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Verfahren zur Förderung von viskosem Öl

IP.com Disclosure Number: IPCOM000249892D
Publication Date: 2017-Apr-25

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Abstract

Verfahren zur Erdölförderung, bei dem in eine Erdölformation ein wässriges Flutmedium enthaltend Wasser, ein biozidfreies Glucan, Harnstoff sowie optional Ammoniumverbindungen und Tenside injiziert wird und der Erdölformation Erdöl durch mindestens eine Produktionsbohrung entnommen wird. Das Flutmedium bildet in der Formation unter dem Einfluss der Formationstemperatur in-situ Schäume sowie Gase, die zur Bildung einer alkalischen Bank in der ölführenden Schicht führen.

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Verfahren zur Förderung von viskosem Öl

Beschreibung

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erdölförderung, bei dem in eine 5 Erdölformation ein wässriges Flutmedium enthaltend Wasser, ein biozidfreies Glucan, Harnstoff sowie optional Ammoniumverbindungen und Tenside injiziert und man der Erdölformation Erdöl durch mindestens eine Produktionsbohrung entnimmt. Das Flutmedium bildet in der Formation unter dem Einfluss der Formationstemperatur in- situ Schäume sowie Gase, die zur Bildung einer alkalischen Bank in der ölführenden 10 Schicht führen.

In natürlichen Erdölvorkommen liegt Erdöl in Hohlräumen poröser Speichergesteine vor, welche zur Erdoberfläche hin von undurchlässigen Deckschichten abgeschlossen sind. Neben Erdöl, inklusive dem darin auf natürliche Weise gelösten Erdgas enthält eine 15 Lagerstätte weiterhin mehr oder weniger stark salzhaltiges Wasser. Bei den Hohlräumen kann es sich um sehr feine Hohlräume, Kapillaren, Poren handeln, beispielsweise solche mit einem Durchmesser von nur ca. 1 µm; die Formation kann daneben aber auch Bereiche mit Poren größeren Durchmessers und/oder natürliche Brüche oder Risse aufweisen. 20

Nach dem Niederbringen der Bohrung in die ölführenden Schichten fließt das Öl zunächst aufgrund des natürlichen Lagerstättendrucks zu den Förderbohrungen und gelangt eruptiv an die Erdoberfläche. Diese Phase der Erdölförderung wird vom Fachmann Primärförderung genannt. Bei schlechten Lagerstättenbedingungen, wie 25 beispielsweise einer hohen Ölviskosität, schnell abfallendem Lagerstättendruck oder großen Fließwiderständen in den ölführenden Schichten, kommt die Eruptivförderung schnell zum Erliegen. Mit der Primärförderung können im Durchschnitt nur 2 bis 10 % des ursprünglich in der Lagerstätte vorhandenen Öles gefördert werden. Bei höher viskosen Erdölen ist eine eruptive Produktion in der Regel überhaupt nicht möglich. 30

Um die Ausbeute zu steigern, werden daher die so genannten sekundären Förderverfahren eingesetzt.

Das gebräuchlichste Verfahren der sekundären Erdölförderung ist das Wasserfluten. 35 Dabei wird durch so genannte Injektionsbohrungen Wasser in die ölführenden Schichten eingepresst. Hierdurch wird der Lagerstättendruck künstlich erhöht und das Öl von den Injektionsbohrungen aus zu den Förderbohrungen gedrückt. Durch Wasserfluten bei Förderung von höherviskosen Erdölen kann der Ausbeutungsgrad nur wenig gesteigert werden. 40

Beim Wasserfluten soll im Idealfalle eine von der Injektionsbohrung ausgehende Wasserfront das Öl gleichmäßig über die gesamte Erdölformation zur

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Produktionsbohrung drücken. In der Praxis weist eine Erdölformation aber Bereiche mit unterschiedlich hohem Fließwiderstand auf. Neben feinporösen, ölgesättigten Speichergesteinen mit einem hohen Fließwiderstand für Wasser existieren auch Bereichen mit niedrigem Fließwiderstand für Wasser, wie beispielsweise natürliche oder künstliche Brüche und Risse oder sehr permeable Bereiche im Speichergestein. Bei 5 derartigen per...