6.3.3.1 Chemische Methoden
Chemische Methoden umfassen Polymerflutung, Tensidflutung (micellar oder Polymer und Mikroemulsion) und alkalische Flutprozesse. Polymerflutung (Polymer Augmented Waterflooding) ist eine Wasserflutung, bei der organische Polymere mit dem Wasser injiziert werden, um die horizontale und vertikale Sweep-Effizienz zu verbessern. Das Verfahren ist konzeptionell einfach und kostengünstig, und seine kommerzielle Nutzung nimmt trotz relativ geringer potenzieller inkrementeller Ölproduktion zu. Die Tensidflutung ist komplex und erfordert detaillierte Labortests, um das Feldprojektdesign zu unterstützen. Wie Feldversuche zeigen, hat es ein hervorragendes Potenzial zur Verbesserung der Rückgewinnung von niedrigviskosem bis mittelviskosem Öl. Tensidfluten ist teuer und wurde in wenigen Großprojekten eingesetzt. Alkalisches Fluten wurde nur in solchen Reservoirs verwendet, die bestimmte Arten von Rohölen mit hoher Säurezahl enthalten.Mikroemulsionsfluten (Micellar / Emulsionsfluten) bezieht sich auf einen Flüssigkeitsinjektionsprozess, bei dem eine stabile Lösung von Öl, Wasser und einem oder mehreren Tensiden zusammen mit Elektrolyten von Salzen in die Formation injiziert und durch eine Mobilitätspufferlösung verdrängt wird (Reed und Healy, 1977; Dreher und Gogarty, 1979). Das Einspritzen von Wasser wiederum verdrängt den Mobilitätspuffer. Abhängig von der Reservoirumgebung kann eine Vorflut verwendet werden oder nicht. Die Mikroemulsion ist der Schlüssel zum Prozess. Öl und Wasser werden vor der Mikroemulsionsschnecke verdrängt, und es entsteht eine stabilisierte Öl- und Wasserbank. Der Verdrängungsmechanismus ist unter sekundären und tertiären Rückgewinnungsbedingungen gleich. Im Sekundärfall ist Wasser die primär produzierte Flüssigkeit, bis die Ölbank das Bohrloch erreicht.
Herkömmliches Waterflooding kann häufig durch Zugabe von Polymeren (Polymerflutung) zu Injektionswasser verbessert werden, um das Mobilitätsverhältnis zwischen den injizierten und den In-Place-Flüssigkeiten zu verbessern. Die Polymerlösung beeinflusst die relativen Durchflussraten von Öl und Wasser und fegt einen größeren Teil des Reservoirs als Wasser allein, wodurch mehr Öl in Kontakt kommt und zu Produktionsbohrlöchern transportiert wird. Derzeit verwendete Polymere werden sowohl synthetisch (Polyacrylamide) als auch biologisch (Polysaccharide) hergestellt. Die Polymere können auch in situ vernetzt werden, um hochviskose Flüssigkeiten zu bilden, die das anschließend eingespritzte Wasser in verschiedene Reservoirschichten umleiten.
Polymerflutung hat ihren größten Nutzen in heterogenen Reservoirs und solchen, die mäßig viskose Öle enthalten. Ölreservoirs mit ungünstigen Wasserflussmobilitätsverhältnissen haben das Potenzial für eine erhöhte Ölrückgewinnung durch eine bessere horizontale Sweep-Effizienz. Heterogene Reservoire können als Ergebnis einer verbesserten vertikalen Sweep-Effizienz günstig reagieren. Da die mikroskopische Verdrängungseffizienz nicht beeinträchtigt wird, wird die Zunahme der Rückgewinnung über Wasserflut wahrscheinlich bescheiden und in dem Maße begrenzt sein, in dem die Sweep-Effizienz verbessert wird, aber die zusätzlichen Kosten sind auch moderat. Derzeit wird Polymerflutung in einer beträchtlichen Anzahl von kommerziellen Feldprojekten eingesetzt. Das Verfahren kann verwendet werden, um Öle mit höherer Viskosität zurückzugewinnen als solche, für die eine Tensidflut in Betracht kommt.
Surfactant Flooding ist ein Multiple-Slug-Prozess, bei dem oberflächenaktive Chemikalien zu Wasser hinzugefügt werden. Diese Chemikalien reduzieren die Kapillarkräfte, die das Öl in den Poren des Gesteins einfangen. Der Tensidbutzen verdrängt den Großteil des Öls aus dem kontaktierten Reservoirvolumen und bildet eine fließende Öl–Wasser-Bank, die sich vor dem Tensidbutzen ausbreitet. Die Hauptfaktoren, die das Tensid-Slug-Design beeinflussen, sind Grenzflächeneigenschaften, Slug-Mobilität in Bezug auf die Mobilität der Öl–Wasser-Bank, die Persistenz akzeptabler Slug-Eigenschaften und Slug-Integrität im Reservoir.Alkalisches Fluten fügt dem Wasser anorganische alkalische Chemikalien wie Natriumhydroxid, Natriumcarbonat oder Natriumorthosilikat hinzu, um die Ölrückgewinnung durch einen oder mehrere der folgenden Mechanismen zu verbessern: Verringerung der Grenzflächenspannung, spontane Emulgierung oder Änderung der Benetzbarkeit (Morrow, 1996). Diese Mechanismen beruhen auf der In-situ-Bildung von Tensiden während der Neutralisation von Erdölsäuren im Rohöl durch die alkalischen Chemikalien in den Verdrängungsflüssigkeiten. Obwohl die Emulgierung in alkalischen Überschwemmungsprozessen die Mobilität der Injektionsflüssigkeit bis zu einem gewissen Grad verringert, kann die Emulgierung allein keine ausreichende Sweep-Effizienz liefern. Manchmal ist Polymer als zusätzliche Mobilitätskontrollchemikalie in einem alkalischen Wasserfluss enthalten, um jegliche Verbesserungen des Mobilitätsverhältnisses aufgrund alkalisch erzeugter Emulsionen zu verstärken.Mischbare Fluidverdrängung (mischbare Verdrängung) ist ein Ölverdrängungsprozess, bei dem ein Alkohol, ein raffinierter Kohlenwasserstoff, ein kondensiertes Erdölgas, Kohlendioxid, verflüssigtes Erdgas oder sogar Abgas in ein Ölreservoir bei Druckniveaus eingespritzt wird, so dass das eingespritzte Gas oder Alkohol und Reservoiröl mischbar sind; Das Verfahren kann die gleichzeitige, abwechselnde oder nachfolgende Einspritzung von Wasser umfassen.
Die Verfahren zur mischbaren Verdrängung sind in jedem Fall gleich und beinhalten die Injektion eines Lösungsmittelbündels, das mit dem Reservoiröl mischbar ist, gefolgt von der Injektion entweder einer Flüssigkeit oder eines Gases, um das verbleibende Lösungsmittel aufzusaugen. Es muss erkannt werden, dass sich der mischbare Lösungsmittelbutzen beim Passieren des Reservoirs mit Öl anreichert und seine Zusammensetzung ändert, wodurch die effektive Spülwirkung verringert wird. Veränderungen in der Zusammensetzung des Fluids können aber auch zur Wachsabscheidung sowie zur Ablagerung von Asphaltbestandteilen führen. Daher ist Vorsicht geboten.
Weitere Parameter, die den mischbaren Verdrängungsprozess beeinflussen, sind Reservoirlänge, Injektionsrate, Porosität und Permeabilität der Reservoirmatrix, Größe und Mobilitätsverhältnis der mischbaren Phasen, Gravitationseffekte und chemische Reaktionen. Mischbare Öle, die Kohlendioxid, Stickstoff oder Kohlenwasserstoffe als mischbare Lösungsmittel verwenden, haben ihr größtes Potenzial für eine verbesserte Rückgewinnung von niedrigviskosen Ölen. Kommerzielle kohlenwasserstoffmischbare Überschwemmungen wurden seit den 1950er Jahren betrieben, aber Kohlendioxid-mischbare Überschwemmungen in großem Maßstab sind relativ neu und werden voraussichtlich den bedeutendsten Beitrag zur mischbaren verbesserten Erholung in der Zukunft leisten.
Kohlendioxid ist in der Lage, viele Rohöle zu verdrängen, wodurch der größte Teil des Öls aus dem in Kontakt kommenden Reservoirgestein gewonnen werden kann (Kohlendioxid-mischbare Flutung). Das Kohlendioxid ist zunächst nicht mit dem Öl mischbar. Da das Kohlendioxid jedoch mit dem In-situ-Rohöl in Kontakt kommt, extrahiert es einen Teil der Kohlenwasserstoffbestandteile des Rohöls in das Kohlendioxid, und Kohlendioxid wird auch im Öl gelöst. Eine Mischbarkeit an der Verdrängerfront wird erreicht, wenn keine Grenzflächen zwischen dem kohlenwasserstoffangereicherten Kohlendioxidgemisch und dem kohlendioxidangereicherten Öl bestehen. Durch einen dynamischen (Mehrfachkontakt-) Prozess mit Interphasen-Stoffaustausch überwindet die mischbare Verdrängung die Kapillarkräfte, die sonst Öl in Poren des Gesteins einfangen.
In einigen Anwendungen, insbesondere in Karbonat (Kalkstein, Dolomit und Chert / feinkörniger Quarz) Reservoirs, wo es wahrscheinlich am häufigsten verwendet wird, kann Kohlendioxid vorzeitig zu produzierenden Brunnen durchbrechen. In diesem Fall können Abhilfemaßnahmen unter Verwendung mechanischer Steuerungen in Injektions- und Produktionsbohrlöchern ergriffen werden, um die Kohlendioxidproduktion zu verringern. Eine erhebliche Kohlendioxidproduktion wird jedoch als normal angesehen. Im Allgemeinen wird dieses erzeugte Kohlendioxid erneut injiziert, oft nach der Verarbeitung, um wertvolle leichte Kohlenwasserstoffe zurückzugewinnen.
Bei einigen Reservoirs kann eine Mischbarkeit zwischen Kohlendioxid und Öl nicht erreicht werden und ist von den Öleigenschaften abhängig. Kohlendioxid kann jedoch weiterhin zur Gewinnung von zusätzlichem Öl verwendet werden. Das Kohlendioxid quillt Rohöle auf, wodurch das Volumen des vom Öl eingenommenen Porenraums vergrößert und die in den Poren eingeschlossene Ölmenge verringert wird. Es reduziert auch die Ölviskosität. Beide Effekte verbessern die Beweglichkeit des Öls. Die mit Kohlendioxid nicht mischbare Flutung wurde sowohl in Pilot- als auch in kommerziellen Projekten nachgewiesen, insgesamt wird jedoch erwartet, dass sie einen relativ geringen Beitrag zur EOR leistet.
Der Lösungs-GOR für kohlensäurehaltiges Rohöl sollte auf normale Weise gemessen und als GOR in Volumen pro Volumen gegen Druck aufgetragen werden. Je größer die Löslichkeit von Kohlendioxid im Öl ist, desto größer ist der Anstieg der Lösung GOR. Tatsächlich verläuft der Anstieg des GOR normalerweise parallel zum Anstieg des Volumenfaktors der Ölbildung aufgrund der Schwellung. Es ist zu beachten, dass das Gas in jedem GOR-Experiment kein Kohlendioxid ist, sondern Kohlenwasserstoffe enthält, die aus der flüssigen Phase verdampft sind. Unabhängig davon, ob die GOR in einer Druck–Volumen–Temperatur-Zelle oder in einem Dünnröhrenexperiment gemessen wird, muss daher eine Zusammensetzungsanalyse durchgeführt werden, um die Zusammensetzung des Gases sowie die der Gleichgewichtsflüssigkeitsphase zu erhalten. Liegen keine tatsächlichen Messwerte vor, kann die für Rohöl mit gelösten Gasen entwickelte Korrelation verwendet werden, die bestenfalls Näherungswerte liefert. Da die Dichte von Reingasen eine Funktion von Druck und Temperatur ist, muss für mit Gasen gesättigtes Rohöl die Dichte in der Mischzone als Funktion von Druck und Mischzonenzusammensetzung angegeben werden.
