Wissen Sie, wie man Tenside für die Erdölförderung auswählt?

1. Tenside für Frac-Maßnahmen
In Erdölfeldern mit geringer Permeabilität werden häufig Fracking-Maßnahmen angewendet. Dabei wird Druck eingesetzt, um die Gesteinsformation aufzubrechen, Risse zu erzeugen und diese anschließend mit Stützmitteln zu verschließen, um den Strömungswiderstand der Flüssigkeit zu verringern. Ziel ist es, die Produktion und die Injektion zu steigern. Einige Fracking-Flüssigkeiten enthalten Tenside.

Öl-in-Wasser-Frackingflüssigkeiten werden aus Wasser, Öl und Emulgatoren hergestellt. Zu den verwendeten Emulgatoren zählen ionische, nichtionische und amphotere Tenside. Wird eingedicktes Wasser als äußere und Öl als innere Phase verwendet, lässt sich eine eingedickte Öl-in-Wasser-Frackingflüssigkeit (Polymeremulsion) herstellen. Diese Art von Frackingflüssigkeit kann bei Temperaturen unter 160 °C eingesetzt werden und demulgiert und entwässert selbstständig.

Schaum-Fracking-Fluide verwenden Wasser als Dispersionsmedium und Gas als dispergierte Phase. Ihre Hauptbestandteile sind Wasser, Gas und Schaumbildner. Als Schaumbildner können Alkylsulfonate, Alkylbenzolsulfonate, Alkylsulfatester, quaternäre Ammoniumsalze und OP-Tenside eingesetzt werden. Die Konzentration der Schaumbildner in Wasser liegt üblicherweise zwischen 0,5 und 2 %, und das Verhältnis von Gasphasenvolumen zu Schaumvolumen variiert zwischen 0,5 und 0,9.

Ölbasierte Frackingflüssigkeiten werden unter Verwendung von Öl als Lösungsmittel oder Dispersionsmedium formuliert. Die am häufigsten verwendeten Öle sind Rohöl oder dessen schwere Fraktionen. Zur Verbesserung des Viskositäts-Temperatur-Verhaltens müssen öllösliche Erdölsulfonate (mit einer Molmasse von 300–750) zugesetzt werden. Zu den ölbasierten Frackingflüssigkeiten zählen auch Wasser-in-Öl-Frackingflüssigkeiten und Ölschaum-Frackingflüssigkeiten. Erstere verwenden öllösliche anionische, kationische und nichtionische Tenside als Emulgatoren, während letztere fluorhaltige polymere Tenside als Schaumstabilisatoren einsetzen.

Bei Fracking-Fluiden für wasserempfindliche Gesteinsformationen handelt es sich um Emulsionen oder Schäume, die aus einer Mischung von Alkoholen (wie Ethylenglykol) und Ölen (wie Kerosin) als Dispersionsmedium, flüssigem Kohlendioxid als dispergierter Phase und sulfatveresterten Polyoxyethylenalkylalkoholethern als Emulgatoren oder Schaumbildnern hergestellt werden und zum Fracking wasserempfindlicher Gesteinsformationen eingesetzt werden.

Frackingflüssigkeiten für die Säurebehandlung dienen sowohl als Frackingflüssigkeit als auch als Säurebehandlungsflüssigkeit und werden in Karbonatformationen eingesetzt, wo beide Verfahren gleichzeitig durchgeführt werden. Zu den Tensid-basierten Flüssigkeiten gehören Säureschäume und Säureemulsionen; erstere verwenden Alkylsulfonate oder Alkylbenzolsulfonate als Schaumbildner, während letztere Sulfonat-Tenside als Emulgatoren nutzen.

Ähnlich wie Säurebehandlungsflüssigkeiten verwenden auch Frackingflüssigkeiten Tenside als Demulgatoren, Reinigungsadditive und Benetzungsmodifikatoren, worauf hier nicht näher eingegangen wird.

2. Tenside zur Profilsteuerung und zur Verhinderung von Wasserablagerungen

Um die Effektivität der Wasserflutung zu verbessern und den Anstieg des Wasseranteils im Rohöl zu hemmen, ist es notwendig, das Wasserabsorptionsprofil in den Injektionsbohrungen anzupassen und Maßnahmen zur Wasserabdichtung in den Produktionsbohrungen zu ergreifen, um die Produktion zu steigern. Einige dieser Profilsteuerungs- und Wasserabdichtungsmethoden verwenden bestimmte Tenside. Das HPC/SDS-Gel zur Profilsteuerung wird durch Mischen von Hydroxypropylcellulose (HPC) und Natriumdodecylsulfat (SDS) in Frischwasser hergestellt. Natriumalkylsulfonat und Alkyltrimethylammoniumchlorid werden jeweils in Wasser gelöst, um zwei Arbeitsflüssigkeiten herzustellen, die nacheinander in die Formation injiziert werden. Die beiden Arbeitsflüssigkeiten vermischen sich in der Formation und bilden Alkylsulfit-Präzipitate von Alkyltrimethylamin, die die hochpermeablen Schichten blockieren. Polyoxyethylenalkylphenolether, Alkylarylsulfonat usw. können als Schaumbildner verwendet werden. Sie werden in Wasser gelöst, um eine Arbeitsflüssigkeit herzustellen, die dann abwechselnd mit einer flüssigen Kohlendioxid-Arbeitsflüssigkeit in die Formation injiziert wird. Dies führt zur Schaumbildung in der Formation (hauptsächlich in hochpermeablen Schichten), wodurch Verstopfungen verursacht und die Profilsteuerung erreicht wird. Ein quaternäres Ammoniumsalz-Tensid als Schaumbildner wird in einem aus Ammoniumsulfat und Wasserglas hergestellten Kieselsäuresol gelöst und in die Formation injiziert. Anschließend wird nicht kondensierbares Gas (Erdgas oder Chlorgas) injiziert. Dabei entsteht zunächst Schaum mit Flüssigkeit als Dispersionsmedium in der Formation. Anschließend geliert das Kieselsäuresol, wodurch Schaum mit Feststoff als Dispersionsmedium entsteht, der hochpermeable Schichten verstopft und die Profilsteuerung ermöglicht. Durch die Verwendung von Sulfonat-Tensiden als Schaumbildner und hochmolekularen Verbindungen als Verdickungs- und Schaumstabilisatoren sowie die anschließende Injektion von Gas oder gasbildenden Substanzen wird wasserbasierter Schaum an der Oberfläche oder in der Formation erzeugt. In der Ölschicht wandert eine große Menge Tensid zur Öl-Wasser-Grenzfläche, was zum Schaumzerfall führt. Dadurch wird die Ölschicht nicht verstopft, und es handelt sich um ein selektives Mittel zur Verstopfung von Ölquellen durch Wasser. Ölbasierte Zement-Wasserabdichtungsmittel sind Suspensionen von Zement in Öl. Die Zementoberfläche ist hydrophil. Beim Eindringen in die wasserführende Schicht verdrängt das Wasser das Öl von der Zementoberfläche und reagiert mit dem Zement. Dadurch verfestigt sich der Zement und verschließt die wasserführende Schicht. Zur Verbesserung der Fließfähigkeit dieses Abdichtungsmittels werden üblicherweise Tenside vom Carboxylat- und Sulfonattyp zugesetzt. Wasserbasierte mizellare Fluid-Abdichtungsmittel sind mizellare Lösungen, die hauptsächlich aus Ammoniumpetroleumsulfonat, Kohlenwasserstoffen, Alkoholen usw. bestehen. Beim Kontakt mit hochsalzhaltigem Wasser in der Formation kann es viskos werden und so die Wasserabdichtung bewirken. Wasserbasierte oder ölbasierte kationische Tensidlösungen, die hauptsächlich aus Alkylcarboxylat- und Alkylammoniumchlorid-Tensiden bestehen, eignen sich nur für Sandsteinformationen. Aktive Schweröl-Wasserabdichtungsmittel sind Schweröllösungen, die mit Wasser-in-Öl-Emulgatoren gelöst sind. Beim Kontakt mit Wasser in der Formation bildet es eine hochviskose Wasser-in-Öl-Emulsion, um die Wasserabdichtung zu gewährleisten. Das Öl-in-Wasser-Abdichtungsmittel wird durch Emulgieren von Schweröl in Wasser unter Verwendung kationischer Tenside als Öl-in-Wasser-Emulgatoren hergestellt.