DE3046547A1

DE3046547A1 - Verfahren zur behandlung einer viskose kohlenwasserstoffe enthaltenden formation

Info

Publication number: DE3046547A1
Application number: DE19803046547
Authority: DE
Inventors: Norman E. Alberta Stewart
Original assignee: Exxon Production Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 1979-12-14
Filing date: 1980-12-10
Publication date: 1981-08-27
Also published as: GB2065196B; US4262745A; CA1152889A; GB2065196A

Description

-Jer- ;

Beschreibung

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Behandlung einer viskose Wasserstoffe enthaltenden unterirdischen Formation. Dabei werden im besonderen gemäß der Erfindung viskose Kohlenwasserstoffe, wie Bitumen, aus einem unterirdischen Reservoir gefördert, indem man Dampf über eine Bohrung in das Reservoir injiziert, um die Viskosität der Kohlenwasserstoffe herabzusetzen und dadurch die Förderung positiv zu beeinflussen.

In vielen Bereichen der Erde sind große Vorkommen von viskosem Erdöl, wie beispielsweise im Athabasca-Gebiet und im Cold Lake-Gebiet in Alberta, dem Jobo-Bereich in Venezuela und den Edna und Sisquoc-Bereichen in Kalifornien, V. St. A. Diese Vorkommen werden oft als "Teersand¹¹ oder "Schweröl"-Vorkommen bezeichnet infolge der hohen Viskosität der Kohlenwasserstoffe, die sie enthalten. Obwohl einige Besonderheiten zwischen Teersänden (Viskosität zwischen etwa 10 000 und 100 000 cp bei Reservoirtemperatur) und Schweröl (Viskosität zwischen etwa 1 000 und 10 000 cp bei Reservoirtemperatur) bestehen, werden diese Begriffe hier austauschbar verwendet. Diese Teersände können sich über viele KiΙοτ meter hinweg erstrecken und treten in veränderlicher Dicke auf von bis zu mehr als 100 m. Obwohl diese Vorkommen in der Nähe der Erdoberfläche liegen können, befinden sie sich im allgemeinen jedoch unter einer Abraumschicht, die mehrere tausend Meter Dicke besitzen kann. Teersände, die sich in diesen Tiefen befinden, bilden der Welt größte gegenwärtig

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bekannte Erdölvorräte. Die Teersände enthalten ein viskoses Kohlenwasserstoffmaterial, das im allgemeinen als Bitumen bezeichnet wird, in einer Menge, die zwischen etwa 5 und etwa 20 Gew.-% liegt. Bitumen ist normalerweise immobil bei typischen Reservoirtemperaturen. So ist beispielsweise im Cold Lake-Bereich von Alberta bei einer typischen Reservoirtemperatur von 13°C das Bitumen immobil bei einer Viskosität, die mehrere tausend Poise überschreitet. Bei höheren Temperaturen jedoch, wie bei einer Temperatur von mehr als 93°C wird das Bitumen im allgemeinen mobil mit einer Viskosität von weniger als 345 Centipoise.

Da die meisten Teersandvorkommen zu tief liegen, als daß sie mittels Bergbauverfahren wirtschaftlich abgebaut werden können, sind verschiedene Förderverfahren vorgeschlagen worden, um das Bitumen von dem Sand in der Formation selbst zu trennen und das Bitumen über eine Bohrung zu fördern, die in das Vorkommen eingebracht worden ist. Unter den verschiedenen Verfahren zur Gewinnung des Bitumens aus den Teersänden in der Formation sieht man diejenigen als am wirkungsvollsten und am wirtschaftlichsten an, bei denen Dampf in die Formation injiziert wird. Dampf kann eingesetzt werden, um das immobile Bitumen zu erhitzen und zu fluidisieren, wie auch in manchen Fällen, um das mobilisierte Bitumen in Richtung auf die Fördereinrichtung zu treiben.

Bei dem üblichsten und bewährtesten Verfahren zur Gewinnung viskoser Kohlenwasserstoffe setzt man Dampstimulierungs-

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techniken ein, wobei man die Formation in dem Bereich einer Bohrung erhitzt, um die Förderung durch diese Bohrung zu stimulieren. Bei einem solchen Verfahren wird Dampf in eine Formation über ein Bohrloch injiziert, worauf man die Bohrung abschließt, um das Aufheizen des Bitumens zu ermöglichen und dadurch die Viskosität zu verringern. Im Anschluß hieran werden alle Formationsfluide einschließlich des mobilisierten Bitumens, Wasser und Dampf aus der gleichen Bohrung gefördert, wobei man den sich aufbauenden Reservoirdruck als Antrieb für die Förderung einsetzt.

Die erste Aufgabe eines Dampfstimulierungsverfahrens liegt darin, thermische Energie in die Formation hineinzutragen, wobei das Gestein als Wärmetauscher wirkt. Diese Wärme setzt dann die Viskosität des Öls herab, das diesen erhitzten Bereich durchströmt. Normalerweise ist das Verhält nis Wasser/Öl sehr hoch, wenn die Bohrung zunächst zur Förderung zurückgeführt wird. Die Wasser-(und Dampf-)Menge, die gefördert wird, nimmt jedoch ab, und die Ölfördergeschwindigkeit durchläuft dann ein Maximum, das normalerweise wesentlich höher liegt als die ursprüngliche Fördergeschwindigkeit.

Eingangs kann ein hinreichender Druck im Bereich der Bohrung verfügbar sein, um die Fluide an die Oberfläche zu fördern. Wenn der Druck abfällt, müssen normalerweise übliche Anhebungsmethoden eingesetzt werden. Die Förderung wird, wenn sie nicht länger wirtschaftlich ist, abgeschlossen, und es

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■*-

wird erneut Dampf injiziert. Dieser Zyklus wird viele Mal* wiederholt, bis die Ölförderung nicht länger wirtschaftlich ist.

Während der ersten Z^HLen der Dampfinjektion und der Förderung kann die Ölförderungsgeschwindigkeit recht hoch sein, da das öl gefördert wird, das sich ganz in der Nähe der Bohrung befindet. Bei nachfolgenden Dampfbehandlungszyklen, wenn das in der Nähe der Bohrung befindliche Öl erschöpft ist, muß der Dampf weiter in die Formation hineindringen, um mit dem Öl in Kontakt zu treten, woraus sich erhöhte Wärmeverluste ergeben, die den Dampf als Stimulierungsmittel für die Ölförderung weniger wirkungsvoll machen. Das Verfahren verliert an Wirkungsgrad mit jedem Zyklus, und zu einem bestimmten Zeitpunkt wird die Ölförderung unwirtschaftlich. Dies liegt oft einfach daran, daß es mehr kostet, den Dampf zu erzeugen, als zusätzliches öl in einem Zyklus gewonnen wird.

Bei den Dampfstimulierungsverfahren liegt der höchste Druck und die höchste Temperatur im Bereich der Bohrung vor, unmittelbar nach der Injektionsphase. Normalerweise entspricht der Druck und die Temperatur den Eigenschaften des injizierten Dampfes. Bevor das Öl von dem weiter entfernt liegenden Teilen des Reservoirs zur Bohrung hin geführt werden kann, muß der Druck im näheren Bereich der Bohrung abfallen, so daß er niedriger ist aid der weit entferntere Reservoirdruck. Im Laufe dieser anfänglichen Druckabsenkungsphase kühlt das Material im näheren Bereich um die Bohrung ab, während Wasser

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mit dem Dampf in Berührung tritt. Wie bereits erwähnt, handelt es sich bei der ersten Förderung von einer solchen Bohrung meist um Dampf, dem heißes Wasser folgt. Möglicherweise ist der Druck dann niedrig genug, und das Öl bewegt sich zur Bohrung hin.

Bei herkömmlichen Dampfbehändlungsverfahren wird während der anfänglichen Förderphase ein großer Teil der Wärme, die dem Reservoir mit dem Dampf zugeführt worden ist, einfach abgeführt und geht verloren. Somit liegt ein Hauptfaktor der Unwirtschaftlichkeit der thermischen Stimulierungsverfahren darin, daß diese Wärme während eines jeden Zyklus zugeführt werden muß, wobei dann, wenn das verfügbare Öl einen größeren Abstand von der Bohrung besitzt, die bei jedem Zyklus verlorene Wärmemenge ansteigt.

Nichtsdestoweniger haben sich nur solche Verfahren als wirtschaftlich und wirkungsvoll über einen großen Reservoirbereich erwiesen, bei welchen Dampf injiziert wird, wobei es auch mittels dieser Verfahren nur möglich ist, einen kleinen Teil des Bitumens zu gewinnen, wobei die Wirtschaftlichkeit nach jedem Dampfinjektions/Förderzyklus rasch abnimmt.

Der Erfindung liegt dementsprechend, in Kenntnis dieses Standes der Technik, die Aufgabe zugrunde, das Verfahren der eingangs genannten Art so auszubilden, daß sich die Wirtschaftlichkeit der Ölförderung erhöht, wobei im besonderen die im Laufe des Verfahrens verlorengehende Wärme möglichst gering

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gehalten werden soll.

Gelöst wird diese Aufgabe gemäß der Erfindung durch die im Kennzeichen des Hauptanspruches angegebenen Merkmale. Bezüglich bevorzugter Ausführungsformen des Verfahrens nach der Erfindung wird auf die Unteransprüche verwiesen. Gemäß der Erfindung wird das Dampfstimulierungsverfahren wesentlich verbessert, wobei die in dem Dampf enthaltene Wärme erheblich besser ausgenutzt wird. Das Verfahren geht davon aus, daß jeweils ein Paar von Bohrungen an oder in der Nähe der Oberfläche miteinander in Verbindung stehen. Dampf wird in das Reservoir über eine erste Bohrung injiziert, worauf man den Dampf in einer herkömmlichen Weise einwirken läßt. Die Förderung aus der ersten Bohrung wird unmittelbar in das Reservoir über die zweite Bohrung zurückgeführt, die sich am Ende eines Dampfstimulierungszyklus befindet und dementsprechend für einen weiteren Dampfbehändlungszyklus bereit ist. Die Rückstromförderung von der ersten Bohrung in die zweite Bohrung wird abgebrochen, wenn der Druck in den Bohrlochköpfen sich im wesentlichen ausgeglichen hat, oder wenn merkliche Kohlenwasserstoffmengen in der Förderung aus der ersten Bohrung ermittelt werden. Die Formationsfluideeinschließlich des schweren Öls werden dann künstlich durch die erste Bohrung angehoben, und die zweite Bohrung wird mit Dampf in einer herkömmlichen Weise behandelt. Das Verfahren wird normalerweise in einer koordinierten Weise wiederholt, bis die Ölförderung unwirtschaftlich wird.

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Durch den Einsatz der Erfindung können die Kapazität der erforderlichen Dampferzeugungsanlagen, der Wasseraufbereitungsanlagen sowie der Abwasserabführeinrichtungen wesentlich verringert werden. Darüber hinaus ergeben sich merkliche Einsparungen, dadurch, daß man eine geringere Menge an Dampf zu erzeugen hat bei der Aufheizung der Formation, indem man einen Teil der sonst verlorengehenden Wärme aus der ersten Bohrung sogleich in die zweite Bohrung wieder einführt.

Weitere Vorteile, Einzelheiten und erfindungswesentliche Merkmale ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung bevorzugter Ausführungsbeispiele der Erfindung unter Bezugnahme auf die beigefügte Zeichnung. Diese zeigt in einer schematischen Weise die Kombination von Bohrungen, die in eine unterirdische, schweres Öl enthaltende Formation eingebracht sind, über welche sich in einer zweckmäßigen Weise das erfindungsgemäße Verfahren durchführen läßt.

Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren lassen sich in einer wirtschaftlicheren Weise normalerweise immobile viskose Öle aus einer unterirdischen Formation fördern. Anders als bei den meisten Dampfstimulierungsverfahren, die an einer einzigen Bohrung durchgeführt werden, erfordert das Verfahren gemäß der Erfindung mindestens zwei Bohrungen zur Stimulierung der Formation in einer koordinierten Weise, wodurch die Wirtschaftlichkeit merklich verbessert wird. Der Erfolg oder der Wirkungsgrad eines DampfbehändlungsVerfahrens beruht normalerweise auf dem ansteigenden Öl/Dampf-Verhältnis,

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die man sudrückt durch die stimulierte Ölförderung minus der erwarteten Primärförderung dividiert durch die inji-

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zierte Dampfmenge in m . Im allgemeinen betrachtet man die Förderung nicht mehr als wirtschaftlich, wenn dieser Wert unter 0,10 fällt in .Abhängigkeit der Weltölpreise. Gemäß der Erfindung wird die Dampfmenge wesentlich verringert, die an der Oberfläche erzeugt werden muß, womit sich auch die Menge an verlorener thermischer Energie beträchtlich vermindert. Dementsprechend wird der Wirkungsgrad des erfindungsgemäßen Dampfbehandlungsverfahrens gegenüber herkömmlichen Verfahren beträchtlich verbessert.

Diese Vorteile werden erzielt, indem man zwei Dampfstimulierungsbohrungen an oder in der Nähe der Oberfläche miteinander verbindet, die Stimulierung der Formation über die erste Bohrung vornimmt und die geförderten Fluide aus der ersten Bohrung in die zweite Bohrung einführt. Nachdem der Druck zwischen den beiden Bohrungen sich im wesentlichen ausgeglichen hat, oder merkliche Mengen von Kohlenwasserstoffen in dem Produktionsstrom erscheinen, wird die Verbindung zwischen den Bohrungen unterbrochen. Dann wird mobilisiertes Öl über die erste Bohrung gefördert,und zusätzlicher Dampf wird in die andere Bohrung eingeführt, um den Dampfbehandlungszyklus zu vollenden. Dann wird in einer herkömmlichen Weise von der anderen Bohrung die Fluide gefördert. Jeder Dampfinjektions-, Einwirkungs-, Dampfrückströmungsund Ölförderzyklus kann oft wiederholt werden und wird auch für eine vorgegebene Formation oft wiederholt.

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Normalerweise werden fünf bis zehn Dampfstimulierungszyklen durchgeführt.

Wahl-weise können die eingangs von der anderen Bohrung geförderten Fluide (anfangs im wesentlichen Dampf) zurück in die erste Bohrung geführt werden, um die Förderung weiter zu stimulieren, wenn die Wirtschaftlichkeit dies zuläßt. Diese erste Möglichkeit wird normalerweise jedoch nicht gangbar sein, da gewöhnlich das Förderintevall eines Dampfstimulierungszyklus wesentlich langer ist als das Dampfinjektionsintervall. Somit würde dieses Verfahren dazu neigen, Komplikationen bei der Koordination der Dampfinjektion- und Fluidförderungsintervalle heraufzubeschwören.

In den Zeichnungen ist eine Doppelbohrung schematisch dargestellt, in welcher das Verfahren gemäß der Erfindung durchgeführt wird. Die Bohrungen 1 und 2 erstrecken sich von der Erdoberfläche 3 bis zum Boden einer Schwerölformation 4. Die beiden Bohrungen sind in einer ähnlichen Weise eingebracht. Die Bohrung 1 umfaßt eine Bohrlochauskleidung B mit Perforationen 6 (oder sonstigen Durchlässen,wie beispielsweise Schlitzen) über die gesamte Dicke der Formation 4. (Die jeweilse entsprechenden Elemente der Bohrung 2 sind gegenüber denen der Bohrung 1 mit einem ' gekennzeichnet. Die Beschreibung bezieht sich auf die Bohrung 1, wobei jedoch sie ebenfalls für die Bohrung 2 gilt). Ein Rohrstrang 7 kleineren Durchmessers ist konzentrisch innerhalb der Bohrlochauskleidung 5 einer jeden Bohrung angeordnet und endet oberhalb des Bodens der Formation 4. Falls es erwünscht ist,

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kann eine Bohrlochdichtung eingesetzt werden, um den Ringraum zwischen dem Rohrstrang 7 und der Bohrlochauskleidung 5 einer jeden Bohrung zu isolieren. Bei der in den Zeichnungen dargestellten Ausführungsform wird jedoch eine solche Dichtung nicht eingesetzt. Die Bohrlochköpfe 9 und 10 der Bohrungen und 2 sind über eine Verbindungsleitung 8 aneinander angeschlossen. Bei der Leitung 8 kann es sich um ein Standardölrohr handeln, wobei die Dimensionierung so ausgestaltet sein sollte, daß die Druckverluste gering gehalten werden. Herkömmliche Me-ßeinrichtungen 11 sind innerhalb der Verbindungsleitung 8 vorgesehen, umd Strömungsgeschwindigkeiten, Dampfqualität und Druck sowie die Anwesenheit von Kohlenwasserstoffen zu bestimmen.

In der Praxis sind die Teile der Bohrungen 1 und 2, die die Formation 4 durchdringen, in einem erheblichen Abstand voneinander entfernt, und zwar etwa 125 bis 225 m. Dieser Bereich beruht auf einem typischen Bohrungsmuster für mit Dampf behandelte Formationen, wie etwa eine Fünf-Punkt, eine Neun-Punkt Anordnung usw. Bei diesen herkömmlichen Mustern sind die Bohrlochküpfe einer jeden Bohrung in einem ähnlichen Abstand vonein-ander angeordnet. Hierbei ist die Verbindungsleitung 8 zwischen den Bohrungen 1 und 2 vorzugsweise isoliert, um unerwünschte Wärmeverluste an die Luft zu verhindern. Andererseits sind in der Praxis in vielen Gebieten, einschließlich Cold Lake, die Bohrungen auseinanderlaufend eingebracht. Somit sind die unteren Bereiche der Bohrungen 1 und 2 in einem beträchtlichen Abstand voneinander angeordnet, während die Bohrlochköpfe 9 und 10 nur einige Meter voneinander entfernt sind, wie beispielsweise etwa 4 bis etwa 8 m. Im Falle solcher auseinanderlaufender Bohrungen

ist das Isolationsproblem hinsichtlich der Verbindungsleitung 8 wesentlich geringer. Die Isolationstechniken für die Verbindungsleitung 8 sind den Fachleuten auf diesem Gebiet geläufig.

Unabhängig hiervon werden vorzugsweise Schritte unternommen zur Verringerung der Wärmeverluste von der Verbindungsleitung an die Umgebungsluft, so daß der Dampfstrom der Bohrung 1 in die Bohrung 2 eine relativ hohe Qualität behält.

Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren wird Dampf über die Bohrung 2 in die Formation jinjiziert, und zwar vorzugsweise mit den höchsten praktischen Injektionsgeschwindigkeiten. Es ist hier noch anzuführen, daß die Bohrung 2 nur eine Bohrung eines gesamten Musters von Bohrungen innerhalb des Feldes repräsentiert und daß andere Bohrungen entsprechend der Bohrung 2 ebenfalls zur Dampfinjektion in die Formation eingesetzt werden können. Zur Vereinfachung der Beschreibung richtet sich jedoch die vorliegende Diskussion lediglich auf zwei Bohrungen eines vorgegebenen Musters.

Im Anschluß an die Dampfinjektion in die Bohrung 2 wird diese Bohrung abgeschlossen, und man läßt die Formation "einweichen", wobei während dieser Zeit die Wärme von dem Dampf auf das normalerweise immobile Schweröl übergeht, wodurch sich dessen Viskosität verringert. Der Zeitraum des Einweichschrittes liegt im allgemeinen in der Größenordnung von wenigen Tagen und

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wird in erster Linie bestimmt durch das Bestreben, einen Ausgleich zu erzielen zwischen einer außergewöhnlich hohen Dampfproduktion auf der einen Seite und überhöhte Wärmeverluste auf der andren. Im Anschluß an diese Einweichzeit wird die Bohrung 2 wieder geöffnet und mobilisiertes Öl wird zurück durch den Rohrstrang 7 gefördert.

Die zunächst geförderten Fluide aus der Bohrung sind normalerweise Dampf und heißes Wasser. Später nimmt die Ölfördergeschwindigkeit normalerweise das Vier- bis Fünffache der ursprünglichen Geschwindigkeit an. Die Eingangsgeschwindigkeit der hohen Ölproduktion kann irgendwo zwischen

zwei Monaten bis zu sechs Monaten oder mehr liegen,und dann nimmt die Geschwindigkeit scharf ab.

Normalerweise wird die Ölproduktion nach einem Zeitraum von etwa 350 bis etwa 450 Tagen unwirtschaftlich.

Kurz bevor ein weiterer Dampfstimulierungszyklus an der Bohrung 2 eingeleitet werden würde (d. h., 30 bis 45 Tage), wird an der Bohrung 1 ein Dampfstimulierungszyklus eingeleitet. Dementsprechend wird Dampf in die Formation über die Bohrung 1 injiziert und die Bohrung abgeschlossen, worauf man die Formation wie gewöhnlich einweichen läßt. Im Anschluß an diesen Einweichzeitraum wird die Bohrung 1 geöffnet, und die anfängliche Förderung wird unmittelbar von der Bohrung 1 über die Leitung 8 in die Bohrung 2 und damit in

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die Formation 4 eingeleitet. Diese Rückstromförderung von Fluiden besteht im wesentlichen aus Dampf und etwas Wasser mit Spuren von Gasen und Kohlenwasserstoffen. Die Mengen der Spurenbestandteile können bis 5 Vol.-£ ausmachen, liegen jedoch vorzugsweise unter 2 Vol.-% und in noch stärker bevorzugtem Malle unter 1 Vol.-%. Die durchschnittliche Dampfqualität über den Rückströmzeitraum kann im Bereich von etwa 50 % bis etwa 70 % liegen, hängt jedoch von der Qualität des ursprünglich injizierten Dampfes, dem Stadium des Dampfstimulierungsverfahrens, der Art des Reservoirs und anderen Reservoirvariablen ab. Im allgemeinen läßt sich sagen, daß die durchschnittliche Ruckstromdampfqualitat im Bereich von etwa 50 % bis etwa 90 % der Qualität des ursprünglich injizierten Dampfes liegt. Der Fluiddruck an den Bohrlochköpfen 9 und 10 wird während der Produktion aus den Bohrungen 1 in die Bohrung 2 überwacht. Der direkte Strom in die Bohrung 2 wird unterbrochen, wenn der Druck in den beiden Bohrlochköpfen in etwa gleich ist, oder wenn mehr als Spuren von Kohlenwasserstoff in den produzierten Fluiden aus der Bohrung

1 erscheinen.

Die Rückstromförderung aus der Bohrung 1 kann in die Bohrung

2 entweder durch den Rohrstrang 7 (Alternative B in der Zeichnung) oder den Ringraum zwischen dem Rohrstrang 7 und der Bohrlochauskleidung 5 der Bohrung 2 (Alternative A in der Zeichnung) injiziert werden. Normalerweise läßt man die Fluide von der Bohrung 1 in die Bohrung 2 etwa 20 bis etwa

,Tage
30'überströmen.

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Nachdem sich der Bohrlochdruck in beiden Bohrungen annähernd auegeglichen hat, (oder größere Mengen von Kohlenwasserstoffen treten in Erscheinung) wird der Strom der Fluide von der Bohrung l in die Bohrung 2 abgebrochen. Dann wird zusätzlicher Dampf in die Formation über die Bohrung 2 injiziert, bis der Injektionsdruck sich dem Berstdruck der Formation nähert. Dies erfordert im allgemeinen etwa 3 000 bis etwa

3
8 000 m Dampf.

Es wurde berechnet, daß bei der Durchführung der Erfindung die Dampfmenge, die erforderlich ist, um die Formation 4 über die Bohrung 2 zu stimulieren, um etwa 2O % bis etwa 30 % reduziert werden kann hinsichtlieh der Menge, die ohne die Ausübung der vorliegenden Erfindung erforderlich wäre.

Da die Stimulierung der Formation über die Bohrung 2 unter Verwendung von Dampf, der einen Teil der Förderung aus der Bohrung l bildet, erfolgt, müssen wesentlich geringere Mengen Dampf an der Oberfläche erzeugt werden. Es wurde berechnet, daß die Kapazität der Dampferzeugungsanlagen, der Wasseraufbereitungsanlagen und der Wasserabführungseinrichtungen um 10 bis 20 % geringer angesetzt werden kann. Damit sind beträchtliche Kapitaleinsparungen möglich.

Bei dem Verfahren gemäß der Erfindung wird Dampf eingesetzt, um die Kohlenwasserstoff führende Formation thermisch zu stimulieren. Infolge des hohen Wärmegehaltes pro Gew.-Einheit

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ist Dampf ideal zum Anheben der Reservoirtemperatür ba einem thermischen Stimulierungsverfahren. Gesättigter Dampf enthält bei 175°C etwa 2 766,75 Joule pro g, verglichen mit Wasser bei 175°C, das nur 748,65 Joule pro g, oder entsprechend nur ein Viertel des Dampfes enthält. Der große Unterschied in dem Wärmegehalt zwischen der flüssigen Phase und der Dampfphase liegt in der latenten Wärme oder der VerdampfungswMrme. Damit ist die Wärmemenge, die frei wird, wenn der Dampf kondensiert, sehr groß. Infolge dieser latenten WSrme können Ölreservoirs sehr viel wirkungsvoller durch Dampf aufgeheizt werden als entweder durch heiße Flüssigkeiten oder nicht kondensierbare Gase.

Verschiedene Faktoren besitzen einen Einfluß auf das Volumen des injizierten Dampfes. Unter diesen sind etwa die Dicke der Kühlenwasserstoff führenden Formation, die Viskosität des Öls, die Porosität der Formation, die freie Angriffsfläche der Formation sowie das Sättigungsniveau der Kohlenwasserstoffe und dear Wassergehalt der Formation, wie auch der Berstdruck. Im allgemeinen liegt das gesamte injizierte Dampfvolumen im Laufe eines Dampfstimulierungszyklus zwischen etwa 300 und etwa 12 000 m . Natürlich erhält man gemäß der Erfindung einen Teil dieses Volumens aus der Rückstromförderung des Dampfes, wodurch sich beträchtliche Energieeinsparungen ergeben. Der Druck liegt normalerweise in einem Bereich von bis zu 138 bar und vorzugsweise für die meisten Lagerstätten jedoch nicht höher als bei 110 bar. Während der Ölförderphase nimmt der Druck bis auf den atmosphärischen Druck ab.

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Ira allgemeinen ist bei den meisten Anwendungsffällen der Dampf nass mit einer Qualität von etwa 65 bis 90 %, obwohl trockener oder leicht überhitzter Dampf eingesetzt werden kann. Ein wesentlicher Faktor bei der Auswahl ob eher nasser als trockener Dampf eingesetzt wird, liegt darin, daß er aus einem relativ unreinen Wasser unter Verwendung der vorort vorhandenen Ausrüstung erzeugt wird. Die Menge des injizierten Dampfes hängt jeweils von den Bedingungen ab, die für ein bestimmtes Reservoir vorliegen.

Weitere Einzelheiten der Dampfstimulierungsverfahren finden sich in den nachfolgenden Veröffentlichungen« S.M. Farouq Ali, •♦Current Status of Steam Injection as a Heavy Oil Recovery Method", Journal of Canadian Petroleum Technology, Januar bis März 1974; G.H. Kendall, "Importance of Reservoir Description in Evaluating In Situ Recovery Method for Cold Lake Heavy Oil, Part I - Reservoir Description", The Petroleum Society of C.I.M., Paper No. 7620, präsentiert bei den 27. Jahrestreffen in Calgary vom 7.bis 11. Juni 1976j D.E. TJrfowson, "Importance of Reservoir Description in Evaluating In Situ Recovery Methods for Cold Lake Heavy Oil, Part II - In Situ Application", Petroleum Society of C.I.M., Paper No. 7621, präsentiert beim 26. Technischen Jahrestreffen in Calgary vom 7. bis 11. Juni 1976.

Beispiel

Das Verfahren gemäß der Erfindung wude in einem Schwerölre-

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servoir im Cold Lake-Gebiet durchgeführt. Ein Paar auseinanderlaufend eingebrachter Bohrungen wurde eingesetzt (die nachfolgend als Bohrungen 1 und 2 bezeichnet werden). Es wurde geschätzt, daß das Ende der Bohrung 1 einen Abstand von dem Ende der Bohrung 2 von etwa 175 bis etwa 220 m besaß, während die beiden Bohrköpfe etwa 5 m auseinander waren. Die Bohrköpfe waren mittels eines herkömmlichen Ölführungsrohres mit einem inneren Durchmesser von 50,8 mm verbunden_} Ein Testseparator wurde in der Verbindungsleitung installiert, um die Dampfflfualität zu überwachen, und um sicherzustellen, daß keine wesentliche Mengen von Kohlenwasserstoffen von einer Bohrung in die andere übergingen. Bei einem normalen Betrieb würde ein solcher Separator nicht erforderlich sein, oder eingesetzt werden, da hierdurch Druckbeschränkungen für den Fluidstrom von der Bohrung 1 zur Bohrung 2 auftreten. Beruhend auf diesen Druckbeschränkungen bei dem Versuchsbeispiel war ein Rückstrom 24 Tage lang erforderlich,gegenüber der normalen Periode von etwa 10 bis 14 Tagen.

Etwa 11 000 m Dampf von einer Qualität von etwa 80 % wurden in die Bohrung 2 während eines Zeitraumes von 47 Tagen injiziert. Die Bohrung 1 wurde abgeschlossen, und man ließ den Dampf etwa 2 Tage einwirken. Die Bohrung 2, die zuvor einem Dampfstimulierungszyklus ausgesetzt war, und die sich in einer abnehmenden Ölförderphase befand, war für einen weiteren Dampfstimulierungszyklus bereit. Die Förderfluide von der Bohrung 1 wurden über das Verbindungsrohr in die Bohrung 2_/

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und damit in die Formation geführt. Der Rückstromprozeß dauerte 24 Tage, wobei etwa 2245 m Dampf mit einer durchschnittlichen Qualität von 70 % von der Bohrung 1 in die Formation über die Bohrung 2 injiziert wurden. Diese Dampfmenge war etwa 23 % der gesamten Dampfmenge, die ursprünglich in die Bohrung 1 injiziert wurde.

Die Menge an Kohlenwasserstoffgasen, die mit dem Dampf gefördert wurde, war vernachlässigbar und lag in der Größenordnung von 0,2 bis etwa 1,7 % des Dampfvolumens.

Am Ende der 24-tägigen Rückströmungsperiode hatte sich der Druck an den beiden Köpfen der Bohrungen 1 und 2 bei etwa

3 22 bar ausgeglichen. Eine zusätzliche Dampfmenge von 8000 m mit einer Qualität von 80 % wurde dann in die Bohrung 2 mit einer Geschwindigkeit von 220 m /Tag injiziert. Die Förderflüssigkeiten wurden dann in der üblichen Weise aus der Bohrung 1 gefördert,und nach einer Einweichungszeit des über die Bohrung 2 injizierten Dampfes wurden aus der Bohrung 2 die Formationsfluide gefördert.

Aus diesem Versuch ergibt sich eine Einsparung von etwa 24 % hinsichtlich der Dampfmenge, die an der Oberfläche erzeugt werden muß. Damit wird der beträchtliche technische Fortschritt der Erfindung deutlich.

Es soll hiermit noch einmal ausdrücklich erwähnt werden, daß

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es sich Dei der Beschreibung lediglich um ein bevorzugtes Aüsf Oh, unqsDels_t-i ei handelt, das keinerlei beschränkende Bedeutung Jöesit.z*¹, wöbe' dem Fachmann gelSufi.gp> Abande* uikj» . .nne weiteres noch in den Rahmen der vorliegenden Erfindung failen-

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BAD ORIGINAL

Claims

PATENTANWÄLTE ■ DR. KARL TH. HEGEL DIPL.-ING. KLAUS DICKEL 1IAl-BMONl)SWKCi-W 2000 HAMBURG 52 JULIUS-KRE1S-STRASSE 33 8000 MÜNCHEN 60 M-U-I-X)N (1)40)8806463 TELEFON (089)885210 ZUGIiLASSKN BEIM EUROPÄISCHEN PATENTAMT . - - - TELEGRAMM-ADRESSE: DOELLNER-PATENT MÜNCHEN FERNSCHREIBER: 5216739 dpat d IHR/I KIHN UNSER/MC-HHN: H 3110 8000 MÜNCHEN, DEN Exxon Production Research Company P. O. Box 2189 Houston, Texas 77001 V. St. A. Verfahren zur Behandlung einer viskose Kohlenwasserstoffe enthaltenden Formation Patentansprüche

1. Verfahren zur Behandlung einer viskose Kohlenwasserstoffe enthaltenden unterirdischen Formation, in welcher mindestens zwei Bohrungen eingebracht sind, dadurch gekenn zeichnet , daß man

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ORiGiNAL INSPECTED

a) die eine Bohrung mit der zweiten Bohrung an oder in der Nähe der Erdoberfläche miteinander verbindet,

b) Dampf über die erste Bohrung in die Formation injiziert und dann den Dampf auf die Formation einwirken läßt, worauf man die Fluide einschließlich der mobilisierten viskosen Kohlenwasserstoffe aus der ersten Bohrung fördert, bis die Fördergeschwindigkeit wesentlich nachläßt,

c) Dampf in die zweite Bohrung injiziert und diesen auf die Formation einwirken läßt,

d) Fluide, die im wesentlichen aus Dampf und heißem Wasser bestehen, aus der zweiten Bohrung fördert und diese über die Verbindungsleitung in die erste Bohrung einleitet,

e) den Schritt d) abbricht, wenn der Fluiddruck zwischen der ersten und der zweiten Bohrung im wesentlichen ausgeglichen ist, oder wenn mehr als Spuren von Kohlenwasserstoffen gefördert werden, und

f) eine zusätzliche Dampfmenge in die Formation über die zweite Bohrung injiziert, diese auf die Formation einwirken läßt und Fluide sowohl über die erste als auch über die zweite Bohrung fördert.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Schritte b) bis f) in einer

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koordinierten Weise wiederholt, bis die Kohlenwasserstoffförderung nicht mehr wirtschaftlich ist.

3. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man

a) eine Verbindungsleitung zwischen den beiden Bohrungen anbringt,

b) über eine Bohrung soviel Dampf in die Formation injiziert, bis das viskose Öl mobilisiert ist, worauf man die Fluide einschließlich des/nobilisierten viskosen Öls über die eine Bohrung fördert,

c) über die andere Bohrung soviel Dampf in die Formation injiziert, bis das viskose Öl mobilisiert ist, waauf man aus dieser anderen Bohrung Fluide fördert, die im wesentlichen aus Dampf und heißem Wasser bestehen,

d) die gemäß Schritt c) geförderten Fluide über die Verbindungsleitung in die erste Bohrung einführt,

e) den Fluidstrom zwischen den Bohrungen unterbricht, wenn der Fluiddruck der ersten Bohrung dem Fluiddruck der zweiten Bohrung im wesentlichen angeglichen ist, oder wenn mehr als Spuren mobilisierten viskosen Öls über die zweite Bohrung gefördert werden,

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-4- ^: - '■■.·.·■;;■■.

f) eine zusätzliche Dampfmenge in die erste Bohrung injiziert zur Unterstützung der Mobilisierung des viskosen Öls und

g) aus beiden Bohrungen mobilisiertes viskoses öl fördert.

4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Bohrungen von der Erdoberfläche ausgehend auseinanderlaufen.

5. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet , daß die unteren Bereiche der Bohrungen etwa 125 bis 225 m auseinander liegen.

6. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Verbindungsleitung nicht länger als 8 m ist.

7. Verfahren nach Anspruch 3,dadurch gekennzeichnet, daß man die Verbindungsleitung isoliert.

8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekenn ze lehnet, daß man

a) das Reservoir in der Nähe einer Bohrung mit Dampf stimuliert,

b) das Reservoir in dem Bereich der anderen Bohrung dampf-

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stimuliert, indem man:

1. Fluide fördert, die im wesentlichen aus Dampf und heißem Wasser bestehen, wobei man die Fluide unmittelbar aus der einen Bohrung über die zweite Bohrung in das Reservoir einführt,

2. den Schritt 1 unterbricht, wenn sich die Fluiddrucke in den Bohrungen ausgeglichen haben, oder wenn mehr als Spuren von Kohlenwasserstoffen über die erste Bohrung gefördert werden und

3. eine zusätzliche Dampfmenge über die zweite Bohrung in das Reservoir injiziert zur Vervollständigung der DampfStimulierung des Reservoirs in dem Bereich der zweiten Bohrung und

c) Kohlenwasserstoffe,die durch die Schritte a) und b) mobilisiert sind, über die Bohrungen fördert.

9. Verfahren nach Anspruch 8,dad urch gekennzeichnet , daß das Reservoir zuvor mindestens einem Dampfstimulierungszyklus über die zweite Bohrung ausgesetzt worden ist, und daft man weiterhin den Schritt a) einleitet kurz bevor der vorangehende Dampfstimulierungszyklus vollendet ist.

10. Verfahren nach Anspruch 8,dadurch gekenn-

3 3

zeichnet , daß etwa 300 m bis etwa 12 000 m Dampf

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gemäß Schritt a) injiziert werden und etwa 3 000 m bis

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etwa 8 000 m Dampf in das Reservoir im Laufe des Schrittes

b) (3) injiziert werden.

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