzentration verdünnt.

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Verfahren zur Erdölförderung aus Erdöllagerstätten mit hoher Lagerstättentemperatur

Beschreibung

Die vorliegende Erfindung betrifft ein zweistufiges Verfahren zur Erdölförderung aus

Erdöllagerstätten mit einer Lagerstättentemperatur von mindestens 30 °C und einer Salinität von 20000 ppm bis 350000 ppm, bei dem eine wässrige Formulierung umfassend mindestens ein Ammoniumsalz und ein Glucan mit einer β-1,3-glykosidisch verknüpften Hauptkette sowie β-1,6-glykosidisch daran gebundenen Seitengruppen mit einem gewichtsmittleren Molekulargewicht Mw von 1,5*106 bis 25*106 g/mol durch

mindestens eine Injektionsbohrung in eine Erdöllagerstätte eingepresst wird und der Lagerstätte durch mindestens eine Produktionsbohrung Erdöl entnommen wird. Die Herstellung der wässrigen Formulierung erfolgt zweistufig, indem man zunächst ein wässriges Konzentrat des Glucans herstellt und das Konzentrat vor Ort mit einer wässrigen Lösung mindestens eines Ammoniumsalzes auf die Einsatzkonzentration

verdünnt.

In natürlichen Erdölvorkommen liegt Erdöl in den Hohlräumen poröser Speicher- gesteine vor, welche zur Erdoberfläche hin von undurchlässigen Deckschichten abgeschlossen sind. Bei den Hohlräumen kann es sich um sehr feine Hohlräume,

Kapillaren, Poren oder dergleichen handeln. Feine Porenhälse können beispielsweise einen Durchmesser von nur ca. 1 µm aufweisen. Neben Erdöl, inklusive Anteilen von Erdgas enthält eine Lagerstätte mehr oder weniger stark salzhaltiges Wasser.

Bei der Erdölförderung unterscheidet man zwischen der primären, sekundären und

tertiären Förderung.

Bei der primären Förderung strömt das Erdöl nach dem Anbohren der Lagerstätte aufgrund des Eigendrucks der Lagerstätte von selbst durch das Bohrloch an die Oberfläche. Mittels der primären Förderung lassen sich je nach Lagerstättentyp aber

meist nur ca. 5 bis 10% der in der Lagerstätte vorhandenen Erdölmenge fördern, danach reicht der Eigendruck nicht mehr zur Förderung.

Nach der primären Förderung kommt daher die sekundäre Förderung zum Einsatz. Bei der sekundären Förderung werden zusätzlich zu den Bohrlöchern, welche der

Förderung des Erdöls dienen, den sogenannten Produktionsbohrungen, weitere Bohrlöcher in die erdölführende Formation gebohrt. Durch diese sogenannten Injektionsbohrungen wird Wasser und/oder Dampf in die Lagerstätte eingepresst, um den Druck aufrechtzuerhalten oder wieder zu erhöhen. Durch das Einpressen des Wassers wird das Erdöl durch die Hohlräume in der Formation langsam von der

Injektionsbohrung ausgehend in Richtung der Produktionsbohrung gedrückt. Dies funktioniert aber nur so lange, wie die Hohlräume vollständig mit Öl gefüllt sind und das

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viskosere Öl durch das Wasser vor sich her geschoben wird. Sobald das dünnflüssige Wasser durch Hohlräume durchbricht, strömt es ab diesem Zeitpunkt auf dem Weg des geringsten Widerstandes, also durch d...