NO303792B1 - FremgangsmÕte til Õ °ke utvinning av jordolje fra jordoljereservoarer - Google Patents
FremgangsmÕte til Õ °ke utvinning av jordolje fra jordoljereservoarer Download PDFInfo
- Publication number
- NO303792B1 NO303792B1 NO922581A NO922581A NO303792B1 NO 303792 B1 NO303792 B1 NO 303792B1 NO 922581 A NO922581 A NO 922581A NO 922581 A NO922581 A NO 922581A NO 303792 B1 NO303792 B1 NO 303792B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- vibrator
- crude oil
- petroleum
- reservoir
- increasing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 67
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 46
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 41
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 31
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 29
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 17
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 13
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 13
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 13
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 4
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 4
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 57
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 48
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 19
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 9
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 5
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000010891 electric arc Methods 0.000 description 2
- 238000005370 electroosmosis Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- NNIPDXPTJYIMKW-UHFFFAOYSA-N iron tin Chemical group [Fe].[Sn] NNIPDXPTJYIMKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/003—Vibrating earth formations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en forbedret fremgangsmåte til jordolje-utvinning ved hjelp av elektrisk og akustisk stimulering av formasjonslag fra de samme jordholdige brønner som produksjonen av jordolje ble utviklet i.
Hydrokarboner som betegnes som råolje finnes rundt i verden vanligvis innesluttet i sandsten med forskjellige porøsi-teter. Reservoarene ligger i en dybde fra noen få meter til flere tusen meter under jordens overflate eller under sjøbunnen og varierer sterkt i størrelse og oppbygning når det gjelder deres innhold av væsker og gasser, trykk og temperaturer.
Jordolje produseres ved hjelp av brønner som bores i formasjonene. Selve brønnen er en komplisert konstruksjon med foringer som beskytter brønnboringen mot selve formasjonen og de trykk som utøves av.reservoarfluidene. Alt etter dybden utføres foringene med trinnvis mindre diameter. Rørets diameter avtar med andre ord når dybden øker. Det er ikke uvanlig å ha foringer med en diameter på 127 cm i de øvre områder og foringer på 19,05 cm i de nedre områder.
Selve jordoljen tas ut fra den produktive formasjon ved hjelp av hull som er boret i foringen og blir deretter løftet til overflaten gjennom det som betegnes som produksjonsrør. Dette rør står midt inne i foringen og holdes med spesielle sentreringsanordninger slik at det dannes et ringrom mellom produksjonsrøret og foringen.
Jordoljen blir til å begynne med produsert på grunn av at det opprinnelige reservoartrykk er høyere enn de komplekse krefter som skyldes vedhefting mellom fluidene og de porøse medier. Når trykket avtar i løpet av produksjonen blir et 1ikevektspunkt nådd der vedheftningskreftene er høyere enn det gjenværende trykk på stedet. Ved dette punkt er største-delen av jordoljen fremdeles tilbake i reservoaret. Det er anslått som et gjennomsnitt rundt i verden at den gjenværende olje er omtrent 75$ av den jordolje som var der opprinnelig, men gjenvinningsindeksene varierer meget fra et reservoar til et annet. Som et eksempel kan nevnes Ekofisk-feltet i Nordsjøen der den primære gjenvinningsindeks var 17% av den opprinnelige olje på stedet (OOIP) og Statfjord der den nevnte indeks er anslått til 45% av OOIP.
Formålet med alle fremgangsmåter som er beregnet på å forbedre utvinningen av jordolje går derfor ut på å overvinne de nevnte vedheftninger. Det teoretiske grunnlag som forklaring på årsaken til vedheftningene er slik
A - krefter som skyldes fuktbarhet
B - krefter som skyldes permeabilitet
C - kapillarkrefter
D - klebende og sammenholdende krefter.
Det er hensiktsmessig at vedheftningskreftene som denne oppfinnelse angår forklares mer i detalj.
A - FUKTBARHET
Fuktbarhet er en av hovedparameterne som innvirker på plasseringen, strømmen og fordelingen av reservoarfluidene. Fuktbarheten i et reservoar innvirker på kapillartrykket, den relative permeabilitet, reservoarets opptreden under vanninjeksjon, dets dispersjon og dets elektriske egenskaper.
I et olje/vann/bergartsystem er fuktbarheten et mål på den affinitet som bergarten oppviser overfor olje eller vann. Fuktbarheten for reservoarets bergarter varierer fra sterk vannfukting til sterk oljefukting. Når det gjelder bergarter som ikke oppviser noen sterk affinitet for noe fluidum sies dens fuktbarhet å være nøytral eller middels. Noen reservoarer oppviser en fuktbarhet som er heterogen eller lokal med eksisterende råoljekomponenter som er sterkt adsorbert i visse områder. Deler av bergarten blir således sterkt oljefuktet mens resten kan være sterkt vannfuktet. I andre reservoarer kan man finne det som betegnes som blandet fuktbarhet siden oljen holder seg på plass i de største porer, oljefuktes i form av sammenhengende baner som løper gjennom bergarten, mens vann holder seg begrenset til de minste porer, vannfuktet. Tre fremgangsmåter blir i dag benyttet for kvalitativt å måle fuktbarheten: kontaktvinkel, Amott-metoden og USBM-metoden. Med kontaktvinkelen måler man fuktbarheten av råolje med en saltlake på en polert mineral-flate. Fremgangsmåten tjener til å bekrefte virkningen av faktorer som temperatur, trykk og kjemikalier på fuktbarheten .
Det er antatt at de fleste mineraler som finnes i jordoljereservoarer, særlig silikat er opprinnelig vannfuktet. Sandholdige reservoarer ble avleiret i vandige omgivelser som olje vandret til senere. I løpet av denne prosess kan fuktbarheten for reservoarets mineral bli endret ved adsorbsjon av polare forbindelser og/eller avleiringer av organisk materiale som opprinnelig var tilstede i råolje. Polare ender av disse molekyler kan være adsorbert på bergartens overflate, slik at det dannes en tynn organisk film som på sin side gjør overflaten oljefuktet. Alt etter temperatur og trykk i reservoaret kan disse mekanismer forandre graden av fuktbarhet. Det er utført lite forsking for å finne ut hvordan en mekanisk forstyrrelse kan innvirke på fuktbarheten. Fuktbarheten for et olje/vann/bergartsystem avhenger av adsorbsjonen og desorbsjonen av polare forbindelser (elektriske dipoler) i råolje på bergartens overflate, noe som på sin side avhenger av hvorledes disse forbindelser er oppløselige i reservoarets fluider.
For å nærme seg problemet med fuktbarhet må man knytte disse elektriske dipoler til mekanisk stimulering, slik at fuktbarheten ikke tillates å gå tilbake til sin opprinnelige tilstand.
B - PERMEABILITET^
Permeabilitet er den evne den porøse bergart har til å lede fluider, dvs. den egenskap som bestemmer hvor lett et fluidum kan flyte gjennom et porøst medium når det er utsatt for påvirkning fra en trykkgradient. Permeabilitet defineres med Darcy's lov som en makroskopisk egenskap ved det porøse medium. Permeabilitet er dermed knyttet til geometrien i den porøse struktur, dens porøsitet, hvor sterkt porene er buktet, og fordeling av porestørrelse.
Betegnelsen relativ permeabilitet benyttes i situasjoner der to ublandbare fluider som f.eks. olje og vann flyter samtidig gjennom et porøst medium. Deres permeabilitet er uavhengig av strømningshastigheten og fluidenes egenskaper og avhenger utelukkende av fluidummetningene i det porøse medium. Måling av relativ permeabilitet er en kritisk faktor innenfor reservoarteknikken siden den utgjør en dominerende faktor når det gjelder kunnskapene om strømningsforholdene i et jordoljereservoar.
Kontroll med eller forbedring av permeabiliteten er derved en faktor som er særlig viktig for å forbedre utskillings-virkningen ved fortrengning med vann. Det skal sies at fortrengning med polymerer er den fremgangsmåte som er mest benyttet ved styring av bevegeligheten. Vannløselige polymerer blir tilsatt vannet som skal injiseres med det formål å forbedre bevegelighetsforholdet ved å øke viskositeten og redusere permeabiliteten for de soner som blir behandlet og dermed hindre vann i å bryte gjennom for tidlig.
En god del forskning er blitt utført for å komme frem til polymerer som er tilstrekkelig billige for dette formål, men hittil med lite hell.
C - KAPILLAEKREFTER
Likevektsmetning i et jordoljereservoar før igangsetning av dets produksjon bestemmes av bergartens geometri og av fluidenes egenskaper. Da vann og hydrokarboner er fluider som ikke kan blandes, hersker det en trykkforskjell - kapillartrykk - mellom de to fluidumfaser. Hvis et fuktet fluidum fortrenger et ikke-fuktet fluidum må det kritiske kapillartrykk - avhengig av porestørrelse - overvinnes med trykkforskjellen for å kunne fortrenge den fuktede fluidumfase fra disse porer.
Forholdet mellom trykkforskjellen som utøves (tilsvarende kapillartrykket) og metningen kjennetegner fordelingen av poredimensjoner. Kurven for kritisk kapillartrykk som bekreftelse for reservoarets bergarter tjener til å angi oljefordelingen i reservoaret og er derfor en hovedparameter når det gjelder å forutsi oljemetningen ved forskjellige dybder.
Kapillartrykket blir vanligvis målt med sentrifugalmetoden der en prøve på bergarten med de opprinnelige metninger av
fluider i reservoaret blir neddykket i et fuktende fluidum og sentrifugert ved en rekke valgte vinkelhastigheter. For hver hastighet blir den gjennomsnittlige metning i prøven bestemt og dette på sin side blir så sammenholdt med tilsvarende kappilartrykk ved hjelp av temmelig arbeidskrevende numeriske beregninger (Hassler-Brunner-metoden).
Da kapillartrykket kan virke hemmende på gjenvinng av olje, særlig når porene er små, er det meget viktig å være i stand til å kunne styre eller redusere det kritiske kapillarpunkt i den tertiære oljeutvinning.
Kjemiske metoder basert på spenningsaktive stoffer blir vanligvis benyttet, såsom overflateaktive stoffer for å redusere spenningen mellom overflater. Resultater som er beskrevet i litteraturen viser imidlertid at bruken av spenningsaktive stoffer har ført til begrensede resultater på grunn av de høye omkostninger for disse produkter og det store forbruk av disse i reservoarets bergarter.
D- KLEBENDE OG SAMMENHOLDENDE KREFTER
De molekylære krefter som eksisterer mellom to lag av forskjellige eller like materialer er de som frembringer henholdsvis klebende eller sammenholdende krefter.
Når det gjelder et fluidum i porøse bergarter vil de klebende krefter herske mellom fluidet på porenes vegger. Slike krefter opptrer særlig i oljefasen som en følge av de polare komponenter i hydrokarbonene.
De klebende krefter er sannsynligvis svakere enn kapillarkreftene som er nevnt ovenfor.
Da jordolje spiller en dominerende rolle i verdens økonomi, er det gjort store anstrengelser for å øke produksjonen i tillegg til den såkalte primære utvinning eller naturlige reservoartømming. Forskjellige fremgangsmåter er kjent og omhandlet i litteraturen på dette område, såvel som i eldre og nyere patentskrifter.
Den eldste teknikk og derfor den som er mest velkjent har vært å injisere vann eller gass i det som vanligvis betegnes som en injeksjonsbrønn med sikte på å øke trykket og dermed "tyne" noe mer jordolje fra brønnen. Andre velkjente teknikker består av fremgangsmåter der det benyttes forskjellige kjemikalier og varme hvorav det blant annet skal nevnte de følgende eksempler som er tatt ut fra boken "Enhanced Oil Recovery, 1, Fundamentals and Analyses" av E.C. Donaldson, G.V. Chillinggarian og F. Yen, ELSEVIER 1985.
K. iemisk in. ieks. ion (alkalier) - Denne fremgangsmåte krever en forvasking for å preparere reservoaret og injeksjon av en alkaliske oppløsning eller en alkalisk polymer oppløsning som danner overflateaktive stoffer på stedet, for å frigjøre oljen. Deretter tilføres en polymeroppløsning for å regulere bevegeligheten og et drivende fluiidum (vann) for å fortrenge kjemikaliene og oljereserven, som er resultatet av denne utvinningsprosess, mot produksjonsbrønnene.
Karbondioksyd- injeksjon - Denne fremgangsmåte er en blandbar-fortrengningsprosess som er tilstrekkelig for mange reservoarer. Den best gjennomførlige fremgangsmåte er vanligvis anvendelse av en CC^-reserve fulgt av avvekslende injeksjoner med vann og CO2(WAG).
Dampin. jeks. ion - Varmen fra dampen som injiseres i et tungolje-reservoar gjør denne olje mindre viskøs og dermed fortrenges oljen lettere gjennom formasjonen mot produksjons-brønnene.
Cykllsk dampstimulering - I denne prosess som vanligvis utføres foran den kontinuerlige dampinjeksjon foregår injeksjonen i produksjonsbrønnene på tidspunkter som følges av stengning av brønnen for varmeavgivelse med påfølgende tilbakegang til produksjon. Disse perioder gjentas inntil produksjonsindeksen blir mindre enn et minste profitabelt nivå.
In- situ- forbrenning - Denne prosess innbefatter tenning og kontrollert brenning in situ eller på stedet av formasjonens olje med injisering av rent oksygen eller luft som forbrenn-ingsunderstøttende forbindelse. Varmen som frigjøres og høytrykksgassene gjør det lettere å fortrenge tunge oljer mot de produserende brønner.
Boken "Thermal Recovery" av Michael Prats, Monograph Bind 7, Henry L. Doherty serie 1986, omhandler teknologien ved termisk utvinning der formålet er å varme opp reservoaret ved forskjellige metoder. Boken nevner også andre anvendelser av oppvarming av reservoarer og forklarer hvorledes man kan utnytte formasjonsoppvarmning rundt brønnområdet ved hjelp av elektrisitet. Elektrisk strøm føres ved hjelp av en isolert leder til et rustfritt stålgitter ved bunnen av brønnområdet. Strømmen flyter deretter ut av gitteret, passerer oljen ved bunnen av brønnen, gjennom foringen og kommer tilbake til en jordet leder ved overflaten. I tillegg til problemer med de elektriske koplinger ved bunnen av brønnen når strømmen flyter gjennom væsken, går størstedelen av energien tapt i jordlagene selv om deres motstand er mindre enn motstanden i reservoaret. Dette skyldes at strømmen må følge en avstand som er hundre ganger lenger i jordlagene.
Siden disse systemer bare omhandler deler av de klebende krefter, er store anstrengelser lagt ned for å overvinne problemet slik at utvinningen kan forbedres ved hjelp av mer velutviklede metoder.
Av hensyn til denne beskrivelse og til de patenter det vises til, er det viktig å beskrive de klebende krefter mer i detalj.
I de patenter som det vises til i det følgende er det forsøkt å løse de ovennevnte problemer. De samme problemer er også knyttet til foreliggende oppfinnelse, siden de kan ses som en syntese av de tidligere kjente teknikker.
US-patent nr. 2.670.801 omhandler bruk av soniske eller supersoniske bølger for å øke utvinningen og produksjonen av råolje i jordoljeformasjoner. Mer bestemt omhandler det bruken av soniske og ultrasoniske vibrasjoner sammen med sekundære utvinningsprosesser der det benyttes drivende fluider såsom vanninjeksjon eller gassinjeksjon eller lignende, ved hjelp av hvilke virkningsgraden for det drivende fluidum som benyttes til utvinning av jordoljen som er tilbake i formasjonen blir forbedret.
US-patent nr. 2.799.641 gjelder understøttelse av olje-strømmen fra en brønn med elektrolyttiske midler. Patentet beskriver en fremgangsmåte for å stimulere brønnområdet bare med elektrisitet, men det benyttes likestrøm siden formålet med oppfinnelsen er å øke utvinningen ved hjelp av det velkjente fenomen med elektroosmose.
US-patent nr. 3.141.099 omhandler en anordning som er installert på brønnens bunn og benyttes til oppvarmning av en del av brønnarealet ved hjelp av dielektrisk oppvarming eller lysbue-oppvarming. Den eneste oppvarming som kan oppnås med denne oppfinnelse er motstandsoppvarming. Det vil ikke være mulig å varme opp med lysbue, siden dette ville kreve elektroder anbragt temmelig nær hverandre og deretter vil lysbuene kunne smelte de bergarter de kommer frem til. Som man vil se senere er foreliggende oppfinnelse vesensfor-skjellig siden den utnytter en fremgangsmåte til oppvarming av reservoaret in situ, både elektrisk og med vibrasjoner.
US-patent nr. 3.169.577 gjelder midler for tilkopling av elektroder under jorden og til hverandre ved hjelp av elektriske pulser og angår nettopp fremgangsmåter som er orientert mot induksjon av strømning i produserende brønner. Formålet er å bore ytterligere brønner, såvel som å skape sprengninger eller brudd nær brønnboringen for dermed å øke utløpsflåtene i brønnene, med påfølgende oppvarming av hydrokarboner som ligger nær inntil disse for dermed å redusere hydrokarbonenes viskositet.
US-patent nr. 3.378.075 angår en sonisk vibrator som skal installeres i brønnen for å påvirke denne bare med sonisk energi med høyt nivå for derved å oppnå sonisk pumping i brønnområdet. Som en følge av den soniske energi med høyt nivå (og uten bruk av anordninger som er knyttet til elektrisk stimulering) vil den lyddempende virkning som oppstår i reservoaret drastisk redusere inntrengningen av sonisk energi. Imidlertid menes fremgangsmåten å forbedre virkningene i brønnområdet og skal bidra til å redusere den hydrauliske friksjon i fluidumstrømmen. En lignende fremgangsmåte er benyttet i Sovjetunionen med sikte på å rense porene i brønnområdet, og gode resultater er oppnådd.
US-patent nr. 3.507.330 angår en fremgangsmåte for å stimulere brønnområdet bare med elektrisitet der elektrisiteten ledes "oppad og nedad" i selve brønnene ved hjelp av adskilte ledere.
US-patent nr. 3.754.598 beskriver en fremgangsmåte som innbefatter bruk av minst en injeksjonsbrønn og en annen produksjonsbrønn for å bringe en væske til å flyte gjennom formasjonen og væsken blir overlagret med oscillerende trykkbølger fra injeksjonstiden.
US-patent nr. 3.874.450 gjelder en fremgangsmåte til anordning av elektroder som ved hjelp av en elektrolytt tar sikte på å fordele de elektriske strømmer i formasjoner i j orden.
US-patent nr. 3.920.072 gjelder en fremgangsmåte til oppvarming av en jordoljeformasjon ved hjelp av en elektrisk strøm og utstyr som anvendes for dette formål.
US-patent nr. 3.952.800 angår en sonisk behandling av overflaten i jordoljebrønnen. Fremgangsmåten som er lite praktisk tar sikte på å behandle brønnområdet med injeksjon av gass i selve produksjonsbrønnen, og gassen blir satt i ultrasoniske vibrasjoner for å varme opp jordoljeformasjon-ene.
US-patent nr. 4.049.053 beskriver forskjellige lavfrekvente vibratorer for installasjon i brønner, og vibratorene er hydraulisk drevet fra utstyr på overflaten.
US-patent nr. 4.084.638 gjelder stimulering av en petroleum-formasjon ved hjelp av høyspente pul sstrømmer i to brønner der en er for injeksjon og den annen er i produksjon. Det forklares også hvorledes en elektriske pulsering oppnås.
US-patent nr. 4.345.650 omhandler en anordning for elektro-hydraulisk utvinning av råolje ved hjelp av en eksplosiv og skarp gnist som frembringes nær en jordoljeformasjon under jorden.
Selv om frembringelsen av hydrauliske sjokk ved hjelp av en ladet kondensator er velkjent på dette område er oppfinnelsen i dette patent en elegant vibrator og har dessuten fordelene ved å utnytte sjokkbølger for å forbedre utvinningen av jordolje.
US-patent nr. 4.437.518 forteller hvorledes man skal anvende og bygge en piezoelektrisk vibrator i en brønn for utvinning av jordolje.
US-patent nr. 4.466.484 angår en fremgangsmåte til stimulering av brønnområdet ved hjelp av elektrisitet alene, men da med likestrøm siden formålet er å forbedre virkningen av elektrisiteten til utvinning av jordolje ved hjelp av det velkjente fenomen, elektroosmose.
US-patent nr. 4.471.838 beskriver en annen fremgangsmåte til stimulering av en brønn med vibrasjoner og den skiller seg fra de fremgangsmåter som tidligere er nevnt. Her gjelder også de kommentarer som angår US-patent nr. 4.437.518. Hovedforskjellen er i dette tilfelle at energi frembringes av en kilde som er satt opp på overflaten. Når man tar i betraktning de store dybder for brønner i sin alminnelighet, er denne fremgangsmåte lite gjennomførlig.
US-patent nr. 4.558.737 beskriver en termoakustisk anordning til bruk i bunnen av hullet og den innbefatter en varmeinn- retning som er forbundet med et vibrerende legeme. Hensikten er at brønnområdet skal varmes opp og at vibrasjonene varmeanordningen utfører skal aktivisere oljen i dette område og dermed øke varmeledningsevnen. Det er et velkjent fenomen at en hver omrøring øker varmeledningsevnen i et gitt medium.
US-patent nr. 4.884.634 beskriver en prosess for å øke utvinningen der formasjonene i jordoljereservoaret bringes til å vibrere så nær som mulig opp til deres naturlige frekvens slik at de klebende krefter mellom formasjonene og jordoljen blir redusert, og det anvendes elektrisk stimulering med elektrodene installert i minst to brønner ved siden av hverandre. Fremgangsmåten utøves ved å fylle en brønn med en metallisk væske til en høyde svarende til formasjonens høyde, med vibrering av den metalliske væske ved hjelp av en vibrator som allerede er installert, samtidig med at det utføres en elektrisk stimulering ved påtrykning av en elektrisk strøm på elektroden.
USSE patent nr. 832 072 omhandler også en vibrerende varmeanordning som er installert i en brønn der vibrasjonene fra varmeanordningen tar sikte på å øke varmeledningsevnen.
USSR patent nr. 1127642 og 1039581-A beskiver forskjellige vibratorer som kan installeres i en brønn for å stimulere bare brønnområdet.
Canadisk patent 1.096.298 gjelder konstruksjonen av en resonator for fluider der en fluidumstrøm gjennom og rundt et rørformet eller sylindrisk element som er installert parallelt med strømningsretningen skaper vibrasjoner eller vibrasjonsbølger i denne strøm. Dette er bare en ytterligere måte å frembringe bølger på i en brønn uten kombinasjon av teknikker for samtidig bruk av elektrisk stimulering. Resonatorutførelsen er analog med en fløyte der avbrytelser av luft og dens retningsforandring skaper lydbølgene.
Den foreliggende oppfinnelse angår en prosess til utvinning av jordolje fra jordoljereservoarer enten på land eller til havs, der prosessen innbefatter samtidig stimulering av formasjonen ved hjelp av vibrasjoner og elektrisitet. Prosessen utføres ved å påtrykke spesielle vibrasjoner inne i lagene slik at vibrasjonene best mulig kan tilsvare den naturlige frekvens for bergartsmatrisen og/eller for fluidene som eksisterer der.
Oppfinnelsen gjelder også vibratorer til utøvelse av denne prosess.
En fordel ved foreliggende oppfinnelse er at prosessen virker i hele reservoaret slik at det dermed blir mulig å øke utvinningsfaktoren og gjenopprette produksjon i brønner der disse er døde.
En annen fordel ved foreliggende oppfinnelse er at produksjonen finner sted mens brønnene blir stimulert.
Oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i kravene angitte trekk og de nevnte og andre fordeler vil fremgå for fagfolk på området når oppfinnelsen blir beskrevet nærmere i det følgende under henvisning til tegningene der: Fig. 1 viser et laboratorieopplegg der forsøkene
ble utført,
fig. 2 viser resultatene av forsøkene i labora-torieskala utført med det anlegg som er
vist på fig. 1,
fig. 3 viser et skjematisk opplegg med tre brønner utstyrt med vibratorer til utøvelse av
fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen,
fig. 4 viser i detalj en elektrisk krets for
anvendelse ved hullets bunn,
fig. 5 viser en brønn som er klar til utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen og
utstyrt med vibratorer og forbindelsesan-ordninger for hydraulisk drift,
fig. 6 viser en brønn som er klar til utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen og utstyrt med en vibrator som arbeider
vertikalt,
fig. 7 viser i detalj en vibrator ifølge oppfinnelsen for arbeid vertikalt,
fig. 8 viser en annen mulighet for oppbygning av
vibratorhammeren,
fig. 9 viser en ytterligere valgmulighet for
oppbygningen av vibratorhammeren,
fig. 10 viser detaljer ved en annen vibrator,
fig. 11,12 og 13 viser også valgmuligheter for vibratorer,
og
fig. 14 er et koplingsskjema for en krets til
frembringelse av lavfrekvente lyder.
Grunnprinsippene for foreliggende oppfinnelse ligger i komponentene og anordningene som benyttes til oppnåelse av fordelen ved stimulering av formasjonen ved kombinasjon av vibrasjon og elektrisitet på samme tid.
Dette oppnås ved innføring av spesielle vibrasjoner i formasjonslagene. Disse vibrasjoner skal ligge så nær som mulig opptil den naturlige frekvens for matrise-bergarten og/eller for fluidene.
Bekreftelsen på det ovennevnte prinsipp viste seg ved forsøk som ble utført i laboratoriet som vist på fig. 1 med det formål å etterligne, i laboratoriemålestokk, de virkelige tilstander som finnes i formasjonene. Forsøkene ble utført som beskrevet i det følgende.
Det ble tatt ut en sandstenblokk med nesten 800 mD permeabilitet og 22% porøsitet tatt fra et fremspring og den ble mettet med vann inneholdende 40.000 ppm med NaCl. Deretter ble vannet fortrengt med råolje. Sandstenblokken ble holdt på en temperatur på nesten 38°C.
Det porøse medium 1, behandlet som forklart ovenfor, ble forsynt med tre typer brønner: produksjonsbrønn 2, injek-sjonsbrønn 3 og observasjonsbrønn - temperatur 4; samt utstyrt med trykkfølere 5,6, temperaturfølere 12 og utstyr for elektrisk stimulering 10,11,13,15 og sonisk stimulering 9, såvel som utstyr til fremmatning av gass 7 og væske 8 til systemet.
Forsøkene ble gjentatt flere ganger med forskjellige arrangementer av vibratorer og elektrisk strømtilførsel med observasjon av virkningene av stimulering med bare vibrasjoner, bare elektrisitet, og vibrasjoner og elektrisitet samtidig. Oljen som ble utvunnet ble samlet i flasker 14.
Det ble bekreftet at vibrasjonene frembringer forskjellige virkninger på de fluider som holdes i formasjonene; a) de opphever de sammenholdende og klebende forbindelser såvel som en stor del av kapillarkreftene, slik at hydrokarbonene kan flyte gjennom formasjonen; b) vibrasjonene som forplanter seg inne i reservoaret i form av elastiske bølger vil modifisere kontaktvinkelen mellom formasjonen og fluidene og redusere den hydrauliske frik-sjonskoeffisient. Dermed oppstår det en lettere strøm mot brønnene der en drastisk øking i hastighet såvel som et større trykkfall vil oppstå;
c) de elastiske bølger skaper en oscillerende kraft i lagene og på grunn av de forskjellige tettheter i fluidene vil disse
akselerere forskjellig. På grunn av den forskjellige akselerasjon vil fluidene "gnisse" på hverandre og skape varme ved friksjon, noe som på sin side vil redusere mellom-flatespenningen i fluidene.
I tillegg til disse virkninger vil vibrasjonene frigjøre gass som ble fanget opp og dette bidrar til en uttrykt økning i oljetrykket.
I tillegg vil oscillasjonskraften skape et oscillerende sonisk trykk som skal bidra til oljestrømmen.
For å opprettholde og samtidig øke felttrykket, når det naturlige trykk har sunket, tilføres varme til reservoaret. Varme tilføres både i form av friksjonsvarme som skapes av vibrasjonene og i form av vekselstrøm som tilføres brønnene. På grunn av kapasiteten i den elektriske strømoverføring som alltid finnes i reservoaret skal strømmen sirkulere i brønnene og få reservoaret til å opptre som det var en elektrisk ovn, og en motstandsoppvarming blir derfor oppnådd.
Oppvarmingen vil føre til delvis fordampning av vann og av den letteste fraksjon av jordoljehydrokarbonene.
Vekselstrømmen vil sette ionene i fluidene i svingninger og dermed skape kapillarbølger i fluidenes overflate slik at mellomflatespenningene reduseres.
Den samlede varme som frembringes både med elektrisk stimulering og med vibrasjonene vil redusere viskositeten i fluidene (eller gjøre dem tynnere).
Både vibratoren og elektrisiteten innføres i produserende jordoljebrønner og dermed vil olje som strømmer virke som et kjølemedium som muliggjør bruk av en større energitetthet.
Disse grunnleggende fakta ble bekreftet ved forsøk utført i laboratoriemålestokk og basert på prinsippene som tidligere er beskrevet. Resultatene fra et av disse forsøk er gjengitt på fig. 2.
Denne graf viser olje utvunnet fra produksjonsbrønnene som en funksjon av tiden. Produksjonen fra hver brønn, den samlede produksjon og typen av stimulering som ble anvendt under forsøkene ble nedtegnet slik: V representerer vibrasjoner alene, E representerer elektrisitet alene og V + E representerer vibrasjoner plus elektrisitet. Etter 80 timer ble forsøket avbrutt og senere startet på nytt. Også da var resultatene tydelige.
Den viste graf angir at med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ble 3,5 ganger mer olje utvunnet enn ved den primære utvinning. Resultatene fra foregående forsøk var nesten tilsvarende.
Det som er viktig å merke seg ved dette forsøk er at en drastisk økning i oljeproduksjonen fant sted med stimulering ved hjelp av samtidig påtrykning av elektrisk energi og vibrasjonsenergi. Oljeproduksjonen fant sted før det var ventet ved varmepåvirkning bare ved hjelp av trykkøkning og drastiske forandringer i viskositeten. Dette bekrefter teorien om at overflatespenningen avtar med oscillasjonen av ionene i fluidene, noe som frembringer en hurtig økning i oljestrømmen, sammen med akustisk stimulering som akselererer i små dråper.
Det er nødvendig med mer inngående forklaring på hvorledes lydbølgene kan innvirke på jordoljeproduksjonen og hva som er blitt bekreftet ved vår intense laboratorieforsking.
Bevegelsesmekanismen i et reservoar kan være slik:
Oppfinnelsen kan benyttes sammen med alle disse mekanismer, men dens resultater er best ved fortrengning av gassopp- løsning. Når det gjelder gass som er oppløst i olje, utvider gassen seg i form av små dråper inne i oljen når trykket avtar eller når reservoaret blir varmet opp når trykket er under metningstrykket.
Gassboblene skal fortrenge oljen som så skal flyte inne i reservoaret mot trykkfallet. De små oljedråper er vanligvis omgitt av vann og meget få faste partikler finnes der boblene kan vokse. I dette tilfelle vil en økning i boblepunktet finne sted i overensstemmelse med økningen i kokepunktet, og trykket under hvilket boblene dannes skal være betydelig lavere enn for en gitt temperatur. Det er derfor nødvendig at temperaturen i dette tilfelle reduseres for boblene slik at de blir i stand til å begynne vekst av de mikrobobler som måtte finnes i væsken. Det er blitt påvist at akustiske vibrasjoner virker sammen med økningen i boblepunktet, slik at koking begynner lettere.
I tillegg vil overflatespenningene i grensene mellom olje og gass hindre olje i å flyte inne i reservoaret. Overflatespenningene i grensene mellom olje og gass er forholdsvis lave og avtar med økende temperatur. Derfor vil en meget kraftig effekt kunne oppnås med forholdvis svake vibrasjoner.
Våre laboratorieforsøk har vist at fra bergartmatrisen der strømmen stanses er det mulig å starte strømmen på nytt med en vibrasjon så svak som 0,04 g. Med dette har en utvinning på opptil 80% av restoljen allerede blitt oppnådd.
Forklaringen på dette er at når oljestrømmen stanser er det fordi et likevektspunkt er blitt nådd og dette punkt kan forandres ved hjelp av en svak akustisk stimulering.
Da lydoscillasjoner forplanter seg i radiell retning i brønnen og olje strømmer mot denne, vil man få en optimal virkning ved bruk av en minimal energimengde.
I tillegg er det kjent at olje og andre fluider flyter lettere gjennom et porøst medium når mediet blir påvirket av vibrasjoner, et faktum som knyttes til reduksjonen av hydraulisk friksjon i porene. Det er dermed forklart hvorfor en væske som betraktes som Newtonsk, virker som om den var en tiksotropisk væske i små dråper. I grenseområdet mellom væsken som flyter og begrensningene av porene må molekylene bli "rettet inn" med noen molekyler i tykkelsen alt etter deres høyere eller lavere polaritet.
Hvis væsken blir utsatt for vibrasjoner oppnås det som blir betegnet som kapillarbølger i fluidet og deretter vil molekylene ikke ha tilstrekkelig tid til å etablere polare forbindelser. Det tiksotropiske lag blir tynnere og oljen vil flyte lettere. Dette fenomen virker sammen med oscilla-sjonsbevegelsen av ionene i de samme overflater og skal dermed overlagres på de kapillarbølger som settes opp av vibrasj onene.
Energien i lydbølgene som absorberes av reservoaret vil omdannes til varme og vil derfor øke gasstrykket som en følge av den delvise fordampning som allerede er nevnt tidligere, sammen med den elektriske stimulering.
Det er en stor fordel at varmen blir frembragt i selve reservoaret og at den ikke behøver transporteres opp til lagene ved ledning, ved hjelp av et varmeførende medium som damp, varmt vann eller lignende.
På tidspunktet da vann bryter inn i produserende brønner er det vanlig at store mengder olje blir holdt tilbake i reservoaret på grunn av virkningen av kapillarkreftene. Oljeutvinning er allerede oppnådd under disse forhold ved hjelp av sonisk stimulering, men det var nødvendig å benytte kraftige vibrasjoner (5-10 g).
US-patent nr. 4.884.634 som er nevnt tidligere, beskriver et system der man får til stimulering i et jordoljereservoar ved samtidig bruk av elektrisk og sonisk utstyr. Patentet viser bruk av trefase-elektrisitet innført i brønnene med en eller flere vibratorer som er neddykket i en ledende væske anbragt i de samme brønner, en væske som kan være kvikksølv. Det vises fordelen ved å sette den ledende væske i oscillasjoner som om det var et tau med flere knuter, slik at bølgene forplanter seg i reservoaret som flere skall som utvider seg og blir lagret på hverandre, slik at det oppstår en "hammer"-virkning inne i lagene.
Dette patent omhandler imidlertid ikke detaljer som gjelder anvendelsen av et sådant prinsipp når brønnene er gamle og utstyret som er installert i disse, er av standard type.
Dette betyr at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fornyer anvendelse av vanlig produksjonsutstyr og verktøy og at det elektriske system på overflaten kan omfatte vanlig utstyr, også kommersielle transformatorer som er tilgjengelige på markedet.
Når man forsøker å benytte de prinsipper som er omhandlet ovenfor i et reservoar, må de følgende problemer tas i betraktning: 1. bortledning av energi i formasjonene; 2. energiledning opp til vibratorene; 3. kontroll med det samlede energiforbruk; 4. oppnåelse av elektrisk og akustisk forbindelse til brønnens foring og med reservoaret slik at man kan unngå bruk av en ledende væske; 5. tilgjengeligheten av vibratorer som er enkle og holdbare og som ikke lider av manglende pålitelighet som vanlig i allerede kjente vibratorer.
Foreliggende oppfinnelse har som sitt formål å løse de problemer som er nevnt ovenfor slik at fremgangsmåten kan utvikles på en praktisk måte og tilpasses så godt som en hver type reservoar.
Et annet formål med oppfinnelsen er å lede energien opp til formasjonene ved bunnen av hullet med eller uten spesielle elektriske kabler såvel som å utnytte energien slik at vibratorene trer i virksomhet.
Et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å kople sammen vibratorer med det ordinære produksjonsrør slik at de elektriske forbindelser er virksomme med eller uten hydraulisk trykk i røret. Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å gjøre det mulig å avstemme vibratoren på forskjellige frekvenser og sende den såkalte "bankelyd".
Formålene med oppfinnelsen tilfredsstilles med alternativer som skal beskrives slik: Et alternativ består i ledning av den elektriske strøm gjennom en elektrisk kabel som er installert i ringrommet mellom produksjonsrøret og foringen. Den elektriske tilkopling skjer med en egen koplingsanordning som er installert enten på vibratoren eller er forbundet med den udekkede ende av den elektriske kabel.
Et annet alternativ består i å lede den elektriske strøm gjennom produksjonsrøret som står i midten av foringen ved hjelp av spesielle ikke-ledende sentreringsdeler. Ved denne mulighet kan ringrommet være fylt med en isolerende olje for å unngå elektriske forbindelse med foringen.
Et tredje alternativ består i å lede den elektriske strøm gjennom den isolerte foring med isolasjon av produksjonsrøret med sentreringsdelene.
Når det gjelder vibratoren kan denne få energi fra hovedmatekilden. Denne energi skal mates først til vibratorene og deretter skal den gjennom koplingsanordningene føres til foringen og trenge gjennom til jordoljeformasjonen eller omvendt.
Vibratorene kan også mates fra hovedmatekilden med bortledning av energi fra hovedkilden til vibratoren ved en utvalgt puls. Dette betyr at hovedmatingen vanligvis blir ledet utenom vibratoren, men ledes til denne når den skal settes i virksomhet. Dette kan styres fra overflaten eller fra bunnen av hullet med en utladningsanordning.
Den elektriske isolasjon som ligger over jordoljeformasjonen kan oppnås ved å kutte av foringen et kort stykke over formasjonen og fylle hulrommet med et eller annet isolerende materiale, for eksempel isolasjonsolje eller lignende. Et fiberglassbelegg kan anvendes over jordoljeformasjonen.
For å gjøre det lettere å forstå oppfinnelsen skal det vises til fig. 3-14.
Fig. 3 viser hovdopplegget for tre brønner utstyrt med sine vanlige komponenter som er velkjente for fagfolk, såsom et brønnhode 16 og strømningslednnger 17 til oljetanken. Fra en trefase kraftkilde av typen med generator eller overførings-linje og med start fra transformatorer og styreenheter 19 går det ut matekabler 18 mot brønnene. En standard foring er rettet inn ved brønnboringen og produksjonsstrengen 20 står midt i foringen ved hjelp av sentreringsdeler 22. Ved enden av strengen finnes en pakning 23 som fagfolk kjenner til. Foringen er skåret av en viss avstand 25 over det produserende lag 24.
Hulrommet kan fylles fra avskjæringsstedet med isolerende epoksy eller lignende.
Under dette punkt er vibratorene 26 opphengt i produksjonsstrengen 21. Strømmen som flyter gjennom vibratorene eller blir ledet utenom disse, føres inn i den del av foringen som trenger gjennom jordoljelagene ved hjelp av hydrauliske drevne koplingsanordninger 27 eller av en mekanisk koplingsanordning laget av en understøttelse ved bunnen av hullet.
Fig. 4 viser en typisk elektrisk krets ved hullets bunn.
Kraftkilden som er vist ovenfor kan avvekslende mate den utad isolerte foring 28 eller en elektrisk kabel 29 som har forsterkning 30.
Når strømmen ledes ved hjelp av den elektriske kabel ligger denne i ringrommet 31 mellom produksjonsstrengen 32 og innsiden 33 av foringen som vist i detalj A.
Når strømmen ledes ved hjelp av den utvendig isolerte foring 28 holdes en elektrisk koplingsanordning 35 som drives hydraulisk, festet til strengen 32 og i direkte kontakt med det innvendige ikke-isolerte område 36 i foringen 38 som befinner seg over isolasjonsbroen 34. Strømmen som forlater den ledende foring 28 gjennom lederen 37 eller den elektriske kabel 39 flyter gjennom vibratoren 38 og kommer inn i den nedre foring 39 ved en annen koplingsanordning 35' som også arbeider hydraulisk.
Fig. 5 viser en brønn som er gjort klar for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, idet den har en isolert foring 28 som ledende komponent, og en vibrator 26 med koplingsanordninger 40,41 som drives hydraulisk. I tillegg er brønnboringen utvidet ved jordoljelagene 24, noe som er kjent på dette område, og hulrommet 42 er enten fylt med saltholdig betong og boret opp, eller fylt med kuler i aluminium eller et annet metall eller ellers andre materialer med høy ledningsevne, såsom en metallholdig eller ikke-metallholdig ledende væske, med det for øye at det alltid skal være et økende areal av elektroden og god akustisk forbindelse med formasjonen.
Fig. 6 viser det samme opplegg som fig. 5, bortsett fra at vibratoren 43 oscillerer vertikalt.
Hovedproblemet ved utviklingen av fremgangsmåten består i formgivningen og konstruksjonen av vibratorer som er pålitelige, billige og holdbare og som kan synkroniseres med den naturlige frekvens for formasjonene som fastlagt i publikasjonen "RANDOM VIBRATION IN PERSPECTIVE" av Wayne Tustin og Robert Mercado, Tustin Institue of Technology, Santa Barbara, California, på side 187: "NATURAL FREQUENCY, fn - the frequency of the free vibrations of a non-muffled system; also, the frequency of any type of the normal vibration modes. fn decreases in case of muffling".
På grunn av de dempende (svekkende) egenskaper som alltid finnes i et hvert reservoar og som kan vurderes med den såkalte Formation Quality Factor, kan det slås fast på grunnlag av det arbeid som er fremlagt av Yenturin A. Sh., Rakhumkulov R. Sh., Kharmanov N.F. (Bash NIPlnefft), Neftyanoie Khozvaistvo, 1986, nr. 12, desember, at den effektive naturlige frekvens (egenfrekvens) ligger i området fra 05 - 5 Hz, og at den kan sette opp en akustisk trykkpuls på 2 - 20 MPa, avhengig av det trykk som hersker i reservoaret .
Det er imidlertid funnet at denne frekvens kan gå opp til nesten 100 Hz og som eksempel skal nevnes et brasiliansk jordoljefelt der trykket er 16,7 bar (1,67 MPa). Det ble i dette tilfelle målt at det optimale gjennomsnittlige lyddtrykk var 304 KPa, som resulterer i en trykkgradient i foringen på 108 KPa og en akselerasjon på 5 g. Vi har dermed en vibrator med en gjennomsnittlig ytelse på 100 kW = 18 kW/m2 . Ved 5 Hz kan denne frembringe en maksimal styrketopp på 362 kW/m<2>og et lydtrykk på nesten 5 MPa.
Den lave frekvens som her er beskrevet frembringer elastiske bølger med dyp inntrengning. Siden det ville være fordelaktig å ha tilgjengelige frekvenser som er betydelig høyere nær brønnområdet for å oppnå virkningen av emulsifisering og deretter bidra til en lavere hydraulisk friksjon, blir imidlertid dette spørsmål løst ved å la vibratoren sende ut det som betegnes som "bankelyd", som betyr støy inneholdende mange frekvenser, som tilfellet er ved de fleste former for støy. For eksempel med lydopptak av lavfrekvens-støy fra bestemte musikkinstrumenter, såsom trommer kan det vises at det finnes et antall forskjellige frekvenser i den øvre del av den lavfrekvente bølge.
Siden dempevirkningen i reservoaret skal absorbere de lave frekvenser like rundt brønnen, er formålet med oppfinnelsen automatisk oppnådd ved å sende lavfrekvente "bankelyder". Det er ikke kjente noen fremgangsmåte til stimulering med vibrasjoner som hittil har befattet seg med dette punkt.
Ved logging av jordoljebrønner er det kjent å bruke en rekke vibratorer som kan sende ut høye effekter ved forskjellige frekvenser. Intet av dette utstyr har imidlertid vist seg å være tilstrekkelig for formålene med foreliggende oppfinnelse siden de ikke er konstruert for kontinuerlig bruk. Heller ikke gir de muligheter for tilknyttet bruk av elektrisk stimulering og de kan heller ikke mates fra hovedkraftkilden for brønnene.
Som en følge av dette var det nødvendig å konstruere spesielle elektromekaniske vibratorer for å tilfredsstille kravene til foreliggende oppfinnelse. For å oppfylle dette formål ble det klart at det ville være nødvendig å omdanne elektrisk energi til magnetisk energi og denne til kinetisk energi i et legeme og deretter til en høyeffektiv akustisk puls. Slike elektromekaniske vibratorer er vist på fig. 7 og de følgende og vil bli beskrevet nærmere.
Fig. 7 viser en vibrator som arbeider vertikalt og har en rekke spoler som når de tilføres strøm presser et polarisert rør inn i åpningene i spolene, noe som overfører den kinetiske energi som derved oppstår til en hammer 44 som forandrer bevegelsesretningen i elastiske bølger. Dette oppnås med de følgende komponenter: spolene 45 er koplet i serie med en helbølge-1ikeretter 46; likeretteren 46 er koplet til hovedlederen 47 som i dette eksempel består av produksjonsrøret 42 og den nedre del av foringen 39. Over likeretteren 46 finnes en hovedbryter drevet av thyristor 48. Denne bryter bryter med en gitt frekvens ved hjelp av en tidsstyrekrets 49. Når bryteren 48 bryter flyter likestrømmen mot spolen og det magnetiske felt som dermed frembringes i spolene trekker det polariserte rør 50 nedad. En følespole 51 følger enden av banen og slutter bryteren igjen, og en fjær 52 eller trykket inne i reservoaret skal trekke det polariserte rør 50 oppad. Oljen strømmer gjennom det polariserte rør og trekker med seg varmen som oppstår i spolene.
Det følgende er en detaljert beskrivelse av hammeranordningen 44 som mottar slaget fra det polariserte rør 50.
Fig. 8 viser et alternativ til hammeranordningen 44, der denne innbefatter en stang 44 med V-formede legemer 44A festet til stangen. I en viss avstand under de V-formede legemer 44A finnes det bevegelige legemer 44B der den øvre del av disse er V-formet. Legemene kan ha forskjellige former og dermed skape forskjellige bølgemønstre når stangen presses inn i væsken. Bølgene frembringes når fluider mellom de bevegelige legemer 44B og det faste legeme 44A blir presset radielt utad, siden den høye akselerasjon som stangen har, nedad fører til at legemene presses mot hverandre med stor hastighet. Ved å anbringe de motstående sider av legemene parallelt på stangen er det mulig å bøye foringen aksialt som vist i detalj A-A. Den store fordel ved dette er at meget mindre kraft er nødvendig for å deformere foringen enn den som er nødvendig når stål strekkes, slik tilfellet er ved bruk av en vibrator som sender ut bunter av krefter i alle retninger og på samme tid. Ved å la sidene av legemene følge en lang spiral, som vist på tegningen, er det mulig å få foringen til å oscillere som strengen for et musikkinstrument og dermed sende bunter av overlagrede bølger inn i lagene.
På den annen side kan det polariserte rør treffe en hvilken som helst konstruksjon som vil forandre retningen av den vertikale bevegelse med nesten 90°.
En annen hammeranordning er vist på fig. 9. Ekspansjonskomponenten er i dette tilfelle et fleksibelt rør som består av et aksialt korrugert stålrør. Endene av ekspansjonskomponenten som er tilspisset nedad er lukket med et deksel 53. I den annen ende av røret 54 sitter en avslutningsdel 55, der det finnes et stempel 56. Stempelet 56 kan skyves av det polariserte rør 50 som vist på fig. 8 inn i ekspansjonsrøret 57 som er fylt med en væske. Stempelet 56 går tilbake fra sin vandring ved påvirkning fra en fjær 52 eller en hvilken som helst annen elastisk anordning. Ekspansjonsrøret kan ha en hvilken som helst annen form som vist i detaljene A,B,C og D og alle disse skal frembringe forskjellige bølgemønstre og muliggjøre aksial bøying av foringen som nevnt ovenfor.
En annen vibrator benytter vektorproduktet mellom de elektriske og magnetiske strømmer, noe som resulterer i en perpendikulær kraft F som er grunnlaget for alle elektriske motorer og som muliggjør utnyttelse av den elektriske strøm i brønnene. Dette alternativ er beskrevet under henvisning til fig. 10 der det finnes en kjerne 57 laget av valset stål-blikk, som ankeret i en motor. I tilknytning til kjernen er en spole laget av isolert koppertråd 58, anordnet med både kjerne og viklinger beskyttet av isolasjonen 59. For ekspansjonskomponenter finnes det forskjellige valgmuligheter hvorav fire alternativer er gjengitt her.
I en første utførelse er ekspansjonskomponenten 6 et korrugert rør laget av rustfritt stål. Ringrommet mellom røret 60 og isolasjonen 59 er fylt med en væske som har høy ledningsevne, f.eks. kvikksølv. Istedet for å bruke et korrugert rør kan det benyttes en fleksibelt slange 61 laget av silikongummi.
En annen mulighet for ekspansjonskomponenter er at røret 62 er delt i fire deler 63. I mellomrommet mellom spolene 64 ligger det en jernstav 65 festet til røret 62. Rørene 62 holdes sammen ved hjelp av en elastisk silikonslange 66.
Enda en valgmulighet er et korrugert rør 67 av spesiell form.
Virkemåten for vibratoren er beskrevet i det følgende.
Strømmen ifra lederen i brønnen passerer først spolen 68 og frembringer dermed et magnetfelt B mellom polene 63,64.
Deretter flyter strømmen gjennom ekspansjonskomponenten (i de første to valgmuligheter - ved hjelp av den ledende væske) og deretter inn i formasjonen. Kretsen er utført slik at kraften F kan virke mot foringen og formasjonen. Når retningen på strømmen, og det magnetiske felt forandres på grunn av vekselstrømmens frekvens vil frekvensen på vibrasjonene bli doblet. Det vil si at hvis en frekvens på 50 Hz gjelder strømmen vil frekvensen på vibrasjonene være 100 Hz.
I noen reservoarer kan dette være den optimale frekvens og det er derfor ikke behov for å stille inn kraften til vibratoren. Hvis det ikke skulle være fordelaktig å benytte en lavere frekvens, kan imidlertid kraften ledes som beskrevet for fig. 7 eller ved overføring av en høyspent puls fra overflaten, noe som fører til at strømmen ledes forbi spolen i vibratoren og deretter inn i formasjonen. Denne kraft kan også mates f.eks. fra en ladet kondensator eller fra en ladet spole på samme måte som i tenningssystemet for et motorkjøretøy.
Fig. 11 viser et annet valg for en vibrator.
Forbindelsesopplegget 69 viser koplingsanordningen 35, hydraulisk drevet, festet til enden av produksjonsstrengen 32 med pakningen 23 isolert under det utvidede område 70. Vibratorene er også vist i form av en kjerne 71 av jernblikk, holdt sammen med en bolt 72 og dens mutter 73. I hver ende av kjernen finnes det to endestykker 74 som presser sammen bunten av rullet jernblikk som danner kjernen 71. Rundt kjernen er det viklet en spole 75 av koppertråd, som når den tilføres strøm setter opp et magnetfelt med nordpol og sydpol på hver side av kjernen, som vist i snittet A-A på figuren. For å beskytte spolen og kjernen er disse anbragt inne i et umagnetisk rør 69 med den form som er vist. Mellomrommet mellom kjernen/produksjonsrøret 76 og stålforingen er nesten 1 mm.
Virkemåten for denne vibrator er som følger:, når strøm passerer spolen og deretter koplingsanordningen 35 og inn i formasjonen, settes det opp et oscillerende magnetfelt B i spolen og det forandrer retning ifølge frekvensen for strømmen. Siden det svingende magnetfelt skal tiltrekke foringen i samme retning må det vibrere to ganger mer enn frekvensen for kraftkilden som vist i detaljen A-A på grunn av fjæringen i stålet. Dette fører til samme fordeler som er påpekt når det gjelder bevegelsen av foringen som omhandlet ovenfor i forbindelse med ekspansjonskomponenten i den vertikale vibrator som er vist på fig. 7.
Når det gjelder store tykkelser for den produserende formasjon kan kjernen på fig. 11 være snodd og det blir dermed mulig å få foringen til å vibrere og sende bølgetog fra foringen og overlagre knutene.
Skulle det være nødvendig å benytte en frekvens lavere enn frekvensen for den tekniske strøm kan dette gjøres på samme måte som beskrevet for vibratoren på fig. 7, der spolen magnetiseres med høye strømpulser. Det skal også påpekes at alle støt som frembringes av den vertikale vibrator automatisk frembringer bankelyder. For å få til disse bankelyder i vibratorer som sender horisontale støtbølger og som vibrerer to ganger frekvensen på kraftkilden benyttes en frekvensmodulator. I sin enkleste form kan dette gjøres med båndopptaker, hvis signal forsterkes av en transformator. Det bekreftes at det dermed er mulig å utnytte spesiell "musikk" til frekvensmodulasjonen.
Når det gjelder vibratoren som drives ifølge prinsippene som er vist på fig. 11 kan det være fordelaktig å bygge den med en egen ekspansjonskomponent som vibrerer i stedet for foringen. Dette er oppnådd ved å installere spolesettet 72 i et ytterligere fleksibelt rør som kan bringes til å vibrere. Formen på dette ekspansjonsrør kan være rund eller elliptisk.
Fig. 12 viser enda en vibrator. Forbindelsesopplegget 69 har koplingsanordningen 35, som er hydraulisk styrt, festet til enden av produksjonsstrengen 32 med pakningen 23 isolert under det utvidede område 70. Under forbindelsen 69 finnes det et tomt rom 77 beregnet for bryterne som styrer vibratoren 78. Vibratoren består av en serie spoler 79 som er festet til hverandre ved hjelp av avstandsholdere 80 og rørstykker 81. I den sentrale åpning i spolene er det for hvert spolepar to jernstempler 82 som har sine ender vendt mot hverandre og skåret i parallell en vinkel på 45°. Spolene er viklet slik at nær hvert par stempler har de magnetiske spoler som er vendt mot hverandre stilt i syd- og nord-retningene. Den plane ende av stemplene 82 som er vendt mot stempelet i det annet par spoler har den samme magnetiske pol. I en boring i rørstykket 81 er to små stempler 83 plassert i motsatte retninger, med endene som er vendt mot hverandre skåret parallelt i en vinkel på 45°. Spolene med deres stempler er anbragt i et stålrør 84 som er lukket ved bunnen med en plate 85.
Virksomheten for vibratoren er å overføre en elektrisk strøm i spolene og dette skal sette opp magnetfelt og de ovennevnte magnetiske polariteter. Stemplene 82 skal tiltrekke hverandre og presse de små stempler 83 radielt utad. Den vertikale bevegelse av stemplene 82 og derfor bevegelsesenergien som absorberes når stemplene 83 blir nådd, skal omdannes til akustisk energi når stålrøret 84 avbøyes. Uten bruk av ekspansjonsrøret 84 vil energien bli overført fra de radielle stempler 83 som et støt.
Hver ende av stemplene 83 skal overføre elastiske bølger med høy energi og lav frekvens. Selv om de magnetiske felt øker langsomt vil det plutselige slag på endene av stempelet 83 gjøre det mulig å frembringe pulser på flere kW.
Disse opplysninger understøttes av de følgende ligninger.
For beregningsformål forutsettes det at den magnetiske flukstetthet i luftgapet mellom polskoene er homogen. Dessuten forutsettes det at det magnetiske restfelt i det jernholdige materiale, strømmen som induseres av frekvens svingningene i magnetfeltet og de magnetiske tap i andre deler av kretsen er ubetydelige.
Amperes lov viser at:
der: H = magnetisk feltstyrke
1 = kretsens lengde
I = elektrisk strøm.
Den magnetiske kraft kan uttrykkes som:
der: F = magnetisk kraft
W = magnetisk energi
x = feltforskyvning
B = magnetisk flukstetthet
A = tverrsnitt av den magnetiske krets p = magnetisk permeabilitet.
Da er det magnetiske felt:
H dl =<I>total
0 HFedl + 2 HluftS = NI
hvor: S = størrelsen på luftgapet
N = antall viklinger i spolen
Dermed:
Ved innføring av ligning (3)i ligning (1) fåes:
Denne ligning viser at den magnetiske kraft øker ifølge en parabel som en invers funksjon av luftgapets størrelse. Dette angir at kraften vil vokse dramatisk inntil slagøyeblikket.
Hvis man for prosjektformål basert på fig. 2 betrakter de følgende verdier:
A = 0,02m2; N = 1000; I = 5 ampere; amaks= 0,01 mm; M = 5kg vil den magnetiske kraft som tilsvarer hver stilling av stempelet og den samlede energi ved enden av stempelets bevegelse kunne beregnes. Resultatene er vist i tabell I.
Ved slagpunktet (S = 0) skulle energien være uendelig. En realistisk verdi kan imidlertid anslås til 100 joules og tiden for bortledning av denne energi til 0,001 sekund. Dermed vil kraften i hver slag være:
Hvert bølgetog for de små stempler 83 vil bli overlagret på de andre siden bølgene blir overlagret på hverandre.
Anordningen av spolesettet 79 og stemplene 82 som er vist på fig. 12 fører til en aksial bevegelse av det nevnte stempel. Det kan imidlertid være fordelaktig å dreie spole/stempel-anordningen 90°, slik at stempelet får en radial bevegelse. Enda et alternativ for vibratoren er gjengitt på fig. 13. Forbindelsesopplegget 69 viser koplingsanordningen 35, hydraulisk styrt, festet til enden av produksjonsstrengen 32 med pakningen 23 isolert under det utvidede område 70. Under forbindelsen 69 finnes et tomrom 77 som er beregnet for vibratorens elektriske brytere. Vibratoren består av en rekke spoler 87 viklet rundt en kjerne av jernblikk 88, slik at hver magnetisk pol ved enden av spolene er lik. Dette betyr at nordpolen på en spole er vendt mot nordpolen av den annen og at sydpolen er vendt mot sydpolen for den påfølgende spole. Kjernene av oppviklet jern 88 er formet slik at hver ende av spolens jern er lik i hver spole. Settet med spoler i en mulig oppsetning er anbragt i et firkantet hult rør 89 av elastisk magnetisk materiale som en stålfjær med et rom for viklingene 87 og den opprullede jernkjerne 88. Ved en annen utførelse er røret sirkulært 90 og av samme materialtype og derfor er endene av de opprullede kjerner som vender inn i røret sirkulære. Det skal påpekes at det er mulig å benytte sammenrullede rør der det innvendige rør er laget av et elastisk magnetisk materiale og det utvendig er laget f.eks. av rustfritt stål.
Virkemåten for denne vibrator er beskrevet i det følgende. Når elektrisk strøm passerer spolene 87 og deretter koplingsanordningen 35 og inn i formasjonen, blir et oscillerende magnetisk felt B frembragt i spolene, noe som forandrer retning med strømmens frekvens. På grunn av det faktum at de magnetiske poler i spolene er vendt mot hverandre, får man en sluttet magnetisk krets for hver spole som vist på fig. 12. Da det oscillerende magnetiske felt skal tiltrekke rørene, må det vibrere dobbelt så meget som frekvensen for hovedkraften. Da tiltrekningen er større mellom spolene, må settet overføre et antall bølgetog som er lenger enn lengden av vibratoren. Hver bølgepuls skal i vertikal projeksjon ha den form som er vist på fig. 13 og i horisontal projeksjon den form som er vist ved detaljene A og B. Fordelen ved dette er de samme som fremholdt for bevegelse av røret og derfor av foringen som nevnt for ekspansjonskomponenten i den vertikale vibrator på fig. 7. Det skal påpekes at det er umulig å tiltrekke foringen direkte uten å benytte ekspansjonsrørene 89 eller de ikke magnetiske rør som er beskyttelse for spolene.
Oppnåelsen av den lave frekvens er mulig for vibratoren på fig. 7 eller som vist i opplegget på fig. 14.
Retningen av hovedstrømmen som varmer opp formasjonen (Rj ) kan endres ved hjelp av thyristor som er stilt inn på en frekvens som passerer gjennom vibratoren og deretter aktiviserer spolene.
Ved bruk av valsede rør der det utvendige rør er umagnetisk skal det magnetiske rør som tiltrekkes rekke frem til det uvendige rør når det går tilbake etter at den magnetiske kraft opphører, og det skal da frembringe en skarp puls som beskrevet for vibratoren på fig. 12.
I tillegg har det vist seg at samvirkningen mellom den elektriske stimulering og den akustiske stimulering skaper en virkning som er meget sterkere enn bruken av den ene eller den annen av disse stimuleringer alene.
Fordelingen av varme og energi i reservoaret med elektrisiteten og med de soniske bølger, kan beregnes på samme måte som den varme som effektivt frigjøres ved friksjon. Frik-sjonen som skapes med den soniske stimulering skyldes oscillasjonen av fluidumdråpene, men på grunn av elektrisiteten oppstår den ved molekylar bevegelse. Den samlede energi som innføres er dermed begrenset av kjøleevnen i den olje som blir produsert. Beregningen for dette er enkel:
der:
M = massen av jordolje/tidsenhet (kg/h)
c = spesifikk varme for jordolje (kJ/kg"C)
tg = brønntemperatur
"ti = gjennomsnittlig reservoartemperatur.
Det skal påpekes at en hver av disse vibratorer kan benyttes for brønnlogging og/eller- stimulering eller en hver annen logge og/eller stimulering som er kjent på dette område for eksempel sammenklumping, vibro-drilling, avising av jord, frakturering etc.
Claims (13)
1.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer,karakterisert vedat den produserende formasjon samtidig blir underkastet elektrisk stimulering og stimulering ved vibrasjoner der den elektriske strøm tilføres reservoaret ved hjelp av en elektrisk kabel (29) som er installert i ringrommet (31) mellom produksjonsstrengen (32) og foringen (28), idet en del av energien utnyttes til å drive en vibrator (26) som er festet ved enden av produksjonsstrengen (32), mens den elektriske forbindelse dannes ved hjelp av koplingsanordninger (35,35') som er drevet hydraulisk, plassert ved vibratoren (26) og er festet til den utildekkede ende av den elektriske kabel (29), hvilke koplingsanordninger (35,35') leder den elektriske strøm til foringen som trenger gjennom jordoljeformasjonen (24) i et punkt som ligger over en isolasjonsbro (34), med en del av foringen som ligger høyere enn jordoljeformasjonen (24) skåret av i en viss høyde (25) over formasjonen (24), mens hulrommet (42) er fylt med et isolerende materiale.
2.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 1,karakterisert vedat strømmen tilføres alternativt til reservoaret ved hjelp av produksjonsstrengen (21) som står i foringen (28) og holdt i sentrum av denne ved hjelp av isolerte sentreringsdeler (22).
3.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 1,karakterisert vedat strømmen tilføres alternativt til reservoaret ved hjelp av en isolert foring (28).
4 .
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i et hvilket som helst av de forgående krav,karakterisert vedat vibratoren er av mekanisk type og arbeider vertikalt tilført energi med strømpulser som alternativt kan tilføres reservoaret som vekselstrøm, likestrømpulser som tas fra hovedkraftkilden, pulser som tilføres fra kondensator, transformatorer eller magnetspoler som alle drives fra hovedkraftkilden.
5.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 4,karakterisert vedat energien til den vertikale forskyvning kan orienteres omtrent i 90° og kan utvides og treffe forskjellige ekspansjonskomponenter som f.eks. en stang (44) med V-formede bevegelige legemer (44A,44B) festet til stangen, og plassert på flere måter, slik at når stangen (44) blir presset vil hvert andre legeme bevege seg mot et annet og presse væsken mellom legemene, slik at det oppstår trykkpulser som er i stand til å sette foringen i oscillasjoner på forskjellige måter i henhold til de akustiske egenskaper ved reservoaret.
6.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 4,karakterisert vedat vibratoren kan orienteres nesten 90° og få sin virkning forstørret når et stempel (56) presses inn i en væske som inneholdes i ekspansjonsrør (57) av forskjellige former, slik at de forskjellige lydbølger kan sette foringen i oscillasjoner på forskjellige måter i overensstemmelse med reservoarets akustiske egenskaper.
7 .
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i kravene 4,5 eller 6,karakterisert vedat energien i den vertikale forskyvning av vibratoren kan treffe en hver av ekspansjonsanordningene som kan forandre og/eller forstørre forløpet av den opprinnelige vertikale forskyvning.
8.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i kravene 1,2 eller 3,karakterisert vedat vibratoren er av elektromekanisk type som arbeider horisontalt, drevet av strømpulser som skapes av vekselstrømmen til selve reservoaret, pulser med likestrøm som tas direkte fra hovedkraftkilden eller pulser som tilføres av kondensatorer, transformatorer eller magnetiske spoler, alle drevet fra hovedkraftkilden.
9.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 8,karakterisert vedat pulsen for vibratoren frembringes av det moment som skyldes overlagring av elektriske og magnetiske felt der det magnetiske felt frembringes av en spole (58) viklet rundt en sammenrullet kjerne (57), og der ekspansjons-komponentene (60) som leder strømmen er valgt fra et korrugert rør i rustfritt stål, en slange (61) laget av silikon, begge fylt med en ledende væske eller ellers et stålrør (62) delt opp i strømførende deler (63) festet til samme, alt satt sammen til enheter med hensiktsmessige midler som f.eks. en silikonslange (66) eller et korrugert stålrør (67).
10.
Fremgangsmåte til øking av gjenvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 8,karakterisert vedat pulsene for vibratoren settes opp ved tiltrekning av et spesielt ekspansjonsrør mot stålforingen på grunn av et magnetisk felt som frembringes av en spole viklet rundt en valset kjerne, slik at foringen eller ekspansjons-røret virker som om det var den bølgeoverførende komponent.
11.
Fremgangsmåte til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 8,karakterisert vedat pulsen for vibratoren oppnås ved hamring av par av stenger (82) anbragt i sentrum av de magnetiske spoler (79) mot legemer (83) som er orientert radielt, med magnetiske krefter, slik at de radielle legemer øker kraften i slagene og orienterer den 90°, slik at ekspansjonsrøret som er anbragt utenpå spolene treffes, hvorved ekspansjonsrøret (84) virker som om det var selve den bølgeoverførende komponent.
12.
Anordning til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer,karakterisert vedat den omfatter en vibrator av mekanisk type som tilføres energi med strømpulser som tilføres reservoaret og tas fra hovedkraftkilden, hvilken vibrator er innrettet til å motta energi som bevirker en forskyvning som kan orienteres omtrent 90° og/eller utvide forløpet av den opprinnelige forskyvning ved å treffe forskjellige typer ekspansjonsanordninger som kan bringe foringen til å oscillere på forskjellige måter i overensstemmelse med reservoarets akustiske egenskaper.
13.
Anordning til øking av utvinningen av jordolje fra jordoljereservoarer som angitt i krav 12,karakterisertved at vibratorene kan oscillere vertikalt og horisontalt .
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
BR919102789A BR9102789A (pt) | 1991-07-02 | 1991-07-02 | Processo para aumentar a recuperacao de petroleo em reservatorios |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO922581D0 NO922581D0 (no) | 1992-06-30 |
NO922581L NO922581L (no) | 1993-01-04 |
NO303792B1 true NO303792B1 (no) | 1998-08-31 |
Family
ID=4052256
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO922581A NO303792B1 (no) | 1991-07-02 | 1992-06-30 | FremgangsmÕte til Õ °ke utvinning av jordolje fra jordoljereservoarer |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5282508A (no) |
BR (1) | BR9102789A (no) |
CA (1) | CA2072919C (no) |
EC (1) | ECSP920841A (no) |
GB (1) | GB2257184B (no) |
MX (1) | MX9203830A (no) |
MY (1) | MY131079A (no) |
NO (1) | NO303792B1 (no) |
RU (1) | RU2097544C1 (no) |
Families Citing this family (143)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5396955A (en) * | 1993-11-22 | 1995-03-14 | Texaco Inc. | Method to selectively affect permeability in a reservoir to control fluid flow |
US5860475A (en) * | 1994-04-28 | 1999-01-19 | Amoco Corporation | Mixed well steam drive drainage process |
US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
US6328102B1 (en) * | 1995-12-01 | 2001-12-11 | John C. Dean | Method and apparatus for piezoelectric transport |
US5836389A (en) * | 1996-12-09 | 1998-11-17 | Wave Energy Resources | Apparatus and method for increasing production rates of immovable and unswept oil through the use of weak elastic waves |
NO304898B1 (no) | 1997-01-16 | 1999-03-01 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for stimulering av et oljereservoar eller en oljebr°nn for °ket oljeutvinning og/eller for seismisk kartlegging av reservoaret |
US6112808A (en) * | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
AU8006398A (en) * | 1997-06-18 | 1999-01-04 | Robert Edward Isted | Method and apparatus for subterranean magnetic induction heating |
NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
US6550534B2 (en) | 1998-03-09 | 2003-04-22 | Seismic Recovery, Llc | Utilization of energy from flowing fluids |
US6247533B1 (en) | 1998-03-09 | 2001-06-19 | Seismic Recovery, Llc | Utilization of energy from flowing fluids |
US6059031A (en) * | 1998-03-09 | 2000-05-09 | Oil & Gas Consultants International, Inc. | Utilization of energy from flowing fluids |
US6176308B1 (en) * | 1998-06-08 | 2001-01-23 | Camco International, Inc. | Inductor system for a submersible pumping system |
CA2407983C (en) * | 1998-11-16 | 2010-01-12 | Robert Lance Cook | Radial expansion of tubular members |
US6823937B1 (en) * | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US7231985B2 (en) * | 1998-11-16 | 2007-06-19 | Shell Oil Company | Radial expansion of tubular members |
US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US6186228B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-02-13 | Phillips Petroleum Company | Methods and apparatus for enhancing well production using sonic energy |
US6279653B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
US7552776B2 (en) * | 1998-12-07 | 2009-06-30 | Enventure Global Technology, Llc | Anchor hangers |
US7185710B2 (en) * | 1998-12-07 | 2007-03-06 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
US20070051520A1 (en) * | 1998-12-07 | 2007-03-08 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion system |
US7195064B2 (en) * | 1998-12-07 | 2007-03-27 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
GB2344606B (en) * | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
NO312303B1 (no) | 1999-02-11 | 2002-04-22 | Thermtech As | Fremgangsmate for katalytisk oppgradering og hydrogenering av hydrokarboner |
AU770359B2 (en) * | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
JP3461750B2 (ja) * | 1999-03-04 | 2003-10-27 | パナソニック コミュニケーションズ株式会社 | 通信装置、通信方法、および発信者情報の登録方法 |
US7350563B2 (en) * | 1999-07-09 | 2008-04-01 | Enventure Global Technology, L.L.C. | System for lining a wellbore casing |
US20050123639A1 (en) * | 1999-10-12 | 2005-06-09 | Enventure Global Technology L.L.C. | Lubricant coating for expandable tubular members |
RU2157446C1 (ru) * | 1999-11-10 | 2000-10-10 | Иванников Владимир Иванович | Способ и устройство для возбуждения поперечных колебаний колонны труб в скважине |
OA12106A (en) * | 1999-11-29 | 2006-05-04 | Shell Int Research | Method of improving the permeability of an earth formation. |
US7234531B2 (en) * | 1999-12-03 | 2007-06-26 | Enventure Global Technology, Llc | Mono-diameter wellbore casing |
US6227293B1 (en) | 2000-02-09 | 2001-05-08 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
US6427774B2 (en) | 2000-02-09 | 2002-08-06 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
EA200000097A1 (ru) * | 2000-03-14 | 2001-04-23 | Икрам Гаджи Ага оглы Керимов | Способы, направленные на активизацию нефтедобычи |
GB2389597B (en) * | 2000-10-02 | 2005-05-18 | Shell Oil Co | Plastically deforming and radially expanding a tubular member |
US7100685B2 (en) * | 2000-10-02 | 2006-09-05 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
US6619394B2 (en) | 2000-12-07 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating a wellbore with vibratory waves to remove particles therefrom |
GB2387405A (en) * | 2001-01-03 | 2003-10-15 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
US7410000B2 (en) * | 2001-01-17 | 2008-08-12 | Enventure Global Technology, Llc. | Mono-diameter wellbore casing |
US6814141B2 (en) * | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
US6467542B1 (en) * | 2001-06-06 | 2002-10-22 | Sergey A. Kostrov | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations |
GB2394979B (en) * | 2001-07-06 | 2005-11-02 | Eventure Global Technology | Liner hanger |
US7258168B2 (en) * | 2001-07-27 | 2007-08-21 | Enventure Global Technology L.L.C. | Liner hanger with slip joint sealing members and method of use |
GB2409216B (en) * | 2001-08-20 | 2006-04-12 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding tubular members including a segmented expansion cone |
US6691805B2 (en) | 2001-08-27 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive oil-based mud |
WO2004094766A2 (en) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
CA2459910C (en) * | 2001-09-07 | 2010-04-13 | Enventure Global Technology | Adjustable expansion cone assembly |
US20050217866A1 (en) * | 2002-05-06 | 2005-10-06 | Watson Brock W | Mono diameter wellbore casing |
US7069993B2 (en) | 2001-10-22 | 2006-07-04 | Hill William L | Down hole oil and gas well heating system and method for down hole heating of oil and gas wells |
US7543643B2 (en) * | 2001-10-22 | 2009-06-09 | Hill William L | Down hole oil and gas well heating system and method for down hole heating of oil and gas wells |
GB2421258B (en) * | 2001-11-12 | 2006-08-09 | Enventure Global Technology | Mono diameter wellbore casing |
GB2398319B (en) * | 2001-12-10 | 2005-10-12 | Shell Int Research | Isolation of subterranean zones |
GB2401893B (en) * | 2001-12-27 | 2005-07-13 | Enventure Global Technology | Seal receptacle using expandable liner hanger |
US7404444B2 (en) * | 2002-09-20 | 2008-07-29 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for expandable tubulars |
US6719055B2 (en) * | 2002-01-23 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling and completing boreholes with electro-rheological fluids |
MXPA04007922A (es) * | 2002-02-15 | 2005-05-17 | Enventure Global Technology | Tuberia monodiametro para pozo. |
CA2478868A1 (en) * | 2002-03-13 | 2003-09-25 | Enventure Global Technology | Collapsible expansion cone |
AU2003230589A1 (en) | 2002-04-12 | 2003-10-27 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
AU2003233475A1 (en) | 2002-04-15 | 2003-11-03 | Enventure Global Technlogy | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
AU2003225001A1 (en) * | 2002-05-29 | 2003-12-19 | Eventure Global Technology | System for radially expanding a tubular member |
AU2003274310A1 (en) * | 2002-06-10 | 2003-12-22 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
GB2418216B (en) * | 2002-06-12 | 2006-10-11 | Enventure Global Technology | Collapsible expansion cone |
CA2493669A1 (en) * | 2002-07-24 | 2004-01-29 | Enventure Global Technology | Dual well completion system |
US20050173108A1 (en) * | 2002-07-29 | 2005-08-11 | Cook Robert L. | Method of forming a mono diameter wellbore casing |
AU2003258274A1 (en) * | 2002-08-23 | 2004-03-11 | Enventure Global Technology | Magnetic impulse applied sleeve method of forming a wellbore casing |
AU2003259865A1 (en) * | 2002-08-23 | 2004-03-11 | Enventure Global Technology | Interposed joint sealing layer method of forming a wellbore casing |
US7739917B2 (en) | 2002-09-20 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, Llc | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
EP1549824B1 (en) * | 2002-09-20 | 2007-07-25 | Enventure Global Technology | Mono diameter wellbore casing |
WO2004023014A2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-03-18 | Enventure Global Technlogy | Threaded connection for expandable tubulars |
BR0314627A (pt) * | 2002-09-20 | 2005-07-26 | Enventure Global Technology | Tampão de fundo para uso em conexão com um aparelho para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único, aparelho conectável a uma tubulação de perfuração para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único, e, método para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único |
AU2003293388A1 (en) * | 2002-12-05 | 2004-06-30 | Enventure Global Technology | System for radially expanding tubular members |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
GB2429226B (en) * | 2003-02-18 | 2007-08-22 | Enventure Global Technology | Protective compression and tension sleeves for threaded connections for radially expandable tubular members |
GB2429996B (en) * | 2003-02-26 | 2007-08-29 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
GB2415454B (en) | 2003-03-11 | 2007-08-01 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US20060272826A1 (en) * | 2003-03-17 | 2006-12-07 | Enventure Golbal Technology | Apparatus and method for radially expanding a wellbore casing using and adaptive expansion system |
US20050166387A1 (en) * | 2003-06-13 | 2005-08-04 | Cook Robert L. | Method and apparatus for forming a mono-diameter wellbore casing |
US20110094732A1 (en) * | 2003-08-28 | 2011-04-28 | Lehman Lyle V | Vibrating system and method for use in sand control and formation stimulation in oil and gas recovery operations |
US20070056743A1 (en) * | 2003-09-02 | 2007-03-15 | Enventure Global Technology | Method of radially expanding and plastically deforming tubular members |
US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
US20050073196A1 (en) * | 2003-09-29 | 2005-04-07 | Yamaha Motor Co. Ltd. | Theft prevention system, theft prevention apparatus and power source controller for the system, transport vehicle including theft prevention system, and theft prevention method |
US7213650B2 (en) * | 2003-11-06 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for scale removal in oil and gas recovery operations |
US20070039742A1 (en) * | 2004-02-17 | 2007-02-22 | Enventure Global Technology, Llc | Method and apparatus for coupling expandable tubular members |
CA2577083A1 (en) | 2004-08-13 | 2006-02-23 | Mark Shuster | Tubular member expansion apparatus |
US7640987B2 (en) * | 2005-08-17 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communicating fluids with a heated-fluid generation system |
US7966164B2 (en) * | 2005-12-05 | 2011-06-21 | Shell Oil Company | Method for selecting enhanced oil recovery candidate |
US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
US7849919B2 (en) * | 2007-06-22 | 2010-12-14 | Lockheed Martin Corporation | Methods and systems for generating and using plasma conduits |
US7628202B2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-12-08 | Xerox Corporation | Enhanced oil recovery using multiple sonic sources |
US7909094B2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
US8584747B2 (en) * | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
US8220537B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-07-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Pulse fracturing device and method |
US20090178801A1 (en) * | 2008-01-14 | 2009-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for injecting a consolidation fluid into a wellbore at a subterranian location |
US8113278B2 (en) | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
CN103462896A (zh) | 2008-04-11 | 2013-12-25 | 细胞研究有限公司 | 诱导癌细胞凋亡的方法和应用 |
US20090283257A1 (en) * | 2008-05-18 | 2009-11-19 | Bj Services Company | Radio and microwave treatment of oil wells |
US8149552B1 (en) * | 2008-06-30 | 2012-04-03 | Automation Solutions, LLC | Downhole measurement tool circuit and method to balance fault current in a protective inductor |
DE102008044955A1 (de) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur "in-situ"-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
AU2008361676B2 (en) * | 2008-09-09 | 2013-03-14 | Welldynamics, Inc. | Remote actuation of downhole well tools |
US8590609B2 (en) * | 2008-09-09 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sneak path eliminator for diode multiplexed control of downhole well tools |
DK2324189T3 (en) * | 2008-09-09 | 2018-08-13 | Halliburton Energy Services Inc | ELIMINATOR OF UNDESIGNABLE SIGNAL ROUTE FOR DIODE MULTIPLEXED CONTROL OF Borehole Well Tools |
RU2392422C1 (ru) * | 2009-04-28 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Соновита" | Способ добычи нефти с использованием энергии упругих колебаний и установка для его осуществления |
NO330266B1 (no) | 2009-05-27 | 2011-03-14 | Nbt As | Anordning som anvender trykktransienter for transport av fluider |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8230934B2 (en) | 2009-10-02 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for directionally disposing a flexible member in a pressurized conduit |
US8746333B2 (en) * | 2009-11-30 | 2014-06-10 | Technological Research Ltd | System and method for increasing production capacity of oil, gas and water wells |
PL2534332T3 (pl) * | 2010-02-12 | 2017-04-28 | Rexonic Ultrasonics Ag | System i sposób ultradźwiękowej obróbki cieczy w odwiertach i odpowiednie stosowanie tego systemu |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
CA2801640A1 (en) | 2010-06-17 | 2011-12-22 | Impact Technology Systems As | Method employing pressure transients in hydrocarbon recovery operations |
US8476786B2 (en) | 2010-06-21 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for isolating current flow to well loads |
US8646527B2 (en) * | 2010-09-20 | 2014-02-11 | Harris Corporation | Radio frequency enhanced steam assisted gravity drainage method for recovery of hydrocarbons |
US20120132416A1 (en) * | 2010-11-28 | 2012-05-31 | Technological Research, Ltd. | Method, system and apparatus for synergistically raising the potency of enhanced oil recovery applications |
GB2486685A (en) * | 2010-12-20 | 2012-06-27 | Expro North Sea Ltd | Electrical power and/or signal transmission through a metallic wall |
CN103492671B (zh) | 2011-04-08 | 2017-02-08 | 哈利伯顿能源服务公司 | 控制使用粘性开关的自动阀中的流体流动的方法和装置 |
US8839856B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetic wave treatment method and promoter |
US20130062070A1 (en) * | 2011-09-12 | 2013-03-14 | Grant Hocking | System and Method of Liquefying a Heavy Oil Formation for Enhanced Hydrocarbon Production |
BR112014010371B1 (pt) | 2011-10-31 | 2020-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aparelho para controlar o fluxo de fluido de forma autônoma em um poço subterrâneo e método para controlar o fluxo do fluido em um poço subterrâneo |
CA2848963C (en) | 2011-10-31 | 2015-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
AR089305A1 (es) | 2011-12-19 | 2014-08-13 | Impact Technology Systems As | Metodo y sistema para generacion de presion por impacto |
RU2518581C2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-06-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ разработки нефтегазовых, сланцевых и угольных месторождений |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
RU2514287C1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-04-27 | Сергей Олегович Родионов | Кабельный инфразвуковой гидровибратор |
RU2521169C1 (ru) * | 2012-10-25 | 2014-06-27 | Сергей Олегович Родионов | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
US9458676B2 (en) * | 2013-03-13 | 2016-10-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Wellbore electrical isolation system |
CA2846201C (en) | 2013-03-15 | 2021-04-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Ring electrode device and method for generating high-pressure pulses |
US9228419B1 (en) * | 2014-03-18 | 2016-01-05 | Well-Smart Technologies—Global, Inc | Acoustic method and device for facilitation of oil and gas extracting processes |
WO2016167666A1 (en) | 2015-04-15 | 2016-10-20 | Resonator As | Improved oil recovery by pressure pulses |
US9879507B2 (en) * | 2015-10-22 | 2018-01-30 | Dennis W. Gilstad | Adaptive stimulation system |
CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
CN111322522B (zh) * | 2018-12-14 | 2022-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 环状原油集输系统的掺水参数的控制方法、装置及存储介质 |
CN111155970B (zh) * | 2020-02-29 | 2020-11-27 | 苏州喜全软件科技有限公司 | 采油井偏心施压收油装置 |
CN111608625A (zh) * | 2020-07-09 | 2020-09-01 | 清华四川能源互联网研究院 | 冲击波发生装置和油气井增产的方法 |
US12060782B2 (en) * | 2022-11-18 | 2024-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical treatment to revive dead gas wells due to water blockage |
CN117371069B (zh) * | 2023-12-07 | 2024-03-08 | 中国石油大学(华东) | 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及系统 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3527300A (en) * | 1968-09-20 | 1970-09-08 | Electro Sonic Oil Tools Inc | Electro-mechanical transducer for secondary oil recovery and method therefor |
US4345650A (en) * | 1980-04-11 | 1982-08-24 | Wesley Richard H | Process and apparatus for electrohydraulic recovery of crude oil |
US4479680A (en) * | 1980-04-11 | 1984-10-30 | Wesley Richard H | Method and apparatus for electrohydraulic fracturing of rock and the like |
NO161697C (no) * | 1985-12-03 | 1989-09-13 | Ellingsen O & Co | Fremgangsm te for oekning av utvinningsgraden av olj andre flyktige vaesker fra oljereservoar. |
US5101899A (en) * | 1989-12-14 | 1992-04-07 | International Royal & Oil Company | Recovery of petroleum by electro-mechanical vibration |
-
1991
- 1991-07-02 BR BR919102789A patent/BR9102789A/pt not_active Application Discontinuation
-
1992
- 1992-06-29 MY MYPI92001213A patent/MY131079A/en unknown
- 1992-06-30 NO NO922581A patent/NO303792B1/no unknown
- 1992-06-30 MX MX9203830A patent/MX9203830A/es not_active IP Right Cessation
- 1992-07-01 RU SU925052053A patent/RU2097544C1/ru active
- 1992-07-01 GB GB9213976A patent/GB2257184B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-07-02 US US07/908,173 patent/US5282508A/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-07-02 CA CA002072919A patent/CA2072919C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-07-16 EC EC1992000841A patent/ECSP920841A/es unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ECSP920841A (es) | 1993-02-11 |
GB9213976D0 (en) | 1992-08-12 |
NO922581D0 (no) | 1992-06-30 |
NO922581L (no) | 1993-01-04 |
MY131079A (en) | 2007-07-31 |
US5282508A (en) | 1994-02-01 |
RU2097544C1 (ru) | 1997-11-27 |
GB2257184A (en) | 1993-01-06 |
BR9102789A (pt) | 1993-02-09 |
MX9203830A (es) | 1993-03-01 |
CA2072919C (en) | 1996-04-09 |
GB2257184B (en) | 1995-10-11 |
CA2072919A1 (en) | 1993-01-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO303792B1 (no) | FremgangsmÕte til Õ °ke utvinning av jordolje fra jordoljereservoarer | |
CA2287123C (en) | Enhancing well production using sonic energy | |
AU2001232892B2 (en) | Coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs | |
US10746006B2 (en) | Plasma sources, systems, and methods for stimulating wells, deposits and boreholes | |
CA2315783C (en) | A method to increase the oil production from an oil reservoir | |
US6227293B1 (en) | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge | |
US6186228B1 (en) | Methods and apparatus for enhancing well production using sonic energy | |
US20140305877A1 (en) | Apparatuses and methods for generating shock waves for use in the energy industry | |
Agi et al. | Laboratory evaluation to field application of ultrasound: A state-of-the-art review on the effect of ultrasonication on enhanced oil recovery mechanisms | |
RU2520672C2 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти в нефтегазодобывающих скважинах и устройство для его реализации | |
JPH0443560B2 (no) | ||
RU2379489C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих нефтяных скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт | |
RU2696740C1 (ru) | Способ и устройство комплексного воздействия для добычи тяжелой нефти и битумов с помощью волновой технологии | |
GB2286001A (en) | Apparatus for increasing petroleum recovery from petroleum reservoirs | |
AU2006213127B2 (en) | Sound source for stimulation of oil reservoirs | |
CA2278024C (en) | Process for stimulation of oil wells | |
PL172108B1 (pl) | Sposób wydobywania gazu ze zlóz zawierajacych plyn PL PL PL PL PL PL PL | |
JP2537587B2 (ja) | ガス採取方法 | |
WO2016167666A1 (en) | Improved oil recovery by pressure pulses | |
US20130153211A1 (en) | Wave stimulation | |
RU2425962C1 (ru) | Способ добычи нефти, природного газа и газового конденсата путем электромагнитного резонансного вытеснения их из продуктивного пласта | |
RU2155264C2 (ru) | Способ вибросейсмического воздействия на нефтяную залежь и устройство для его осуществления | |
Mohammadian | Ultrasonic Assisted Water Flooding | |
Patel et al. | Petroleum Research | |
Huseyn | Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs |