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Im Erdölbergbau haben die Verminderung der Erdölförderung der Sonden sowie die mit primärer Lagerstättenenergie erreichbare kleine ölausbeute die Ausarbeitung sekundärer und tertiärer Ausbeutungsverfahren notwendig gemacht. Das Wesen dieser bekannten Verfahren besteht im allgemeinen darin, dass in die zur Produktion erbohrte Lagerstätte von der Produktionsstelle entfernt verschiedene Materialien eingepresst werden und dadurch die Strömung der Kohlenwasserstoffe in Richtung der Fördersonde beschleunigt wird. Zu ähnlichem Zwecke wurden schon Versuche mit der Entzündung der Kohlenwasserstoffe an einem entfernten Punkt der Lagerstätte durchgeführt, darüber hinaus wurde auch die Anlegung von die Kohlenwasserstoffe aus der Lagerstätte austreibenden Mikroorganismenstämmen versucht.
Die Anwendung solcher Verfahren wurde einerseits durch die Erschöpfung der in der primär gewinnbaren Tiefe (2000 bis 4000 m) befindlichen Vorräte, anderseits zur Erhöhung der Ausbeute der Sonden begründet. Mit Hilfe dieser Verfahren kann das Restöl der primär ausgebeuteten Lagerstätten versiecht werden, darüber hinaus können auch diejenigen mikroporösen Schichten ausgewonnen werden, aus welchen sonst die Kohlenwasserstoffe wegen der kleinen Strömungsgeschwindigkeiten wirtschaftlich nicht ausgewonnen werden können.
Der Nachteil der durch Einpressen von Wasser durchgeführten Austriebsverfahren besteht darin, dass die Kohlenwasserstoffe in Form von Einschlüssen zurückbleiben und das Wasser gegenüber dem Gestein keine grössere Affinität als die Kohlenwasserstoffe besitzt, so dass die Kohlenwasserstoffe aus den Mikroporen nicht erfolgreich ausgetrieben werden können. Ähnlich liegt der Fall beim Einpressen von Kohlenwasserstoffgasen, die noch dazu einen bedeutenden Wert als Energieträger besitzen, so dass deren Einpressung in die Lagerstätte einen bedeutenden Verlust darstellt.
Weitverbreitet sind Verfahren, die Chemikalien verwenden. Bei diesen Verfahren werden oberflächenaktive Materialien in die Lagerstätte eingepresst, deren Affinität dem Gestein gegenüber wesentlich höher ist als die der Kohlenwasserstoffe. Nach der Zufuhr der notwendigen Menge an Chemikalien wird der so zustandegekommene "Chemikalienpfropfen"in der Lagerstätte mittels Wasser vorwärts getrieben.
Schliesslich wurde auch schon Kohlendioxyd im in Wasser gelösten Zustand zur Erhöhung des Wirkungsgrades des Wassereinpressens, zur Verdampfung des öls sowie in Form von Kohlendioxydstopfen verwendet. Hiezu wurde im allgemeinen reines Kohlendioxyd verwendet, welches aus grösserer Entfernung angeliefert werden musste, wodurch die Kosten des Verfahrens bedeutend erhöht wurden.
In Ungarn kommt natürliches Kohlendioxyd im Gemisch mit mehr oder weniger Kohlenwasserstoffgasen in Lagerstätten vor. Wenn in solchem Naturgas der Anteil an Kohlenwasserstoffgas hoch ist, kann daraus das Kohlendioxyd nicht wirtschaftlich gewonnen werden, umgekehrt ist das Gas auch als Kohlenwasserstoffquelle nicht wirtschaftlich verwendbar. Hier sucht die Erfindung Abhilfe zu schaffen.
Es ist eine bekannte Eigenschaft des Kohlendioxyds, in Wasser sehr gut, aber in öl noch besser löslich zu sein. In praktischen und Laborversuchen wurde festgestellt, dass sich ein solches Gas mit 50 Vol.-% CO bei 700C und bei einem Druck von 100 at fünfmal und ein Gas mit einem CO2-Gehalt von 80% unter denselben Bedingungen zehnmal so gut in öl löst als in Wasser, was im öl gelösten Gasmengen von 90 bzw. 140 Nm3/m3 Öl entspricht.
Das im Öl gelöste Kohlendioxyd hat die folgenden Wirkungen : - es steigert das Volumen, was eine Steigerung der relativen Ölsättigung und daher eine bessere
Pumpenergiebigkeit bedeutet ; - es vermindert die Oberflächen- und Grenzflächenspannung und vergrössert auch dadurch die
Pumpenergiebigkeit ; - es verringert die Olviskosität und vergrössert damit seine Strömungsfähigkeit ; - es bewirkt die Auflösung von Kalk, sei es als Gestein, sei es als Bindemittel für den Quarz im
Kalksandstein und steigert damit die Permeabilität.
Ziel der Erfindung ist demnach ein neues Ausbeutungsverfahren für Erdöllagerstätten, welches je nach der Terminologie in der Praxis entsprechend der Lebensdauer der Lagerstätte am Beginn von dessen Produktion oder zu einem späteren Zeitpunkt angewendet werden kann, so dass es als ein sekundäres oder auch als tertiäres Förderverfahren angesprochen werden kann.
Das Wesen der Erfindung besteht darin, dass a) in die Lagerstätte ein Gemisch von Erdgas mit einem Gehalt von mindestens 65 Viol.-%
Kohlendioxyd eingepresst wird, wobei das Volumen des eingepressten Gasgemisches das Mehrfache des Lagerstättenvolumens des geförderten Erdöls, Gases und Wassers beträgt, und im Laufe des
Gaseinpressens der Druck am Sondenkopf auf das 1, 3 bis 1, 5-fache des zu erreichenden
Lagerstättendruckes eingestellt wird und der Lagerstättendruck durch das Einpressen derart erhöht wird, dass sich das Verhältnis von Erdgas zu Kohlendioxyd auf mindestens 1 : 1 einstellt, welches einem Druck bis zu 100 at entspricht ;
b) sodann die mit Kohlendioxyd gesättigten Lagerstättenflüssigkeiten-wie Erdöl und Wasser-durch
Einpressen von Wasser verdrängt werden und das Wassereinpressen so lange fortgesetzt wird, bis ein
Wasser/Öl-Verhältnis-Wert von 40 nach dem Durchbruch in die Fördersonde erreicht wird ;
c) in den Fördersonden der durch Gaseinpressen erhöhte Lagerstättendruck durch Regulierung der
Förderrate auf einem nahezu konstanten Wert, vorzugsweise über 100 at, gehalten wird, so dass das
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eingepresste und entnommene Lagerstättenvolumen ungefähr gleich ist, wobei der Druck in den Lagerstätten nur derart vermindert wird, dass aus den Lagerstättenflüssigkeiten kein freies Gas entweicht, wobei das Schliessen von Fördersonden das erste Mal durchgeführt wird, wenn das
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d) sodann jene Fördersonden geschlossen werden, deren Gas-öl-Verhältnis das 3- bis 4fache des gelösten Gasgehaltes erreicht, und diese Fördersonden so lange geschlossen bleiben, bis das Gas-öl-Verhältnis auf das 1,
5- bis 2fache der erwähnten gelösten Gasmenge gefallen ist (was durch eine Versuchsförderung-l bis 2 Tage-festgestellt wird).
Durch das maximale Einpressen eines 65 Vol.-% und mehr Kohlendioxyd enthaltenden Naturgases in den ölkörper der Lagerstätte wird der gesamte Raum der Lagerstätte mit Kohlendioxyd bei Lagerstättentemperatur gesättigt und der Lagerstättendruck auf mindestens 100 at gebracht. Dabei soll das Volumen der Gase in der Lagerstätte zusammen mit dem Volumen der mit dem kohlensäurehaltigen Gas eingepressten Kohlenwasserstoffgase höchstens gleich dem Volumen des eingepressten Kohlendioxyds-auf Atmosphärendruck bezogen-sein ; als Ergebnis dieser Hochdruckgaseinpressung entsteht eine Lösungsmittelfront. Danach werden die gesättigten Lagerstättenflüssigkeiten durch Wasser verdrängt.
Diese Verdrängung der mit Kohlendioxyd gesättigten Lagerstättenflüssigkeiten erfolgt bei erhöhtem Druck, d. h. dieser sollte nicht mehr als bis zu einem Wert fallen, bei dem das Gassättigungsgleichgewicht unterschritten wird.
Im Falle von gemischtem Gas ist die untere Druckgrenze bei einem bestimmten Kohlendioxydgehalt des gemischten Gases durch die Kohlenwasserstoffgas-Reserve-gelöst und frei-der Lagerstätte gegeben. In der
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- Bo - undeinpresst ; 100% CO benötigen bloss etwa 80 at (5). In den Lagerstätten enthalten Rohöle immer in einem kleineren oder grösseren Ausmass Gas in Lösung, die leichten öle enthalten auch im erschöpften Zustand der Lagerstätte etwas gelöste und freie Gase, so dass auch beim Einpressen von reinem Kohlendioxyd in der Lagerstätte ein Gasgemisch aus Kohlenwasserstoffen und Kohlendioxyd vorhanden sein wird.
Man wird demnach dann, wenn in der Lagerstätte eine geringe Menge an Kohlenwasserstoffgasen vorhanden ist, mit einem
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COMit einem Mischgas mit 80 bis 85 Vol.-% C02 erhält man, wenn in der Lagerstätte noch Kohlenwasserstoffgase vorhanden sind, ein Komponentenverhältnis von 60 bis 65 Vol.-% CO wobei gemäss der Erfindung ein Druck von 100 bis 120 at (87) die partielle Mischfähigkeit gewährleistet.
Diese Vorgänge finden während des Einpressens von Gas in der Nähe der Einpressbohrung und auch zwischen der Einpress- und der Förderbohrung statt.
Die Einpressung von 50000 bis 100000 m3 Mischgas täglich bewirkt in unmittelbarer Nähe der Einpressbohrung auf eine Entfernung von 15 bis 20 m in einer 8 bis 10 m mächtigen Schicht eine sehr hohe Gasfliessgeschwindigkeit, durch welche das dort früher lagernde Gas vollständig mitgenommen wird, sodann das öl und das fliessfähige Wasser. Das öl wird bei seiner Verdrängung zuerst seine leichteren Komponenten abgeben und danach die immer schwereren. So wird unter dem Einfluss der hohen Fliessgeschwindigkeit und des Kohlendioxyds das öl von der unmittelbaren Nähe der Bohrung entfernt und nur das Randwasser bleibt zurück.
Gemäss der Erfindung muss der Einpressvorgang des Mischgases so lange fortgesetzt werden, bis das Verhältnis Cor : CH mindestens 1 : 1 beträgt. In einer erschöpften Lagerstätte wird durch das Einpressen von Mischgas mit einem CO-Gehalt von 80 Vol.-% ein 100 bis 120 at betragender Lagerstättendruck erzielt.
Während der Einpressung kann es vorkommen, dass das eingepresste Gas zur Förderbohrung durchbricht. Wird so ein Fall festgestellt, d. h. falls beim Beginn des Einpressens das Gas-Öl-Verhältnis 1, 5 bis 2mal so gross gemessen wird und gleichzeitig der C02-Gehalt im geförderten Gas auf 50% ansteigt, müssen diese Bohrlöcher geschlossen werden, bis das Gas-Öl-Verhältnis auf einen bestimmten Wert gesunken ist, d. h. auf das 1, 5 bis 2fache des bei dem gegebenen Druck gelösten Gases. Die Bohrung kann dann wieder in Betrieb genommen werden, u. zw. unabhängig davon, ob der Gaseinpressvorgang fortgesetzt wird oder nicht.
Wenn jedoch das Gas-Öl-Verhältnis neuerlich ansteigt und den 3- bis 4fachen Wert der gegebenen Gaslösung erreicht, muss die Bohrung neuerlich geschlossen werden, wonach weiter wie oben verfahren wird. Wenn der Lagerstättendruck mindestens 120 bis 130 at erreicht hat, wird die Gaseinpressung gestoppt und der Wassereinpressvorgang begonnen.
Aus dem vorstehend Gesagten folgt, dass-wenn man nach einer 4- bis 6wöchigen Pause wieder zu fördern beginnt-der Lagerstättendruck kleiner und das spezifische Gewicht des geförderten Öles grösser wird als zur Schliesszeit. Das spezifische Gewicht des Öls weist im Laufe der Förderzeit eine fallende Tendenz auf, während das Verhältnis der leichteren Komponenten, die bei der atmosphärischen Destillation bis 250 C anfallen-innerhalb der Messbereichsfehler-konstant bleibt bzw. über eine längere Förderzeit - 18 bis 36 Monate-leicht steigt.
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Nach dem Gaseinpressvorgang muss das Ausmass des Wassereinpressvorganges sowie der Förderung so gewählt werden, dass, trotz des erwähnten Druckabfalls, ein Lagerstättendruck von über 100 at erhalten bleibt. In der Erfindung spielt zwar Wasser die Rolle des Austreibungsmittels, jedoch-das muss besonders erwähnt werden-ist der Verdrängungsvorgang mit Wasser ein neuer. Unterscheidend von der bekannten Art der Wassereinpressung und im Gegensatz zur Verdrängung mit karbonisiertem Wasser (dem Kohlendioxyd-Wässer-Stopfen) ist das eingepresste Wasser von der Einpressbohrung zur Förderbohrung innerhalb der Lagerstätte selbst in ständigem Kontakt mit einem kohlendioxydreichen Gas, das Randwasser und das eventuelle freibeweglich Wasser mit Kohlendioxyd gesättigt, ebenso das Restöl, aus welchem sich das Kohlendioxyd im eingepressten Wasser auflöst.
Daraus resultiert, dass es ohne spezielle oder zusätzliche Massnahmen mit Kohlendioxyd gesättigt wird und auch nach einem Durchbruch bis zum Ende der Förderung bzw. des Verfahrens so bleibt.
Die automatische Sättigung des Wassers mit Kohlendioxyd, welches die Lagerstättenflüssigkeiten verdrängt, findet auch dort statt, wenn es aus der das Öllager umgebenden Wassermasse stammt, oder auch aus der teilweise oder unbegrenzt einfliessenden Wassermasse. Im letzteren Fall ist es alsdann nur notwendig, das Mischgas einzupressen und die Förderung unbedingt zu überwachen.
Ein weiterer Vorteil der Erfindung liegt darin, dass beim Einpressen des Gasgemisches das eingepresste
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aber da sie in den nächsten Querschnitten am intensivsten ist-nämlich dort, wo die Fliessgeschwindigkeit am grössten ist-kann sie die absolute Permeabilität der Lagerstätte 1, 5 bis 2mal vergrössern ; dadurch wird die
Produktion jeder einzelnen Förderbohrung schon kurze Zeit nach dem Einpressbeginn des gemischten Gases bzw. nachdem das Kohlendioxyd in der Förderbohrung zum Vorschein kommt, wesentlich vergrössert. Dieser Vorteil wirkt sich sehr günstig auf die Fördermengenerhöhung, auf die Gewinnungszeitverkürzung und damit auf die
Wirtschaftlichkeit aus.
Zur Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens erfordern die Bohrungen keine besondere
Ausgestaltung. Korrosionsschutz der Bohrungen kann erfolgreich nach den bekannten und allgemein verwendeten
Methoden durchgeführt werden, die sicherste und wirtschaftlichste Methode ist die Olspülung der
Einpressbohrung mit dem Öl aus der Lagerstätte selbst, die in der Praxis einen langen und guten Schutz gegen das feuchte Kohlendioxyd und auch gegen Schwefelwasserstoff gewährt.
Bei Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens können die berechneten Reserven einer Lagerstätte mit besserem Wirkungsgrad gefördert werden, da störende Erscheinungen, wie Quellung der Tone, Ausscheidungen von Asphalt, nicht vorkommen.
Das erfindungsgemässe Verfahren wurde praktisch im Budafa-Feld an einer seiner kleineren Lagerstätten erprobt, dort ist ein Erdgas in grossen Mengen vorhanden, das aus 82 Vol-% COz, 0, 4 Vol. -% HzS, 14 Vol. -%
CH4, Rest Stickstoff und schwerere Kohlenwasserstoffe besteht.
Die für den Versuch ausgewählte Lagerstätte liegt in einer Tiefe von 1000 bis 1100 m, sie kommt in einem Teil ihrer Abschnitte mit Wasser in Berührung, das es mit ausgekeilten Teilen begrenzt. Die Lagerstätte hat eine Porosität von 21, 5%, eine Permeabilität von 25 bis 30 md, eine durchschnittliche Mächtigkeit von 8 m und sie besteht aus Quarzsandstein mit 26% Kalkstein als Bindemittel und es lagert gesättigtes klares Leichtöl.
Nach der Primärförderung wurde eine Kohlenwasserstoffeinpressung und nach dieser eine Wassereinpressung durchgeführt. Die Einpressung von Kohlenwasserstoffen hat den Ausbeutungsfaktor um 8, 8% und die Wassereinpressung um 3, 8% gesteigert.
Während des Versuches wurde das erwähnte Gasgemisch durch eine alte Gaseinpressbohrung, eine ausgewaschene Förderbohrung und eine alte Wassereinpressbohrung in die Lagerstätte eingepresst. Diese Gaseinpressung wurde fortgesetzt, bis ein Lagerstättendruck von 100 bis 120 at gemessen wurde. Danach wurde die Gaseinpressung gestoppt und nachdem die Bohrungen auf Wassereinpressung umgerüstet waren, begann sofort die Wassereinpressung, die bis zur Beendigung des Versuches fortgesetzt wurde. Während des ersten Monates des Versuches wurden 50000 bis 100000 Nm3 gemischtes Gas pro Tag in jede einzelne Bohrung eingepresst. Diese Menge wurde allmählich herabgesetzt, nachdem rund um die Einpressbohrung ein Rückdruck festgestellt werden konnte, der einem Lagerstättendruck von 80 bis 90 at entsprach.
Der Grund dafür lag darin, dass das eingepresste Gas mit grosser Geschwindigkeit einen Pfropfen aus den Flüssigkeiten-Öl und Wasser-geformt hatte, u. zw. in unmittelbarer Nähe der Bohrung ; durch dessen schnelle Ausbreitung und seinen Durchbruch entstand ein Widerstand, der sich wie ein Lagerstättendruck von 80 bis 90 at auswirkte. Durch den raschen Durchbruch des Gases zu den Förderbohrungen in den Gasfingern und bei einem Abstand der Bohrungen von 150 bis 250 m erhöhte sich der tatsächliche Lagerstättendruck erst nach 3 bis 6 Wochen auf 80 bis 90 at. Bohrlöcher, an denen ein Gasdurchbruch auftrat, wurden geschlossen, so dass das Gas auch zu andern Lagerstättenteilen fliessen konnte. Am Ende der Gaseinpressung betrug die tägliche Menge 30000 bis 40000 Nm3.
Als Folge der erwähnten Gaseinpressung trat auch im Abstand von 20 bis 40 m in der Lagerstättenmächtigkeit von 6 bis 10 m eine sehr hohe Gasfliessgeschwindigkeit auf. Bei dieser Fliessgeschwindigkeit des Gases mit 65% CO2 verdampft das Öl. Die leichteren ölkomponenten treffen auf die von der Bohrung zurückweichenden Gase und kondensieren wieder zu öl.
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Während des praktischen Versuchs und bei einem Druck von 100 bis 120 at erreichte der CO-Gehalt in den betroffenen Teilen 65 Vol.-%, so dass in 1 m3 Tanköl ein Anteil von 112 bis 138 Nm3 gelösten Gases enthalten war, aus welchem sich der Anteil an CO2 von 68, 8 bis 89, 7 Nm3 ergibt. Der Volumensfaktor des öls - Bo - erreichte den Wert von 1, 325 bis 1, 395.
Das Ergebnis des Versuches stellt sich zusammengefasst wie folgt dar :
Nach dem Einpressen des Gases stieg innerhalb von 3 bis 6 Wochen die tägliche Ölproduktion rasant an der Wassergehalt ging ebenso stark zurück, der CO-Gehalt im geförderten Gas stieg dabei auf über 65 Vol.-%, ein starker Anstieg des Gas/öl-Verhältnisses zeigte einen Durchbruch des Gases an, worauf die Förderbohrung
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unter 100 at sank, nach Einstellung der Förderung stieg er aber wieder auf über 120 at an, so dass die Förderung fortgesetzt werden konnte. Insgesamt konnte eine Ausbeutesteigerung von 23% erreicht werden, das bedeutet eine 50 bis 300% ige Steigerung der Ausbeute gegenüber den herkömmlichen Wasserflutungsoperationen.
PATENTANSPRÜCHE :
1. Verfahren zur sekundären Ausbeutung von Erdöllagerstätten durch Einpressen eines Gasgemisches, enthaltend Erdgas und Cl-2, in die Erdöllagerstätten, wobei eine oder mehrere bereits abgeteufte oder noch abzuteufende Bohrungen als Einpress- und Fördersonden verwendet werden, d a d u r c h g e k e n n - zeichnet, dass a) in die Lagerstätte ein Gemisch von Erdgas mit einem Gehalt von mindestens 65 Vol.-%
Kohlendioxyd eingepresst wird, wobei das Volumen des eingepressten Gasgemisches das Mehrfache des Lagerstättenvolumens des geförderten Erdöls, Gases und Wassers beträgt, und im Laufe des
Gaseinpressens der Druck am Sondenkopf auf das 1, 3 bis 1,
5fache des zu erreichenden
Lagerstättendruckes eingestellt wird und der Lagerstättendruck durch das Einpressen derart erhöht wird, dass sich das Verhältnis von Erdgas zu Kohlendioxyd auf mindestens 1 : 1 einstellt, welches einem Druck bis zu 100 at entspricht ; b) sodann die mit Kohlendioxyd gesättigten Lagerstättenflüssigkeiten-wie Erdöl und Wasser-durch
Einpressen von Wasser verdrängt werden und das Wassereinpressen so lange fortgesetzt wird, bis ein
Wasser/Öl-Verhältnis-Wert von 40 nach dem Durchbruch in die Fördersonde erreicht wird ;
c) in den Fördersonden der durch Gaseinpressen erhöhte Lagerstättendruck durch Regulierung der
Förderrate auf einem nahezu konstanten Wert, vorzugsweise über 100 at, gehalten wird, so dass das eingepresste und entnommene Lagerstättenvolumen ungefähr gleich ist, wobei der Druck in den
Lagerstätten nur derart vermindert wird, dass aus den Lagerstättenflüssigkeiten kein freies Gas entweicht, wobei das Schliessen von Fördersonden das erste Mal durchgeführt wird, wenn das Gas-Öl-Verhältnis um 30% höher ist als der Anfangswert beim Einpressen und der
Kohlendioxydgehalt des geförderten Gases 30-50 Vol.-% erreicht ;
d) sodann jene Fördersonden geschlossen werden, deren Gas-Öl-Verhältnis das 3- bis 4fache des gelösten Gasgehaltes erreicht, und diese Fördersonden so lange geschlossen bleiben, bis das Gas-Öl-Verhältnis auf das 1, 5- bis 2fache der erwähnten gelösten Gasmenge gefallen ist (was durch eine Versuchsförderung-l bis 2 Tage-festgestellt wird).
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In crude oil mining, the reduction in crude oil production from the wells and the small oil yield that can be achieved with primary reservoir energy have made it necessary to develop secondary and tertiary exploitation methods. The essence of these known methods is generally that various materials are injected into the deposit drilled for production at a distance from the production site, thereby accelerating the flow of hydrocarbons in the direction of the production probe. For a similar purpose, attempts have already been made to ignite the hydrocarbons at a distant point in the deposit, and attempts have also been made to create strains of microorganisms that expel the hydrocarbons from the deposit.
The use of such methods was justified on the one hand by the exhaustion of the reserves located in the primary minable depth (2000 to 4000 m), on the other hand to increase the yield of the probes. With the help of this process, the residual oil of the primarily exploited deposits can be burned up; in addition, those microporous layers can be extracted from which the hydrocarbons cannot otherwise be extracted economically due to the low flow rates.
The disadvantage of the expulsion processes carried out by injecting water is that the hydrocarbons remain in the form of inclusions and the water has no greater affinity for the rock than the hydrocarbons, so that the hydrocarbons cannot be expelled successfully from the micropores. The case is similar when injecting hydrocarbon gases, which also have a significant value as energy carriers, so that their injection into the deposit represents a significant loss.
Processes using chemicals are widespread. In these processes, surface-active materials are injected into the deposit, whose affinity for the rock is significantly higher than that of the hydrocarbons. After the necessary amount of chemicals has been supplied, the "chemical plug" thus created is driven forward in the deposit by means of water.
Finally, carbon dioxide has already been used in the dissolved state in water to increase the efficiency of the water injection, to evaporate the oil and in the form of carbon dioxide plugs. For this purpose, pure carbon dioxide was generally used, which had to be delivered from a great distance, which significantly increased the costs of the process.
In Hungary there is natural carbon dioxide mixed with more or less hydrocarbon gases in storage facilities. If the proportion of hydrocarbon gas in such a natural gas is high, the carbon dioxide cannot be obtained from it economically, and conversely, the gas cannot be used economically as a hydrocarbon source. The invention seeks to remedy this.
It is a well-known property of carbon dioxide to be very soluble in water, but even more soluble in oil. In practical and laboratory tests it was found that such a gas with 50% by volume of CO at 700C and at a pressure of 100 at dissolves five times and a gas with a CO2 content of 80% dissolves ten times as well in oil under the same conditions as in water, which corresponds to gas quantities dissolved in the oil of 90 or 140 Nm3 / m3 oil.
The carbon dioxide dissolved in the oil has the following effects: - It increases the volume, which increases the relative oil saturation and therefore a better one
Pump yield means; - It reduces the surface and interfacial tension and thereby also increases the
Pump yield; - It reduces the oil viscosity and thus increases its flow capacity; - it causes the dissolution of lime, be it as rock or as a binding agent for the quartz in the
Sand-lime brick and thus increases the permeability.
The aim of the invention is therefore a new exploitation method for oil deposits, which, depending on the terminology, can be applied in practice according to the life of the deposit at the beginning of its production or at a later point in time, so that it can be addressed as a secondary or also as a tertiary extraction method can be.
The essence of the invention is that a) a mixture of natural gas with a content of at least 65 viol .-% in the deposit
Carbon dioxide is injected, the volume of the injected gas mixture being a multiple of the deposit volume of the oil, gas and water being extracted, and in the course of the
Injecting the gas the pressure at the probe head to 1.3 to 1.5 times that to be achieved
Reservoir pressure is set and the reservoir pressure is increased by the injection in such a way that the ratio of natural gas to carbon dioxide adjusts to at least 1: 1, which corresponds to a pressure of up to 100 at;
b) then the storage fluids saturated with carbon dioxide - such as petroleum and water - through
Injection of water are displaced and the water injection is continued until a
Water / oil ratio value of 40 is reached after breakthrough in the production probe;
c) the reservoir pressure, which is increased by the injection of gas, in the production probes by regulating the
The delivery rate is kept at an almost constant value, preferably above 100 at, so that the
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injected and withdrawn reservoir volume is approximately the same, the pressure in the reservoirs is only reduced in such a way that no free gas escapes from the reservoir fluids, the closure of production probes being carried out for the first time when the
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d) then those pumping probes are closed whose gas-oil ratio reaches 3 to 4 times the dissolved gas content, and these pumping probes remain closed until the gas-oil ratio drops to 1,
5 to 2 times the amount of dissolved gas mentioned has fallen (which is determined by an experimental delivery - 1 to 2 days).
As a result of the maximum injection of a natural gas containing 65% by volume and more of carbon dioxide into the oil body of the deposit, the entire space of the deposit is saturated with carbon dioxide at deposit temperature and the deposit pressure is brought to at least 100 atm. The volume of the gases in the deposit, together with the volume of the hydrocarbon gases injected with the carbonated gas, should be at most equal to the volume of the injected carbon dioxide, based on atmospheric pressure; As a result of this high pressure gas injection, a solvent front is created. Then the saturated reservoir fluids are displaced by water.
This displacement of the reservoir fluids saturated with carbon dioxide takes place at increased pressure, i. H. this should not fall more than to a value at which the gas saturation equilibrium is not reached.
In the case of mixed gas, the lower pressure limit at a certain carbon dioxide content of the mixed gas is given by the hydrocarbon gas reserve - dissolved and free - of the deposit. In the
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- Bo - undeinpresst; 100% CO only needs about 80 at (5). In the deposits, crude oils always contain a smaller or larger amount of gas in solution, the light oils contain some dissolved and free gases even when the deposit is exhausted, so that a gas mixture of hydrocarbons and carbon dioxide is also present in the deposit when pure carbon dioxide is injected will be.
Accordingly, if there is a small amount of hydrocarbon gases in the reservoir, with a
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With a mixed gas with 80 to 85% by volume of CO 2, if hydrocarbon gases are still present in the deposit, a component ratio of 60 to 65% by volume of CO is obtained, with a pressure of 100 to 120 at (87) according to the invention partial mixability guaranteed.
These processes take place during the injection of gas in the vicinity of the injection bore and also between the injection bore and the production bore.
The injection of 50,000 to 100,000 m3 of mixed gas per day in the immediate vicinity of the injection bore at a distance of 15 to 20 m in an 8 to 10 m thick layer causes a very high gas flow rate, through which the gas previously stored there is completely taken along, followed by the oil and the flowable water. When it is displaced, the oil will first release its lighter components and then the heavier and heavier ones. Under the influence of the high flow velocity and the carbon dioxide, the oil is removed from the immediate vicinity of the borehole and only the edge water remains.
According to the invention, the process of injecting the mixed gas must be continued until the Cor: CH ratio is at least 1: 1. In an exhausted reservoir, a reservoir pressure of 100 to 120 atm is achieved by injecting mixed gas with a CO content of 80% by volume.
During the injection it can happen that the injected gas breaks through to the production well. If such a case is found, i. H. If at the beginning of the injection the gas / oil ratio is measured 1.5 to 2 times as large and at the same time the C02 content in the extracted gas increases to 50%, these boreholes must be closed until the gas / oil ratio has reached a certain level Value has decreased, d. H. to 1.5 to 2 times the dissolved gas at the given pressure. The well can then be put back into operation, u. zw. Regardless of whether the gas injection process is continued or not.
If, however, the gas-oil ratio rises again and reaches 3 to 4 times the value of the given gas solution, the well must be closed again, after which the procedure above is continued. When the reservoir pressure has reached at least 120 to 130 atm, the gas injection is stopped and the water injection process begins.
From what has been said above, it follows that - if you start to produce again after a 4 to 6 week break - the reservoir pressure is lower and the specific gravity of the oil produced is greater than when it was closed. The specific gravity of the oil shows a decreasing tendency over the course of the delivery time, while the ratio of the lighter components that occur in atmospheric distillation up to 250 C - within the measuring range error - remains constant or over a longer delivery time - 18 to 36 months - increases slightly.
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After the gas injection process, the extent of the water injection process and the delivery must be selected in such a way that, despite the aforementioned pressure drop, a reservoir pressure of over 100 atm is maintained. In the invention, although water plays the role of the expelling agent, it must be mentioned that the displacement process with water is a new one. Different from the known type of water injection and in contrast to the displacement with carbonized water (the carbon dioxide water plug), the water injected from the injection bore to the production bore within the deposit itself is in constant contact with a carbon dioxide-rich gas, the edge water and any free movement Water is saturated with carbon dioxide, as is the residual oil from which the carbon dioxide dissolves in the pressed-in water.
As a result, it becomes saturated with carbon dioxide without any special or additional measures and remains that way even after a breakthrough until the end of the production or the process.
The automatic saturation of the water with carbon dioxide, which displaces the reservoir fluids, also takes place there if it comes from the water mass surrounding the oil store, or from the partial or unlimited inflowing water mass. In the latter case, it is then only necessary to inject the mixed gas and absolutely monitor the delivery.
Another advantage of the invention is that when the gas mixture is injected, the injected
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but since it is most intense in the next cross-sections - namely where the flow velocity is greatest - it can increase the absolute permeability of the deposit 1.5 to 2 times; thereby the
Production of each individual production well is significantly increased a short time after the start of the injection of the mixed gas or after the carbon dioxide appears in the production well. This advantage has a very beneficial effect on the increase in delivery rate, on the reduction in recovery time and thus on the
Profitability.
To use the method according to the invention, the bores do not require any special ones
Design. Corrosion protection of the bores can be successful according to the known and commonly used
Methods are carried out, the safest and most economical method is the oil flushing
Injection bore with the oil from the deposit itself, which in practice provides long and good protection against moist carbon dioxide and also against hydrogen sulfide.
When the method according to the invention is used, the calculated reserves of a deposit can be promoted with better efficiency, since disruptive phenomena such as swelling of the clays, precipitations from asphalt, do not occur.
The method according to the invention was practically tested in the Budafa field at one of its smaller deposits, where a natural gas is available in large quantities, which consists of 82% by volume of CO2, 0.4% by volume, HzS, 14% by volume.
CH4, the remainder nitrogen and heavier hydrocarbons.
The deposit selected for the experiment lies at a depth of 1000 to 1100 m; some of its sections come into contact with water, which is bounded by wedged parts. The deposit has a porosity of 21.5%, a permeability of 25 to 30 md, an average thickness of 8 m and it consists of quartz sandstone with 26% limestone as a binder and it stores saturated clear light oil.
After the primary pumping, a hydrocarbon injection was carried out, followed by a water injection. The injection of hydrocarbons has increased the exploitation factor by 8.8% and the water injection by 3.8%.
During the experiment, the gas mixture mentioned was injected into the deposit through an old gas injection well, a washed-out production well and an old water injection well. This gas injection was continued until a reservoir pressure of 100 to 120 atm was measured. Then the gas injection was stopped and after the bores had been converted to water injection, the water injection began immediately, which was continued until the end of the test. During the first month of the test, 50,000 to 100,000 Nm3 of mixed gas were injected into each individual borehole per day. This amount was gradually reduced after a back pressure could be determined around the injection bore which corresponded to a reservoir pressure of 80 to 90 atm.
The reason for this was that the injected gas had formed a plug from the liquids - oil and water - at great speed, and the like. between in the immediate vicinity of the borehole; Its rapid expansion and breakthrough created a resistance that worked like a reservoir pressure of 80 to 90 atm. Due to the rapid breakthrough of the gas to the production wells in the gas fingers and with a distance between the wells of 150 to 250 m, the actual reservoir pressure only increased to 80 to 90 atmospheres after 3 to 6 weeks.Bore holes where a gas breakthrough occurred were closed so that the gas could flow to other parts of the reservoir. At the end of the gas injection, the daily amount was 30,000 to 40,000 Nm3.
As a result of the gas injection mentioned, a very high gas flow velocity also occurred at a distance of 20 to 40 m in the reservoir thickness of 6 to 10 m. At this flow rate of the gas with 65% CO2, the oil evaporates. The lighter oil components meet the gases receding from the bore and condense back to oil.
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During the practical test and at a pressure of 100 to 120 at, the CO content in the affected parts reached 65% by volume, so that 1 m3 of tank oil contained 112 to 138 Nm3 of dissolved gas, from which the Share of CO2 from 68.8 to 89.7 Nm3 results. The volume factor of the oil - Bo - reached the value from 1. 325 to 1. 395.
The result of the experiment is summarized as follows:
After the gas had been injected, daily oil production rose rapidly within 3 to 6 weeks, the water content fell just as sharply, the CO content in the extracted gas rose to over 65% by volume, a sharp increase in the gas / oil ratio indicated a breakthrough of the gas, whereupon the production well
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sank below 100 at, but after the production was discontinued it rose again to over 120 at, so that the production could be continued. Overall, an increase in yield of 23% could be achieved, which means a 50 to 300% increase in the yield compared to conventional water flooding operations.
PATENT CLAIMS:
1. A method for the secondary exploitation of oil deposits by injecting a gas mixture containing natural gas and Cl-2 into the oil deposits, whereby one or more wells that have already been sunk or are still to be sunk are used as injection and production probes, characterized in that a) in the deposit is a mixture of natural gas with a content of at least 65% by volume
Carbon dioxide is injected, the volume of the injected gas mixture being a multiple of the deposit volume of the oil, gas and water being extracted, and in the course of the
Gas injection the pressure at the probe head on the 1, 3 to 1,
5 times the achievable
Reservoir pressure is set and the reservoir pressure is increased by the injection in such a way that the ratio of natural gas to carbon dioxide adjusts to at least 1: 1, which corresponds to a pressure of up to 100 at; b) then the storage fluids saturated with carbon dioxide - such as petroleum and water - through
Injection of water are displaced and the water injection is continued until a
Water / oil ratio value of 40 is reached after breakthrough in the production probe;
c) the reservoir pressure, which is increased by the injection of gas, in the production probes by regulating the
Production rate is kept at a nearly constant value, preferably above 100 at, so that the injected and withdrawn reservoir volume is approximately the same, the pressure in the
Reservoirs is only reduced in such a way that no free gas escapes from the reservoir fluids, the closure of production probes being carried out for the first time when the gas-oil ratio is 30% higher than the initial value during injection and the
Carbon dioxide content of the pumped gas reaches 30-50% by volume;
d) then those pumping probes are closed whose gas-oil ratio reaches 3 to 4 times the dissolved gas content, and these pumping probes remain closed until the gas-oil ratio is 1.5 to 2 times the dissolved gas content mentioned The amount of gas has fallen (which is determined by a trial delivery - 1 to 2 days).
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