DE60025212T2

DE60025212T2 - Wasser-in-öl-mikroemulsionen zur verwendung in öl- oder gasfeldern und verfahren mit deren verwendung

Info

Publication number: DE60025212T2
Application number: DE60025212T
Authority: DE
Inventors: Ralph Ian COLLINS; Isabelle Vervoort
Original assignee: BP Exploration Operating Co Ltd
Current assignee: BP Exploration Operating Co Ltd
Priority date: 1999-06-29
Filing date: 2000-06-14
Publication date: 2006-08-03
Anticipated expiration: 2020-06-15
Also published as: NO20016343D0; DE60025212D1; ATE314445T1; ES2254189T3; WO2001000747A1; US6581687B2; AU5414600A; EP1198536B1; NO20016343L; US20020125010A1; DK1198536T3; NO328338B1; EP1198536A1; GB9915214D0

Description

Diese Erfindung bezieht sich auf Wasser-in-Öl-Mikroemulsionen und insbesondere auf die Verwendung von Wasser-in-Öl-Mikroemulsionen, um wasserlösliche oder wasserdispergierbare Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalien einzusetzen.
Unter den Ölfeldchemikalien sind Ablagerungsinhibitoren, die in Förderbohrungen verwendet werden, um die Ablagerung in der Gesteinsformation und/oder in dem Förderabwärtsbohrloch und an der Oberfläche zu stoppen. Die Ablagerung verursacht nicht nur eine Einschränkung der Porengröße in der Gesteinsformationsmatrix (ebenso bekannt als ,Formationsschaden') und daher die Verringerung der Geschwindigkeit der Öl- und/oder Gasproduktion, sondern ebenso die Blockierung der Rohr- und Rohrleitungsvorrichtung während der Oberflächenverarbeitung. Um dies zu überwinden, wird die Förderbohrung einer sogenannten „Einschließbehandlung" unterzogen, wodurch konventionell eine wässerige Zusammensetzung, die einen Ablagerungsinhibitor umfaßt, in die Förderbohrung normalerweise unter Druck eingespritzt wird, und in die Formation „gepreßt" und dort gehalten wird. Bei dem Preßverfahren wird der Ablagerungsinhibitor mehrere Fuß radial in die Förderbohrung eingespritzt, wo er durch Absorption und/oder Bildung eines schwerlöslichen Niederschlags gehalten wird. Der Inhibitor wäscht sich langsam in dem hergestellten Wasser über einen Zeitraum aus und schützt die Bohrung vor Kesselsteinablagerungen. Die „Einschließbehandlung" muß regelmäßig durchgeführt werden, beispielsweise ein oder mehrmals im Jahr, zumindest wenn hohe Förderraten erhalten werden sollen, und bildet den „Betriebsstillstand", wenn keine Förderung stattfindet. Über das Jahr gibt es eine Verringerung in der Gesamtförderung, was der Anzahl an Betriebsstillständen während des Preß/Einschließ-Vorgangs entspricht, sowie verringerte Förderung, wenn sich das Ablagerungsproblem vergrößert. Jedoch wird in einigen Fällen der Ablagerungsinhibitor schlecht in der Speichergesteinsmatrix behalten und kurze Preßlebenszeiten werden erhalten. Im Endergebnis müssen häufig Bohrungsmaßnahmen ergriffen werden, die sich sowohl auf die Bohrungsproduktivität als auch Feldwirtschaftlichkeit auswirken. Es ist ebenso möglich, Korrosionsinhibitoren zu „pressen", um die Förderrohre des Bohrlochs gegen Korrosion zu schützen, oder Asphalteninhibitoren, um die Ausfällung von Asphaltene in der Gesteinsformation und in den Förderrohren zu kontrollieren. Es würde deshalb wünschenswert sein, ein verbessertes Verfahren zum Einsatz dieser Inhibitoren bereitzustellen.
US 5,186,257 bezieht sich auf wasserlösliche Polymere, umfassend N-Vinylamid, wie N-Vinyllactam, die in Verfahren nützlich sind, wo das Polymer in ein unterirdisches Bohrloch eingeführt wird.
US 4,741,399 beschreibt ein Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Öl-formation mit einer vertikalen Dicke von mindestens 40 Fuß unter Verwendung von mindestens einer Injektionsbohrung und mindestens einer Förderbohrung, die mit einem gewissen Abstand von der Injektionsbohrung angeordnet ist. Das Verfahren umfaßt die fortlaufenden Schritte:

(1) Einspritzen eines oberflächenaktiven Schlammes in die unteren 50 bis 75% der vertikalen Dicke der Ölsäule;
(2) Einspritzen eines Schlammes eines Mobilitätskontrollpolymers in den oberen 50 bis 75% Teil der vertikalen Dicke der Ölsäule;
(3) Einspritzen einer Treibflüssigkeit durch im wesentlichen 100% der vertikalen Dicke der Ölsäule; und
(4) Gewinnen von Öl aus der Förderbohrung.

US 4,681,912 bezieht sich auf umgekehrte Mikrolatizes von wasserlöslichen Copolymeren, die durch Copolymerisation in einer umgekehrten Mikroemulsion hergestellt wurden, die durch Beimischen einer wässerigen Phase, enthaltend die wasserlöslichen Monomere, die copolymerisiert werden sollen, einer organischen Phase und eines nicht-ionischen oberflächenaktiven Mittels oder Gemisches aus nicht-ionischen oberflächenaktiven Mitteln, deren HLB zwischen 8 und 11 liegen, erhalten wurden.
US 4,012,329 bezieht sich auf eine ölexterne Mikroemulsionsbohrflüssigkeit mit einem breiten Toleranzbereich für Salzhaltigkeit, mit guter Gelfestigkeit und geringen Flüssigkeitsverlustmerkmalen.
US 3,688,852 , US 3,670,816 und US 3,254,714 beschreiben die Verwendung von Mikroemulsionen beim Verdrängen von Öl aus Speichern.
Wir entdeckten nun ein Mittel und ein Verfahren zur Erhöhung der Wirksamkeit von Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalien, insbesondere Ablagerungsinhibitoren, wodurch eine Verringerung der Häufigkeit der Preß/Einschließ-Vorgänge und eine Erhöhung der Öl/Gasförderrate ermöglicht werden.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf eine Wasser-in-Öl-Mikroemulsion, die (a) eine Ölphase, (b) eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung aus einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens zwei oberflächenaktive Mittel umfaßt, ausgewählt aus anionischen oberflächenaktiven Mitteln und nicht-ionischen oberflächenaktiven Mitteln, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Ablagerung, (ii) der Gashydratbildung, (iii) von Wachs oder (iv) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis 1000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist.
Ein Vorteil der Verwendung einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion zur Verteilung von wasserlöslichen oder wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalien im Gegensatz zum Einsetzen einer konventionellen wässerigen Zusammensetzung der Förderchemikalie ist, daß die Menge an Wasser, die in den Speicher gepumpt wird, minimiert wird. Dies ist wichtig für Bohrungen, die geringe Niveaus an Wasser (weniger als 1% Wasser) enthalten, da das Einspritzen von Wasser in die Bohrung die relative Permeabilität des Öls verringert und die relative Permeabilität des Wassers erhöht. Bis die Menge an Wasser in der Formation nach dem Bohrloch auf Vorpreßniveaus verringert ist, wird die Produktivität der Bohrung niedriger sein als ihre Vorpreßproduktivität. Die Verwendung einer Mikroemulsion mit einer kontinuierlichen Ölphase weist ebenso Vorteile für wasserempfindliche Öl- oder Gasspeicher auf. In einem wasserempfindlichen Öl- oder Gasspeicher können Tonmaterialien in Gegenwart von Wasser quellen und/oder Wasser kann eingeschlossen werden, wodurch der Ölstrom verhindert oder verringert wird. Ebenso verringert die Reduktion der Wassermenge, die in einen Speicher mit einer Sandsteinformation gepumpt wird, die Produktion von Sand, die auftritt, wenn Wasser die Carbonatzemente, die den Standstein verfestigen, auflöst. Ein weiterer Vor teil der Verteilung einer Förderchemikalie unter Verwendung einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion ist, daß wässerige Lösungen von bestimmten Förderchemikalien (beispielsweise Ablagerungsinhibitoren) ziemlich sauer sind, und die Auflösungsrate der Carbonatzemente erhöhen kann. Durch Einkapseln dieser sauren wässerigen Lösungen in ein Öl können die Schäden an der Formation, die nahe dem Bohrloch liegen, beseitigt oder zumindest abgeschwächt werden. Ebenso sind einige Bohrungen schlecht druckunterstützt (geringer Lagerstättendruck) und sind nicht in der Lage, eine Wassersäule aus der Bohrung „nach oben zu fördern". Konventionell wird Stickstoffgasheber verwendet, um die Wassersäule zu steigern, dies kann aber sehr teuer sein. Durch Einsetzen einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion mit einer Ölphase, die weniger dicht als Wasser ist, kann eine Säule der Mikroemulsion aus der Bohrung bei geringeren Druck als dem erforderlichen für eine Wassersäule befördert werden. Der signifikanteste Vorteil ist, daß die Ausbreitung einer Förderchemikalie in einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion die Wirksamkeit der Förderchemikalie durch Verringern der Anzahl an Preß- und Einschließvorgängen erhöht. Dies erfolgt aufgrund der Tatsache, daß die „Einkapselung" oder der Schutz der Ölfeldchemikalie in der kontinuierlichen Ölphase die Förderchemikalie tiefer in die Gesteinsformation (nahe der Bohrlochregion) bringt, und weil die geringe Grenzflächenspannung der Mikroemulsion Öl von den Oberflächen der porösen Gesteinsformation entfernt, wodurch mehr Oberfläche der Förderchemikalie zur Absorption und Ausfällung freigesetzt wird.
Mikroemulsionen sind im allgemeinen bekannt, siehe beispielsweise „Microemulsions", Herausgeber I D Robb, Plenum Press, New York, 1982. Sie unterscheiden sich von üblichen Emulsionen, indem sie Tröpfchen mit sehr kleiner Größe aufweisen oder Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke von sehr kleiner Größe aufweisen. Daher erscheinen Mikroemulsionen für das bloße Auge oder sogar das Lichtmikroskop im Vergleich zu den größeren Tröpfchen (größer als 1000 nm im Durchmesser) von konventionellen wolkigen Emulsionen klar.
Wo die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen verteilt wird, weisen die Tröpfchen vorzugsweise einen durchschnittlichen Durchmesser in dem Bereich von 10 bis 500 nm, stärker bevorzugt 50 bis 250 nm auf. Die Tröpfchengrößenverteilung ist im allgemeinen so, daß mindestens 90% der Durchmesser innerhalb 20% oder speziell 10% des durchschnittlichen Durchmessers liegen. Die Mikroemulsionen sind fürs Auge transparent und sind scheinbar isotrop.
Wo die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Mikrodomänen verteilt wird, weisen die Mikrodomänen vorzugsweise mindestens eine Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 10 bis 500 nm, stärker bevorzugt 50 bis 250 nm auf.
Die Ölphase ist im wesentlichen irgendeine Flüssigkeit, die nicht mit der wässerigen Phase mischbar ist. Beispielsweise kann die Ölphase aus der Gruppe ausgewählt werden, bestehend aus flüssigen Alkanen (vorzugsweise C₅-C₂₀-Alkanen, stärker bevorzugt C₈-C₁₅-Alkanen, am stärksten bevorzugt C₉-C₁₂-Alkanen, beispielsweise n-Nonan, n-Decan und n-Undecan), flüssigen Alkylhalogeniden (beispielsweise Kohlenstofftetrachlorid oder Dichlormethan) und flüssigen aromatischen Kohlenwasserstoffen (beispielsweise Toluol und Xylol). Die Ölphase kann ebenso ein Paraffinöl, ein natürliches Öl, Diesel, Kerosin, Gasöl, Rohöl, Grundöl, flüssiges Kohlendioxid, flüssige Chlorfluorkohlenstoffe, wie CCl₂F₂, CHCl₂F und CH₃CClF₂ (bekannt als Freons), Tetrahydrofuran, Dimethylformamid und Dimethylsulfoxid sein.
Die wässerige Phase in der Mikroemulsion kann frisches, Leitungs-, Fluß-, See-, erzeugtes oder Formationswasser umfassen. Die wässerige Phase kann eine Gesamtsalzhaltigkeit von 0 bis 250 g/l, beispielsweise 5 bis 50 g/l aufweisen. Die wässerige Phase kann einen pH von 0,5 bis 9 aufweisen. Wo die wässerige Phase eine Seewasserlösung einer stark sauren Förderchemikalie, wie beispielsweise einen Ablagerungsinhibitor, umfaßt, weist die wässerige Phase normalerweise einen stark sauren pH von 0,1 bis 1 auf. In solchen Fällen kann es notwendig sein, den Säuregrad der wässerigen Phase unter Verwendung von Ammoniumhydroxid oder einem Alkalimetallhydroxid, insbesondere Natriumhydroxid, Kaliumhydroxid oder Lithiumhydroxid, zu neutralisieren, um den pH der Formulierung innerhalb eines bevorzugten Bereiches von 2 bis 6 zu bringen. Vorzugsweise wird die wässerige Phase neutralisiert, bevor sie mit der organischen Phase und dem oberflächenaktiven Mittel gemischt wird, um die Mikroemulsion zu bilden.
Die wässerige Phase kann ein wassermischbares Lösungsmittel, wie Methanol, Ethanol, n-Propanol, iso-Propanol, n-Butanol, iso-Butanol, tert-Butanol, Butylmonoglykolether, Butyldiglykolether, Butyltriglykolether, Ethylenglykolmonobutylether und Ethylenglykol, um fassen. Ohne an eine Theorie gebunden zu sein, wird angenommen, daß die Gegenwart eines wassermischbaren Lösungsmittels in der wässerigen Phase die Mikroemulsion so stabilisiert, daß weniger oberflächenaktives Mittel erforderlich ist, um eine stabile Mikroemulsion zu bilden. Die Menge an wassermischbarem Lösungsmittel, die in der wässerigen Phase vorliegen kann, liegt in dem Bereich von 0,5 bis 50 Gew.-%, vorzugsweise 5 bis 30 Gew.-%, basierend auf dem Gesamtgewicht an Wasser und wassermischbarem Lösungsmittel.
Die Volumenfraktion der wässerigen Phase in der Mikroemulsion liegt im allgemeinen in dem Bereich von 1 bis 50%, vorzugsweise 10 bis 40%, stärker bevorzugt 23 bis 30%.
Vorzugsweise umfaßt die Mikroemulsion mindestens zwei oberflächenaktive Mittel, stärker bevorzugt zwei oberflächenaktive Mittel. Geeigneterweise kann/können das/die oberflächenaktive(n) Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel oder ein nicht-ionisches oberflächenaktives Mittel sein, d. h. ein oberflächenaktives Mittel mit anionischen bzw. nicht-ionischen Kopfgruppen. Beispiele von anionischen Kopfgruppen umfassen Sulfosuccinat-, Sulfat-, Phosphat- und Sulfatgruppen. Geeignete Gegenionen zu den anionischen Kopfgruppen umfassen Natrium-, Kalium- und Ammoniumkationen. Geeigeete nicht-ionische Kopfgruppen umfassen Alkoxylatgruppen. Typischerweise können die oberflächenaktiven Mittel ein oder mehrere Hydrocarbylschwanzgruppen, beispielsweise 1 bis 3 Hydrocarbylschwanzgruppen, aufweisen. Die Hydrocarbylschwanzgruppe(n) kann können eine halogenierte Hydrocarbylgruppe, wie eine fluorierte Kohlenwasserstoffgruppe sein. Im allgemeinen ist die Hydrocarbylschwanzgruppe eine Alkylgruppe mit einer Kettenlänge von mindestens 5 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise mindestens 8 Kohlenstoffatomen. Vorzugsweise ist die Hydrocarbylschwanzgruppe eine Alkylgruppe mit einer Kettenlänge von 5 bis 18 Kohlenstoffatomen, stärker bevorzugt 8 bis 16 Kohlenstoffatomen, am stärksten bevorzugt 10 bis 14 Kohlenstoffatomen, beispielsweise 12 Kohlenstoffatomen.
Beispiele von geeigneten anionischen oberflächenaktiven Mitteln umfassen Natriumdioctylsulfosuccinat, Natriumdodecylsulfat, Natriumnonylsulfat, Natriumdecylsulfat, Natriumethylhexylphosphat, Natriumethylhexylsulfosuccinat, Natriumpentylsulfosuccinat, Natriumhexylsulfosuccinat, Natriumdodecylphenylsulfonat, Natriumdodecylorthoxylolsulfonat oder Natriumdodecylnaphthalinsulfonat.
Geeignete nicht-ionische oberflächenaktive Mittel umfassen Alkylmonophosphatester und nicht-ionische oberflächenaktive Mittel der Formel I: R¹-[O-CR³ ₂-CR⁴ ₂]_n-OR² Iworin R¹ eine Hydrocarbylschwanzgruppe mit den bevorzugten oben beschriebenen Merkmalen ist und n eine ganze Zahl von 1 bis 8, vorzugsweise 2 bis 6, beispielsweise 2 bis 4 ist.
R² kann aus der Gruppe ausgewählt werden, bestehend aus H, einer Alkylgruppe, einer Cycloalkylgruppe und einer Arylgruppe. Vorzugsweise wird R² aus der Gruppe ausgewählt, bestehend aus H, einer C₁-C₄-Alkylgruppe, Cyclohexyl oder Phenyl, stärker bevorzugt H, Methyl oder Ethyl. Die R³- und R⁴-Gruppen werden unabhängig voneinander aus der Gruppe ausgewählt, bestehend aus H, einer C₁-C₄-Alkylgruppe, einem Halogenid, OH und OR⁵ (wobei R⁵ eine Alkylgruppe, vorzugsweise eine C₁-C₄-Alkylgruppe ist). Vorzugsweise werden die R³- und R⁴-Gruppen aus H oder Methyl, stärker bevorzugt H ausgewählt.
Beispiele von oberflächenaktiven Mitteln der Formel (I) umfassen CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)₃-OH, CH₃-(CH₂)₉-(O-CH₂-CH₂)₃-OH, CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)₄-OH, CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)₂-OH und CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)₄-OH, CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)₅-OH.
Das oberflächenaktive Mittel kann ebenso ein nicht-ionisches oberflächenaktives Mittel der Formeln II oder III sein: R¹-CH{[-O-CR³ ₂-CR⁴ ₂]_nOR²}₂ II R¹-C{[-O-CR³ ₂-CR⁴ ₂]_nOR²}₃ IIIworin R¹, R², R³, R⁴ und n wie oben definiert sind.
Das oberflächenaktive Mittel liegt geeigneterweise in der Mikroemulsion in einer Menge zwischen 1 und 20 Gew.-%, vorzugsweise 2 bis 15 Gew.-%, beispielsweise 5 bis 13 Gew.-% vor.
Die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie kann ein Inhibitor sein: (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung; oder kann ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel sein. Der Ablagerungsinhibitor ist beim Stoppen der Calcium- und/oder Bariumablagerung mit anderen Schwellenmengen als stöchiometrische Mengen effektiv. Es kann ein wasserlösliches organisches Mo lekül mit mindestens 2 Carbon- und/oder Phosphonsäure- und/oder Sulfonsäuregruppen, beispielsweise 2 bis 30 solcher Gruppen sein. Vorzugsweise ist der Ablagerungsinhibitor ein Oligomer oder ein Polymer, oder kann ein Monomer mit mindestens einer Hydroxylgruppe und/oder einem Aminostickstoffatom sein, insbesondere in einer Hydroxycarbonsäure oder Hydroxy- oder Aminophosphon- oder Sulfonsäure. Der Inhibitor wird in erster Linie zum Inhibieren von Calcium- und/oder Bariumablagerungen verwendet. Beispiele von solchen Verbindungen, die als Inhibitor verwendet werden, sind aliphatische Phosphonsäuren mit 2 bis 50 Kohlenstoffen, wie Hydroxyethyldiphosphonsäure, und Aminoalkylphosphonsäuren, beispielsweise Polyaminomethylenphosphonate mit 2 bis 10 N-Atomen, beispielsweise trägt jedes mindestens eine Methylenphosphonsäuregruppe; Beispiele des letzteren sind Ethylendiamintetra(methylenphosphonat), Diethylentriaminpenta(methylenphosphonat) und die Triamin- und Tetramin-polymethylenphosphonate mit 2 bis 4 Methylengruppen zwischen jedem N-Atom, mindestens 2 von der Anzahl an Methylengruppen in jedem Phosphonat sind unterschiedlich (beispielsweise wie in der veröffentlichten EP-A-479462 weiter beschrieben). Andere Ablagerungsinhibitoren sind Polycarbonsäuren, wie Acryl-, Malein-, Milch- oder Weinsäuren, und polymere anionische Verbindungen, wie Polyvinylsulfonsäure und Poly(meth)acrylsäuren, gegebenenfalls mit mindestens einigen Phosphonyl- oder Phosphinylgruppen wie in Phosphinylpolyacrylaten. Die Ablagerungsinhibitoren liegen geeigneterweise zumindest teilweise in Form von ihren Alkalimetallsalzen, beispielsweise Natriumsalzen, vor.
Beispiele von Korrosionsinhibitoren sind Verbindungen zum Inhibieren von Korrosion auf Stahl, insbesondere unter anaeroben Bedingungen, und können insbesondere Filmbildner sein, die zur Abscheidung als Film auf einer Metalloberfläche, beispielsweise eine Stahloberfläche, wie eine Rohrleitungswand, fähig sind. Diese Verbindungen können nicht-quaternisierte, langkettige, aliphatische Hydrocarbyl-N-heterocyclische Verbindungen sein, wo die aliphatische Hydrocarbylgruppe wie für die hydrophobe Gruppe oben definiert sein kann; mono- oder di-ethylenisch ungesättigte aliphatische Gruppen, beispielsweise 8 bis 24 Kohlenstoffe, wie Oleyl sind bevorzugt. Die N-heterocyclische Gruppe kann 1 bis 3 Ringstickstoffatome mit 5 bis 7 Ringatomen in jedem Ring aufweisen; Imidazol- und Imidazolinringe sind bevorzugt. Der Ring kann ebenso ein Aminoalkyl aufweisen, beispielsweise 2-Aminoethyl oder Hydroxyalkyl, beispielsweise 2-Hydroxyethylsubstituent. Oleylimidazolin kann verwendet werden.
Der Gashydratinhibitor kann eine feste polare Verbindung sein, die eine Polyoxyalkylenverbindung oder Alkanolamid, oder Tyrosin oder Phenylalanin sein kann.
Der Asphalteninhibitor kann eine amphotere Fettsäure oder ein Salz eines Alkylsuccinats sein, während der Wachsinhibitor ein Polymer sein kann, wie ein Olefinpolymer, beispielsweise Polyethylen oder ein Copolymerester, beispielsweise Ethylen-Vinylacetat-Copolymer, und das Wachsdispergiermittel kann ein Polyamid sein. Der Wasserstoffsulfidfänger kann ein Oxidationsmittel, wie ein anorganisches Peroxid, beispielsweise Natriumperoxid, oder Chlordioxid, oder ein Aldehyd, beispielsweise mit 1 bis 10 Kohlenstoffen, wie Formaldehyd oder Glutaraldehyd oder (Meth)acrolein sein.
Die Menge an verwendeter Förderchemikalie liegt in dem Bereich von 1 bis 25 Gew.-% der wässerigen Phase, geeigneterweise 5 bis 15 Gew.-%, vorzugsweise 6 bis 10 Gew.-%. Innerhalb dieser Bereiche würde die verwendete Menge von der Beschaffenheit der verwendeten Chemikalie und ihres beabsichtigten Zweckes abhängen.
In einem anderen Aspekt stellt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Einführung einer Öl- oder Gasfeldförderchemikalie in eine Gesteinsformation bereit, umfassend Öl und/oder Gas, welches das Leiten einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion abwärts in eine Förderbohrung und dann in die Formation umfaßt, wobei diese Mikroemulsion (a) eine Ölphase, (b) eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens ein oberflächenaktives Mittel umfaßt, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis 1000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist.
Insbesondere stellt die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Erhöhung der Wirksamkeit einer wasserlöslichen oder wasserdispergierbaren Öl- oder Gasfeldförderchemikalie durch Reduzieren der Anzahl von Zusammenpreß- und Einschließvorgängen, die benötigt werden, um die Förderrate einer Ölbohrung oder Gasbohrung zu erhöhen, bereit, wobei das Verfahren:

A) das Einspritzen einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion, umfassend (a) eine Ölphase, (b) eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens ein oberflächenaktives Mittel umfaßt, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis 1000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist, in eine ölführende oder gasführende Gesteinsformationsmatrix;
B) nach dem Einspritzen der Mikroemulsion gegebenenfalls Überspülen der öl- oder gasführenden Gesteinsformation mit einem Öl; und
C) anschließend Einschließen der Bohrung für einen Zeitraum von 4 bis 30 Stunden, umfaßt.

Es ist wichtig, daß die Mikroemulsion thermisch stabil ist. Es ist möglich, Mikroemulsionen zu erfinden, die über einen breiten Temperaturbereich, beispielsweise von Umgebung bis zu der Temperatur der Förderbohrung (beispielsweise von 90 bis etwa 150°C) stabil sind. Jedoch ist es nicht wichtig, daß die Mikroemulsion über den ganzen Bereich von Umgebung bis l50°C stabil ist. Beispielsweise kann die Mikroemulsion zwischen Umgebung und 70°C oder zwischen 40 und 80°C stabil sein. In der vorliegenden Erfindung wird werden, wenn die Mikroemulsion unter Druck in die Förderbohrung eingespritzt wird, die Förderchemikalie(n) in der Mikroemulsion durch die Gesteinsformationsmatrix absorbiert und für relativ lange Zeiträume gehalten.
Die Mikroemulsion bildet sich spontan beim vorsichtigen Mischen der wässerigen Phase, der Ölphase und des oberflächenaktiven Mittels in irgendeiner Reihenfolge; konventionell wird die wässerige Phase zuletzt in ein Gemisch der Ölphase und des oberflächenaktiven Mittels gemischt. Wenn das hergestellte Material zu anfangs wolkig ist, dann ist keine Mikroemulsion hergestellt worden, und kleinere Einstellungen der relativen Anteile der Inhaltsstoffe oder eine Veränderung in der Beschaffenheit des oberflächenaktiven Mittels oder der Temperatur können notwendig sein. Die Mikroemulsion kann durch Röntgenbeugung charakterisiert werden, um die Gegenwart von Tröpfchen oder Domänen zu zeigen. Wo die wässerige Phase der Mikroemulsion eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Öl- oder Gasfeldförderchemikalie umfaßt, ist die Mikroemulsion optisch klar. Wo die wässerige Phase der Mikroemulsion eine Dispersion einer wasserdispergierbaren Öl- oder Gasfeldförderchemikalie umfaßt, wird die Mikroemulsion nicht optisch klar sein; jedoch wird die Mikroemulsion nicht das wolkige oder milchige Aussehen einer konventionellen Emulsion aufweisen. Vorzugsweise kann die Viskosität der Mikroemulsion in dem Bereich von 0,4 bis 10, wie 0,5 bis 5 cP bei einer Temperatur von 50°C liegen, was das leichte Pumpen untertage der Mikroemulsion ermöglicht. Die Mikroemulsion kann direkt vor der Verwendung an Ort und Stelle hergestellt werden oder kann als solche zu der Verwendungsstelle transportiert werden. Bei einer Ölbohrung kann die Mikroemulsion geeignet unter Druck in eine ölführende Zone, beispielsweise Gesteinsformationsmatrix, über eine Förderbohrung, beispielsweise abwärts in den Kern, eingespritzt werden. Die Mikroemulsion wird dann in der ölführenden Zone gelassen („eingeschlossen"), während die Ölförderung zeitweilig gestoppt wird. Während dieses Verfahrens sickert die eingespritzte Mikroemulsion durch die ölführende Zone unter dem Einspritzdruck. In der Einschließperiode kommt die eingespritzte Mikroemulsion mit Speicherflüssigkeiten in Kontakt. Dies ist der sogenannte „Quetsch"-Effekt, welcher die Aufrechterhaltung der Ölgewinnung aus diesen Zonen ermöglicht. Eine wünschenswerte Kontaktzeit von 4 bis 30 h, vorzugsweise 6 bis 20 h ist oftmals mit den erfindungsgemäßen Formulierungen erreichbar. Dem Einschlußverfahren, das die Einführung der Mikroemulsion umfaßt, kann gegebenenfalls ein Vorspülen der ölführenden Gesteinsformationsmatrix unter Verwendung eines Öls, wie Diesel, Biodiesel, Kerosin, Grundöl oder Rohöl, vorausgehen. Der Einführung der Mikroemulsion folgt ein anschließender separater Schritt des Überspülens der Förderbohrung mit einem Öl. Das Öl, das für das Überspülen verwendet wird, kann Diesel, Biodiesel, Kerosin, Grundöl oder Öl sein, das durch die zu behandelnde Bohrung hergestellt wird. Die Menge an Öl, das zum Überspülen der Bohrung verwendet wird, ist geeigneterweise so, daß es eine Zielzone erreicht und spült, die bis zu etwa 20 Fuß (6,1 m) von dem Bohrloch ist und geeigneterweise in dem Bereich von 30 bis 4000 bbls (4,8 bis 636 m³) liegt. Wo das Öl, das für das Überspülen verwendet wird, Öl ist, das durch die zu behandelnde Bohrung gefördert wurde, kann das Überspülen in einer umgekehrten Weise durchgeführt werden, beispielsweise als ein Rücklauf, d. h. durch Herstellen des Rohöls, wenn es auf der Oberfläche aus der Förderbohrung austritt, was die Funktion des Überspülöls ausführt. Nach diesem Zeitraum kann die Ölförderung erneut beginnen. Wo die Förderchemikalie ein Ablagerungsinhibitor ist, wird die Ölfördergeschwindigkeit anfangs hoch sein; wie es der lösliche Calciumgehalt des erzeugten Wassers sein wird. Über die Zeit, beispielsweise 3 bis 12 Monate, wird sich die Fördergeschwindigkeit verringern und die löslichen Salzgehalten werden sich ebenso verringern, was mögliche Ablagerungsprobleme in der Gesteinsformation bedeutet, woraufhin die Förderung gestoppt werden kann und ein frischer aliquoter Anteil der Mikroemulsion in die Bohrung eingespritzt wird. Ähnliche Verfahren können verwendet werden, um die Asphalteninhibierung, Wachsinhibierung oder um Dispersions- und Wasserstoffsulfidfangen zu erreichen, während für die Korrosions- und Gashydratinhibierung die Mikroemulsion normalerweise kontinuierlich untertage eingespritzt wird. Zur Korrosionsinhibierung, Wachsinhibierung oder Dispersions- und Wasserstoffsulfidinhibierung kann die Mikroemulsion, wenn gewünscht, in die Bohrung ohne Überspülen eingespritzt werden.
Die Erfindung stellt ebenso die Verwendung der erfindungsgemäßen Mirkoemulsion bereit, um die Wirksamkeit der Öl- oder Gasfeldmikrochemikalie in einer Gesteinsformation zu erhöhen, insbesondere durch Erhöhen der Retention der Chemikalie durch den Stein. Die Wirksamkeit der Chemikalie kann im Fall von Ablagerungsinhibitoren verdoppelt werden, so daß weniger Chemikalie pro Jahr benötigt wird und die Ausfallzeit aufgrund der Anwendung der Chemikalie und des Einschließens verringert wird.
Die vorliegende Erfindung wird durch die folgenden Beispiele dargestellt.
Beispiel 1:
Eine Wasser-in-Öl-Mikroemulsion wurde hergestellt durch Mischen:
75,5 Gew.-% Decan;
15,1 Gew.-% Seewasser (enthaltend 10 Gew.-% Calnox ML 3263 Ablagerungsinhibitor, geliefert von Baker Petrolite);
7,52 Gew.-% Dioctylsulfosuccinatnatrium (AOT); und
1,88 Gew.-% Natriumdodecylsulfat.
Die resultierende Mikroemulsion war bei Raumtemperatur und bis zu einer Temperatur von 70°C stabil.
Beispiel 2
Eine Wasser-in-Öl-Mikroemulsion wurde hergestellt durch Mischen:
62,5 Gew.-% Decan;
25,0 Gew.-% Seewasser (enthaltend 10 Gew.-% Calnox ML 3263 Ablagerungsinhibitor, geliefert von Baker Petrolite);
8,75 Gew.-% Dehydol LS 3 (CH₃-(CH₂)₁₁-(O-CH₂-CH₂)_n-OH, wo n durchschnittlich 3 ist); und
3,75 Gew.-% Natriumdodecylsulfat.
Die resultierende Mikroemulsion war bei einer Temperatur zwischen 40 und 80°C stabil.
Das Verfahren der vorliegenden Erfindung wurde unter Verwendung der folgenden Verfahrensweise getestet:
Ein Edelstahlrohr (1,5 m lang, Innendurchmesser 9,5 mm) wurde mit einem Gemisch aus Sand und Quarzpulver, ≥ 250 Mesh, von Fluka (Verhältnis von 84 : 16, bezogen auf das Gewicht) trockengepackt. Der Sand war zerkleinerter Clashach-Sandstein, der eine kontrollierte Durchlässigkeit von etwa 240 Milli-Darcy bereitstellte. Das Stahlrohr wurde gewickelt, abgewogen und in einen Ofen gegeben. Das gepackte Rohr wurde anfangs mit Seewasser (eingestellt auf einen pH-Wert von 2 unter Verwendung von Salzsäure) bei der Geschwindigkeit von 60 ml/h gespült, bis der pH-Wert von dem Abwasser, das aus der Sandpackung austrat, ebenso 2 betrug. Die Packung wurde dann entfernt und gewogen, um das Flüssigporenvolumen der Packung zu bestimmen. Danach wurde die Sandpackung mit einem frischen aliquoten Teil des Magnus-Formationswassers gespült, das auf einen pH-Wert von 5,5 bei der Geschwindigkeit von 60 ml/Stunde eingestellt wurde, bis der pH Wert des austretenden Magnus-Formationswassers aus der Sandpackung ebenso 5,5 betrug. Der Ofen wurde dann angeschalten und auf eine Temperatur von 116°C erhöht. Ein eingeschränkter Überdruck von ungefähr 20 bar wurde auf das Rohr ausgeübt, um irgendwelche Flüssigkeiten innerhalb des Rohrs in einem flüssigen Zustand zu halten. Wenn die Packung 116°C erreichte, wurde die Packung mit Magnus-Rohöl bei 30 ml/Stunde gespült (insgesamt 100 ml Rohöl wurden unter Verwendung eines Ölinjektionsbehälters eingespritzt). Die Öl-gesättigte Packung wurde dann mit Magnus-Formationswasser gespült, das auf einen pH-Wert von 5,5 bei einer Geschwindigkeit von 30 ml/Stunde eingestellt war, bis kein Öl in dem Abwasser, das aus der Packung austrat, sichtbar war. Zu diesem Zeitpunkt wurde angenommen, daß die Sandpackung bei ihrer restlichen Ölkonzentration liegt.
Nach diesem Konditionieren der Sandpackung wurde die Behandlung beendet. 2 Porenvolumen einer Mikroemulsion wurden in die konditionierte Sandpackung bei der Geschwindigkeit von 30 ml/Stunde ohne irgendeine Einstellung des pHs gepumpt und diese wurde über Nacht eingeschlossen (für ungefähr 17 Stunden). Die Sandpackung wurde dann mit Magnus-Formationswasser bei einer Geschwindigkeit von 30 ml/Stunde gespült. 60 × 4 ml Probenfraktionen des Formationswassers, das durch den hinteren Druckregulator austritt, wurden unter Verwendung eines Gilson-Fraktionssammlers gesammelt, gefolgt von 60 × 6 ml Proben und 60 × 10 ml Proben. Diese wurden hinsichtlich des Ablagerungsinhibitors unter Verwendung der Verfahrensweise analysiert, die in „Development and Application of Accurate Detection and Assay Techniques for Oilfield Scale Inhibitors in Produced Water Samples" von G. M. Graham, K. S. Sorbie, L. S. Boak, K. Taylor und L. Blilie, Paper SPE 28997, präsentiert durch SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Texas, USA, 14–17 February 1995, beschrieben wurde.
Die Beziehung des Inhibitorniveaus des Abwassers zu dem Volumen des Formationswassers, das durch die Sandpackung strömt (ausgedrückt als Zahl an Porenvolumen der Lösung) ist ein Maß für die Menge an Inhibitor, die durch die Gesteinsformation anfangs aufgenommen wurde, und seiner Freisetzungsrate, d. h. ein Maß für die Entfernungsrate des Inhibitors aus der Gesteinsformation während der Produktion (d. h. seine Beständigkeit gegen das Auswaschen) und ist daher ein Maß für seine Wirksamkeit beim Inhibieren der Ablagerung. Zwei Ergebnisse dieser Experimente, eines mit der Mikroemulsion, beschrieben in Beispiel 1, und das andere mit einer Kontrolle, die den relevanten Inhibitor in einer Menge vom 6,6fachen der Mikroemulsion von Beispiel 1 enthält, werden nachstehend tabellarisch dargestellt (Tabelle 1).
Tabelle 1

Claims

Verfahren zur Einführung einer Öl- oder Gasfeldförderchemikalie in eine Gesteinsformation, umfassend Öl und/oder Gas, welches das Leiten einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion abwärts in eine Förderbohrung und dann in die Formation umfaßt, wobei diese Mikroemulsion (a) eine Ölphase, (b) eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens ein oberflächenaktives Mittel umfaßt, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis 1000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 50 bis 250 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Domäne von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 50 bis 250 nm verteilt ist.
Verfahren nach den Ansprüchen 1 oder 2, wobei die Mikroemulsion mindestens zwei oberflächenaktive Mittel umfaßt, wobei die ersten und zweiten oberflächenaktiven Mittel aus anionischen oberflächenaktiven Mitteln und nicht-ionischen oberflächenaktiven Mitteln ausgewählt sind.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei das erste oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfatkopfgruppe ist und das zweite oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfosuccinat-, Phosphat- oder Sulfonatkopfgruppe ist oder ein nicht-ionisches oberflächenaktives Mittel ist.
Verfahren zur Erhöhung der Wirksamkeit einer wasserlöslichen oder wasserdispergierbaren Öl- oder Gasfeldförderchemikalie durch Reduzieren der Anzahl von Zusammenpreß- und Einschließvorgängen, die benötigt werden, um die Förderrate einer Ölbohrung oder Gasbohrung zu erhöhen, wobei das Verfahren: A eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens ein oberflächenaktives Mittel umfaßt, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis l 000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist, in eine ölführende oder gasführende Gesteinsformationsmatrix; B) nach dem Einspritzen der Mikroemulsion gegebenenfalls Überspülen der öl- oder gasführenden Gesteinsformation mit einem Öl; und C) anschließend Einschließen der Bohrung für einen Zeitraum von 4 bis 30 Stunden, umfaßt.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem durchschnittlichen Durchmesser in dem Bereich von 50 bis 250 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 50 bis 250 nm verteilt ist.
Verfahren nach den Ansprüchen 5 oder 6, wobei die Mikroemulsion mindestens zwei oberflächenaktive Mittel umfaßt, wobei die ersten und zweiten oberflächenaktiven Mittel aus anionischen oberflächenaktiven Mitteln und nicht-ionischen oberflächenaktiven Mitteln ausgewählt sind.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das erste oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfatkopfgruppe ist und das zweite oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfosuccinat-, Phosphat- oder Sulfonatkopfgruppe ist oder ein nicht-ionisches oberflächenaktives Mittel ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 8, das einen Vorspülschritt umfaßt, wobei ein Öl in die ölführende Gesteinsformationsmatrix vor dem Einspritzen der Mikroemulsion eingeführt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 9, wobei das Öl, das für die Überspülung verwendet wird, aus Diesel, Biodiesel, Kerosin, Grundöl oder Öl, das durch die zu behandelnde Bohrung hergestellt wurde, ausgewählt ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 10, wobei die Menge an Öl, die zum Überspülen der Ölbohrung oder Gasbohrung verwendet wird, in dem Bereich von 30 bis 4000 bbls (4,8 bis 636 m³) liegt.
Wasser-in-Öl-Mikroemulsion, die (a) eine Ölphase, (b) eine wässerige Phase, umfassend eine wässerige Lösung einer wasserlöslichen Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie oder eine wässerige Dispersion einer wasserdispergierbaren Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie, und (c) mindestens zwei oberflächenaktive Mittel umfaßt, ausgewählt aus anionischen oberflächenaktiven Mitteln und nicht-ionischen oberflächenaktiven Mitteln, wobei die Ölfeld- oder Gasfeldförderchemikalie ein Inhibitor (i) der Korrosion, (ii) der Ablagerung, (iii) der Gashydratbildung, (iv) von Wachs oder (v) der Asphaltenabscheidung ist oder ein Wasserstoffsulfidfänger oder Wachsdispergiermittel ist, und wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem Durchmesser in dem Bereich von 1 bis 1000 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 1 bis 1000 nm verteilt ist.
Mikroemulsion nach Anspruch 12, wobei das erste oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfatkopfgruppe ist und das zweite oberflächenaktive Mittel ein anionisches oberflächenaktives Mittel mit einer Sulfosuccinat-, Phosphat- oder Sulfonatkopfgruppe ist oder ein nicht-ionisches oberflächenaktives Mittel ist.
Mikroemulsion nach den Ansprüchen 12 oder 13, wobei die wässerige Phase in der Ölphase in Form von Tröpfchen mit einem durchschnittlichen Durchmesser in dem Bereich von 50 bis 250 nm oder in Form von Mikrodomänen mit mindestens einer Dimension von Länge, Breite oder Dicke in dem Bereich von 50 bis 250 nm verteilt ist.
Mikroemulsion nach einem der Ansprüche 12 bis 14, wobei die wässerige Phase außerdem ein wassermischbares Lösungsmittel umfaßt, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Methanol, Ethanol, n-Propanol, iso-Propanol, n-Butanol, iso-Butanol, tert-Butanol, Butylmonoglykolether, Butyldiglykolether, Butyltriglykolether, Ethylenglykolmonobutylether und Ethylenglykol.
Mikroemulsion nach Anspruch 15, wobei die Menge des wassermischbaren Lösungsmittels, das in der wässerigen Phase vorliegt, in dem Bereich von 5 bis 30 Gew.-%, basierend auf dem Gesamtgewicht an Wasser und wassermischbaren Lösungsmittel in der wässerigen Phase, liegt.
Mikroemulsion nach einem der Ansprüche 12 bis 16, wobei die Volumenfraktion der wässerigen Phase in der Mikroemulsion in dem Bereich von 10 bis 40% liegt.
Mikroemulsion nach einem der Ansprüche 12 bis 17, wobei die Menge des oberflächenaktiven Mittels, das in der Mikroemulsion vorliegt, in dem Bereich von 1 bis 20 Gew.-%, basierend auf dem Gesamtgewicht der Mikroemulsion, liegt.
Mikroemulsion nach einem der Ansprüche 12 bis 18, wobei die Menge der Förderchemikalie in dem Bereich von 1 bis 25 Gew.-% der wässerigen Phase liegt.
Verwendung einer Mikroemulsion nach einem der Ansprüche 12 bis 19 zur Erhöhung der Wirksamkeit der Öl- oder Gasfeldförderchemikalie in einer Gesteinsformation.