NO309538B1 - Fremgangsmåte for å öke utvinningen av mobile hydrokarboner fra naturlige reservoarer samt anvendelse av en hydrokarbonvæske ved utövelse av fremgangsmåten - Google Patents

Description

Oppfinnelsens område

Denne oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å øke utvinningen av mobile hydrokarboner fra naturlige reservoarer samt anvendelse av en hydrokarbonvæske ved utøvelse av fremgangsmåten. Det tilsiktes å øke hydrokarbonutvinningen vesentlig i forhold til kjente utvinningsmåter. Oppfinnelsen går ut på å øke hydrokarbonutvinningsgraden i et vilkårlig reservoar bestående av hovedsakelig hydrokarboner i væskefase, og hvor hydrokarbonene er mobile i reservoaret. Utvinningsgraden er definert som forholdet mellom mengden av hydrokarboner som utvinnes i forhold til den totale mengde hydrokarboner som opprinnelig foreligger i reservoaret.

Oppfinnelsens bakgrunn

Et reservoar er generelt definert som en porøs og permeabel bergart som ved sin beskaffenhet inneholder væsker og/eller gasser så som naturgass, olje, vann etc. Reservoaret utgjøres av det område og bergartsvolum nede i grunnen (formasjonen) hvor hydrokarboner har samlet seg og hvorfra man produserer eller henter opp hydrokarbonene til overflaten for videre ut-nyttelse .

Hydrokarbonene befinner seg i de naturlige reservoarer i porer i selve bergarten. Den aktuelle formasjon kan bestå av ulike bergarter, men den vil alltid i en viss grad være permeabel, det vil si at den tillater gjennomstrømning av hydrokarboner i gass- eller væskefase i større eller mindre ut-strekning. Når man produserer fra et reservoar, innebærer dette en uttapping av hydrokarboner. Denne uttapping foretas ved at man borer brønner ned i reservoaret.

Ved at man har et lavere trykk i brønnen(e) enn det rådende trykk i det omliggende reservoar, vil det oppstå en trykkgra-dient som bevirker at hydrokarboner i væske- og/eller gassfa-se strømmer i retning mot brønnen(e) og inn i den(m).

Kjent teknikk

Etter hvert som man produserer fra et reservoar, vil man i mange tilfelle ta i bruk ulike fremgangsmåter for å for-.trinnsvis forsøke å opprettholde trykket i reservoaret og derved eksempelvis øke utvinningsgraden og utvinningsraten. Slike fremgangsmåter omtales generelt som metoder for stimulert utvinning av et reservoar.

Stimulert utvinning av et reservoar foretas vanligvis etter en primærutvinningsfase. Primærutvinning omfatter utvinning av blant annet råolje og/eller gass fra et naturlig reservoar, og hvor slike hydrokarboner utvinnes ved hjelp av naturlig tilstedeværende reservoardriv/reservoarenergi. De mest vanlige naturlige drivkrefter i et reservoar utgjøres av opp-løst gass, fri gass, vann eller tyngdekraftsdriv ("gravity drive"), eller en kombinasjon av disse.

Injeksjon (nedpumping) av vann eller gass, for eksempel via brønner i omliggende deler av reservoaret, er eksempler på tradisjonell teknologi for stimulert utvinning som utføres i den hensikt å blant annet opprettholde trykket i reservoaret på et ønsket nivå. Ellers vil reservoartrykket normalt synke i takt med utvinningen av hydrokarboner, og dette vil begren-se utvinningen.

Utvinninsgraden kan i praksis variere fra under 2 0% til opp imot 70%, avhengig av reservoarets og hydrokarbonenes fysiske egenskaper. Det er kjent flere metoder for å øke utvinningsgraden. Valg av metode avhenger av hvilke metoder som kan forsvares ut fra økonomiske kriterier, men bruk av en eller flere av disse metodene vil øke utvinningsgraden fra et reservoar i forhold til hva som ellers ville være oppnåelig. For å oppnå forbedret hydrokarbonutvinning fra naturlige reservoarer er det i dag blant annet i bruk forskjellige metoder for stimulert utvinning, eksempelvis kombinert gass/ van-ninjeksjon, injeksjon av skumstoff, polymere geler og over-flateaktive stoffer. Andre brukte fremgangsmåter er eksempelvis den mikrobielle metode og såkalt "gassoversvømmelse". Det henvises likeledes til Ruth, 1992-1995, A Norwegian Research Program on Improved Oil Recovery Program Summary, Norwegian Petroleum Directorate - Stavanger 1996 for omtale av en del slike metoder for stimulert utvinning. I tillegg, og i forbindelse med injeksjon av bl.a. hydrokarboner i et reservoar, henvises det til patentskrivene US 4.034.812, US 4.373.586, US 5.685.371, US 5.720.350 og US 5.826.656.

US 4.034.812, US 4.373.586 og US 5.685.371 anviser i denne sammenheng fremgangsmåter for å gjøre immobile hydrokarboner mobile slik at hydrokarbonene i reservoaret derved gjøres produsérbare.

US 5.720.350 og US 5.826.656 omhandler fremgangsmåter for utvinning av mobile hydrokarboner, og hvor det injiseres hydrokarboner for å løse opp tilstedeværende hydrokarboner i reservoaret, og hvor injeksjon av hydrokarboner utøves syklisk.

j

Fremgangsmåten ifølge US 5.720.350 forutsetter tyngdekraft-stømming ("gravity drainage") fra en reservoarformasjon, og hvor reservoaret består av en oljesone med en overliggende gasskappe, og hvor det meste av reservoarets olje er utvunnet i ved hjelp av primærutvinningsmetoder. Hydrokarboner injiseres deretter i øvre del av reservoarformasjonen for å løse opp og bevirke at gjenværende hydrokarbonrester gjøres mer mobile, hvoretter de injiserte hydrokarboner og de løste hydrokarbonrester tas ut og produseres fra nedre del av reservoarformasjonen, idet gasstrykket i den overliggende gasskappe bevirker at injiserte hydrokarboner og løste hydrokarbonrester drives mot nedre del av reservoarformasjonen.

Fremgangsmåten ifølge US 5.826.656 omhandler utvinning av gjenværende olje i et reservoar etter at vannflømming og/eller løsningsmiddeltlømming er utført i reservoaret. US 5.826.656 anviser derfor en fremgangsmåte til anvendelse etter at olje fra et reservoar først er utvunnet ved hjelp av primærutvinningsmetoder og deretter ved hjelp av minst én metode for stimulert utvinning (vannflømming og/eller løsnings-middelt lømming).

De kostnader som knytter seg til de ulike kjente hydrokar-bonutvinningsforbedrende teknikker er ofte høye, samtidig som virkningen av den enkelte kjente teknikk er begrenset. De in-teressante spørsmål er alltid hvor mye ekstra hydrokarboner man kan få opp fra reservoaret innenfor økonomisk lønnsomme kriterier ved å ta en kjent teknikk i bruk, og hvor mye hydrokarboner som allikevel vil bli liggende igjen ubenyttet i reservoaret. Ved å bruke dagens teknikker innenfor økonomisk forsvarlige rammer så er svarene på dette at 30-60% av oljen vil bli liggende igjen i grunnen under normale omstendighe-ter .

Som nevnt er de kjente teknikker i hovedsak basert på fortrinnsvis å opprettholde reservoartrykket i størst mulig grad ved å injisere vann og eller gass inn i reservoaret eller tilstøtende områder. Det kan også være aktuelt å benytte kjemikalier i en eller annen form eller andre mekanismer for å drive mer olje ut av reservoaret.

Ulemper med kjent teknikk

I forbindelse med vanninjisering vil en stor mengde hydrokarboner bli liggende igjen i den permeable bergarts porer etter at det injiserte vann er blitt presset forbi oljeansamlinge-ne. Dette skyldes at vann ikke blander seg med olje under naturlige ■forhold, og at den tyngre olje, på grunn av høyere viskositet, ikke trenger gjennom små reservoarporer like lett som vann. De enkelte kjente teknikker som anvendes i den hensikt å vesentlig forbedre hydrokarbonutvinningsgraden innehar i så måte alvorlige ulemper.

Ved gassinjisering vil gassen, som er særdeles flyktig, strømme lett og hurtig gjennom reservoaret, slik at gassen

(kun tar med seg små mengder av lette hydrokarbonkomponenter opp til overflaten, hvilket har sammenheng med at gassen ikke løser seg opp eller binder seg til de tyngre hydrokarbonkomponenter. Tunge hydrokarbonkomponenter er lite flyktige, mens lette hydrokarbonkomponenter er flyktige, idet gass er særdeles flyktig.

Ved injisering av kjemikalier oppnår man også en begrenset økning i utvinningseffekten, spesielt sett i forhold til de kostnader som påløpes ved bruk av kjemikalier i betydelige mengder, samt de problemer kjemikaliene i neste omgang skaper når de eventuelt returneres til produksjonsanlegget.

Det er likeledes forsøkt kombinasjoner av to eller flere kjente teknikker, og hvor slike kombinasjoner selvsagt vil bedre utvinningsgraden noe, men hvor utvinningsgraden allikevel bedres marginalt totalt sett og innenfor hva som anses som økonomisk forsvarlig.

Til kjente fremgangsmåter for å øke hydrokarbonutvinningsgraden i et gitt reservoar som inneholder mobile hydrokarboner, knytter det seg således mangler, ulemper og anvendelses-begrensninger.

Formålet med oppfinnelsen

Fremgangsmåten og anvendelse av hydrokarbonvæsken ifølge oppfinnelsen skal kunne utnyttes på produserbare oljefelt som inneholder mobile hydrokarboner, og hvor utvinningen av de mobile hydrokarboner eventuelt er eller har vært stimulert med kun trykkstøttende gassinjeksjon i en for reservoaret overliggende gasskappe. Fremgangsmåten og anvendelse av hydrokarbonvæsken skal utgjøre en basis for en total optimalise-ring av feltet og derved muliggjøre en økonomisk og ressurs-messig avkastning som hittil ikke har vært mulig. Det er den foreliggende oppfinnelses formål å avhjelpe, eller i vesentlig grad redusere, ovennevnte mangler, ulemper og anvendel-sesbegrensninger, og således anvise en ny fremgangsmåte for å øke hydrokarbonutvinningsgraden i et slikt reservoar på en kostnadseffektiv måte.

Hvordan formålet oppnås

Nevnte formål er ved en fremgangsmåte av den i den innledende del av minst ett av patentkravene 1-3 angitte art realisert ved å gå frem på en måte som er angitt i den karakteriserende del av minst ett av patentkravene 1-3, og hvor hydrokarboner ifølge krav 8, eventuelt en blanding av hydrokarbonene ifølge krav 8 og vann, anvendes som injeksjonsvæske ved utøvelse av fremgangsmåten, idet hydrokarbonene ifølge krav 8 vil foreligge i væskefase i reservoaret.

Et naturlig hydrokarbonreservoar inneholder hydrokarboner av ulike komponenter innen den såkalte metangruppen. De letteste hydrokarbonkomponenter er gassformige, de litt tyngre er i væskefase, mens de tyngste har form av asfalt eller bek. For-delingen av de ulike komponenter varierer i stor grad fra funn til funn. Det kan dreie seg om alt fra mer eller mindre rene gassreservoarer til reservoarer som kun inneholder tunge olj ekomponenter.

Gass-, gasskondensat- og oljereservoarer skiller seg ved at de har forskjellig sammensetning av ulike hydrokarbonkomponenter som metan, etan, propan, butan, pentan, heksan, heptan, oktan osv. helt ned til de aller tyngste komponenter på metanskalaen. Hydrokarbonkomponentene har den egenskap at de kan være i væske- eller gassform alt avhengig av temperatur og trykk samt hvilket blandingsforhold det er mellom de ulike hydrokarbonkomponenter. Ved gitte trykk- og temperaturforhold i: et reservoar vil de mellomtunge hydrokarbonkomponentene på metanskalaen være i væskebalanse sammen med de tyngre og aller tyngste hydrokarbonkomponenter. Disse iboende egenskaper gjør slike komponenter velegnet til å binde seg til og løse opp de tyngre hydrokarbonkomponenter. Generelt er det slik at lettere hydrokarbonkomponenter effektivt løser tyngre hydrokarbonkomponenter. Et kjent fasediagram, se Fig. 7, viser hvilken fase de forskjellige hydrokarbonkomponenter har ved de forskjellige trykk og temperaturer. Hydrokarbonkomponenter som ligger nær hverandre i fasediagrammet blander seg lett med hverandre, og man vil kunne bruke lettere hydrokarbonkomponenter til å effektivt løse opp og blande seg med tyngre hydrokarbonkomponenter. Slike egenskaper kan i et reservoar utnyttes til å løse opp og rense ut tyngre hydrokarbonkomponenter som ikke lar seg produsere ved hjelp av tradisjonell teknikk, og hvor Fig. 1 illustrerer vannfortrengning av tyngre hydrokarbonkomponenter i reservoaret ved hjelp av tradisjonell teknikk. Fig. Id viser at de tyngre og, i forhold til det drivende vann, mer viskøse hydrokarbonkomponenter motset-ter seg ytterligere volumreduksjon. Dermed kan de tyngre hydrokarbonkomponenter ikke lenger passere gjennom små porer i formasjonen, slik at de blir innestengt i porene. I tillegg kan formasjonen ha en redusert vannbefuktningsegenskap som gjør at oljen lettere fester seg til formasjonskornene. Fig. 2 illustrerer fortrengning av en reservoarolje ved bruk av en hydrokarbonvæske som i forhold til reservoaroljen inneholder en større andel av lettere hydrokarbonkomponenter. Fig. 2b viser at hydrokarbonvæsken løser opp reservoaroljen, og i Fig. 2c vil også rester av reservoarolje som har festet seg til formasjonskornene etterhvert bli løst opp. Til slutt, i Fig. 2d, utgjøres den gjenværende væske i reservoaret av en blanding av oppløste rester av reservoaroljen og den injiserte hydrokarbonvæske.

Når en tilstrekkelig mengde hydrokarbonvæske er injisert i én eller flere oljesoner i reservoaret og reservoaroljen er opp-løst i hydrokarbonvæsken, slik at den opprinnelige restoljes egenskaper endres, vil en påfølgende vannfortrengning forløpe lettere. Fig. 3c og 3d illustrerer dette forløp.

Store restoljemengder kan også foreligge i et reservoars vannsone. I overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse, og i den hensikt å løse opp og vaske ut slike restoljemengder, kan det derfor også være aktuelt å injisere hydrokarbonvæsken, eventuelt en blanding av hydrokarbonvæsken og vann, i vannsonen, idet man fortrinnsvis blander hydrokarbonvæsken inn i vanninjeksjonsstrømmen.

Ved på denne måte å benytte lettere hydrokarbonkomponenter til å løse opp og blande seg med de tyngre hydrokarbonkomponenter, vil reservoarets opprinnelige råolje etterhvert om-dannes til en væske med lavere viskositet. Som følge av at alle de tyngre hydrokarbonkomponenter derved løses opp, for-tynnes og gradvis utvinnes, vil den gjenværende væske til slutt utgjøres av lette hydrokarbonkomponenter som lett lar seg fortrenge med vann i nedstrøms retning mot minst én pro-duksjonsbrønn. Derved oppnås en praktisk talt fullstendig hydrokarbondrenering fra reservoaret.

Man benytter til dette formål en tilpasset blanding av de lettere komponenter av hydrokarboner for den aktuelle ren-singsoppgave, idet hydrokarbonene som injiseres vil foreligge i væskefase under de rådende forhold i reservoaret. Den aktuelle væske vil være karakterisert ved at den består av hydrokarbonkomponenter i metangruppen; den har en mindre andel av de tyngste hydrokarbonkomponenter enn det opprinnelige reser-voarinnholdet (råoljen); den har en kritisk temperatur som er høyere enn reservoartemperaturen og den bør være relativt fri for asfalt og voks. For eksempel vil det i mange tilfelle kunne velges en væske bestående av komponenter i området fra butan til heptan.

Hydrokarbonvæsken vil normalt bestå av hydrokarbonkomponenter i en primær- og en sekundærgruppe. Primærgruppen er her definert til å omfatte hydrokarbonkomponenter med karbontall fra C-2 (etan) til og med C-16, og hvor disse hydrokarbonkomponenter medvirker mest til den ønskede oppløsning av reservo-arol jen. Sekundærgruppen omfattes både av C-l (metan) og av hydrokarbonkomponenter med karbontall C-17 og/eller høyere. Sekundærgruppen regnes for å ha en mindre oppløsende effekt på restoljen, men sekundærgruppen er allikevel nødvendig i en viss grad for å gi hydrokarbonvæsken andre egenskaper, eksempelvis i form av ønsket egenvekt og/eller kritisk trykk. Det er ikke mulig å lage en spesifikk anvisning til anvendelse på ;alle mobile råoljetyper, da den aktuelle væsken må optimali-seres for hver enkelt reservoar og da med basis i tester, la-boratorieforsøk og reservoaranalyser.

Hydrokarbonvæsken sirkuleres igjennom reservoaret, for derved å løse opp og vaske ut de i forhold til hydrokarbonvæsken tyngre hydrokarbonkomponenter.

Hydrokarbonvæsken med de rette egenskaper og i de for formålet nødvendige mengder kan skaffes til veie på ulike måter. Produksjonsanlegget kan ha et prosessanlegg hvor man skiller ut de ønskede hydrokarbonkomponenter som en egen produkt-strøm, eller man kan tiltransportere dem fra et nabofelt. Hydrokarbonvæsken kan skaffes til veie ved å prosessere slik at man reduserer mengden av de tyngste hydrokarbonkomponenter, eller slik at man reduserer mengden av de letteste gass-komponenter, eller begge deler, eller slik at man på annen måte endrer andelen av hydrokarbonkomponenter og derved oppnår den ønskede egenskap til hydrokarbonvæsken. Den ønskede hydrokarbonkomponentblanding vil i reservoaret foreligge i væskefase ved de til enhver tid eksisterende reservoarbetingelser .

Det overordnede prinsipp er altså at man i én eller flere oljesoner og/eller vannsoner i reservoaret injiserer slike hydrokarboner, eventuelt en blanding av slike hydrokarboner og vann, idet hydrokarbonene vil foreligge i væskefase i reservoaret, og hvor slike hydrokarboner løser opp de tyngre re-servoarol j ekomponent er . Ved å benytte vann, enten i form av injeksjonsvann eller ved å benytte naturlig vanndriv i reservoaret, eller ved å injisere en blanding av hydrokarboner og vann, vil man kunne fortrenge blandingen av reservoarets hydrokarboner (råoljen) og den injiserte hydrokarbonvæske i ned-strøms retning mot minst én produksjonsbrønn, slik at hydrokarbonene i reservoaret drives av minst én vannfront/væskefront. Til slutt vil reservoaret, som følge av injeksjon av nevnte hydrokarbonvæske, inneholde en hydrokarbonvæske som i hovedsak består av lettere hydrokarbonkomponenter som lett lar seg fortrenge av minst én vannfront. De hydrokarbonrester som ved angjeldende fremgangsmåte etterlates i reservoaret er betydelig mindre enn de hydrokarbonrester som etterlates ved anvendelse av dagens teknologi, idet man ved å anvende den foreliggende oppfinnelse teoretisk vil kunne oppnå en utvin-ningsgrad på over 90%.

Hydrokarbonvæsken som injiseres må tilpasses i form av en egnet sammensetning av hydrokarbonkomponenter, slik at blandingen av reservoarets hydrokarboner (råolje) og den injiserte hydrokarbonvæske deretter fremstår med tilstrekkelig lav viskositet til at blandingen effektivt lar seg fortrenge av injeksjonsvann, eventuelt av en injeksjonsvæske med tilhørende væskefront som utgjøres av en blanding av hydrokarbonvæsken og vann, og/eller naturlig vanndriv i reservoaret. Sammenset-ningen av hydrokarbonvæskens hydrokarbonkomponenter bestemmes ut fra laboratorieforsøk, reservoaranalyser og god reservoar-styring. På den måte kan man gjennom en styrt og optimalisert prosess gradvis vaske reservoaret praktisk talt tomt for ol-je, idet man pumper ned og injiserer tilpassede lette hydrokarbonkomponenter, eventuelt sammen med vann, i én eller flere omganger.

I denne sammenheng, og dersom man i reservoaret injiserer vann, eller eventuelt en væskeblanding av vann og hydrokarbonvæske, i en separat væskestrøm fra en hydrokarbonvæske-strøm, er det viktig at hydrokarbonene injiseres i minst ett område eller lag nedstrøms den eller de avanserende vannfront(er), eventuelt væskefront(er), idet hydrokarbonene injiseres før vannfronten(e)/væskefronten(e) trenger fram til dette område eller lag, og hvor injeksjonen settes i verk før eventuelle andre tiltak for stimulert utvinning enn eventuell trykkstøttende gassinjeksjon i en for reservoaret overliggende gasskappe. Som et alternativ til dette, og i minst ett område eller lag i en i forhold til reservoarets oljesone(r) oppstrøms beliggende vannsone, kan man injisere en væskeblanding som utgjøres av vann og hydrokarbonvæske.

Ifølge oppfinnelsen blir det på i og for seg kjent måte boret injeksjonsbrønner til ett eller flere bestemte områder av reservoaret, idet det gjennom injeksjonsbrønnene, og i én eller flere oljesoner og/eller vannsoner i reservoaret, injiseres den/de angitte væske(r) for å fortynne og løsvaske reservo-arol jen og eventuelt gjenværende hydrokarbonrester, eksempelvis oljerester, fra reservoarets porevegger. Etter hvert som reservoaret på denne måte tømmes for hydrokarboner, blir det ifølge oppfinnelsen etterfylt med vann, eventuelt en væskeblanding av vann og hydrokarbonvæske, til en for eksempel nederst eller i annen oppstrøms posisjon beliggende vannsone i reservoaret, og vannet/væskeblandingen behøver da kun å fortrenge den injiserte hydrokarbonvæske og den oppløste re-servoarol je, hvilke væsker på dette tidspunkt mye lettere lar seg fortrenge av vann enn før hydrokarbonvæskeinjeksjonen, og hvor betydelig mindre restoljemengder derved blir liggende igjen i reservoarets porer. Hydrokarbonvæsken som man benytter i løs- eller utvaskingsprosessen i reservoaret, og som til enhver tid vil måtte befinne seg i reservoaret, gjenvinnes gradvis etter hvert som reservoaret tømmes for hydrokarboner og etterfylles med vann.

Hydrokarbonene som anvendes ved fremgangsmåten, og som ifølge oppfinnelsen skal ha den tilsiktede løsvaskings- og utvas-kingsvirkning i reservoaret, må foreligge i tilstrekkelige mengder og i en egnet hydrokarbonkomponentblanding som sikrer at den er i væskefase ved reservoarbetingelser, altså ved det trykk og den temperatur som råder i det/de reservoarområder i hvilke angjeldende væske injiseres inn i. Hydrokarbonvæsken må likeledes ha optimal løsningseffekt overfor de hydrokarboner som foreligger i reservoarets porer. Væskens løsningsevne skal med andre ord iverksette nevnte utvasking, og utvas-kingseffekten vil blant annet være avhengig av væskens sammensetning, spesielle bestanddeler og dens viskositet.

Det vil vanligvis være hensiktsmessig å anvende middels flyktige hydrokarboner i metanserien fra butan til heptan som in-j eksj onsvæske.

Brønner for injeksjon av væsken vil ofte allerede være til-gjengelige og kan eksempelvis utgjøres av eksisterende pro-duksjonsbrønner med marginal produksjon og som kun behøver å kompletteres for injisering av væske i den aktuelle sone. Det vil for reservoaret bli nødvendig å tilrettelegge en dreneringsstrategi basert på reservoar- og brønnanalyser og simule-ringer som bygger på den beskrevne teknikk. Det vil være øn-skelig å ha et prosesseringsanlegg på den aktuelle installasjon som tilpasses denne dreneringsstrategi og de krav man setter til prosessering av den aktuelle brønnstrøm. Man må også skaffe til veie injeksjonsvæske samt injeksjonsarrange-menter.

Kort omtale av tegningsfigurene

Ikke-begrensende eksempler på praktiske utførelsesmåter som utgjør ulike aspekter ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen forklares i det etterfølgende under henvisning til vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 illustrerer vannfortrengningen av restfraksjonene av de tyngre hydrokarbonkomponentene i reservoaret ved tradisjonell teknikk; Fig. 2 illustrerer fortrengning av reservoarolje ved bruk av en hydrokarbonvæske som inneholder en større andel av lettere hydrokarbonkomponenter enn reservoaroljen; Fig. 3 illustrerer vannfortrengning av en blanding bestående av reservoarolje og injisert hydrokarbonvæske, og hvor vann-f ortrengningen som følge av hydrokarbonvæske inj eks j onen for-løper lettere enn ved tradisjonell vannfortrengning; og hvor Figur 4 illustrerer såkalt "sweeping" av restoljemengder i et reservoar, idet den injiserete hydrokarbonvæske kommer i be-røring med restoljen som derved blir løst opp, hvoretter blandingen bestående av restolje og injisert hydrokarbonvæske fortrenges med vann. Fig. 5 og 6 viser skjematiske vertikalsnitt gjennom blant annet en formasjon som omslutter et reservoar med overliggende gasskappe, mellomliggende oljesone hvorfra det produseres, og en underliggende vannsone. Over sjøbunnen er det sjøvann og på overflaten befinner det seg en sjøbasert installasjon, idet; Fig. 5 viser en prinsippskisse som illustrerer forbedret ol-jeproduksjon hvor det benyttes en væske med egenskaper som tidligere beskrevet for injisering i de underste lag av oljesonen i den hensikt å løse opp og vaske ut råolje i reservoaret ; Fig. 6 viser et eksempel på hvordan man kan etterfylle med vann og rekomplettere for hydrokarbonvæskeinjeksjon i et nytt lag i oljesonen etter hvert som man produserer reservoaret.

Beskrivelse av utførelseseksempler av oppfinnelsen

I Fig. 5 og 6 betegner henvisningstallet 10 en bore/produk-sjonsplattform hvor plattformdekk og rigg befinner seg over sjøoverflaten. Sjøbunnen er angitt ved henvisningstall 12. Fremgangsmåten vil selvsagt også kunne benyttes på oljefelt på land. Den underliggende formasjon 14 består av én eller flere porøse, permeable bergarter og i hvilken det i det foreliggende tilfelle har tildannet seg en øvre gasskappe 16, en underliggende, mer omfangsrik oljesone 18 som nederst av-grenses av en underliggende vannsone 20.

Mellom plattformen 10 og en oljebrønn 22 til et oljeproduser-ende lag i oljesonen 18 strekker seg en produksjonsrørstreng 24 for olje, og mellom plattformen 10 og en gassbrønn 26 i gasskappen 16 strekker seg en injeksjonsrørstreng 2 8 for injisering av gass.

En tredje rørstreng 30 fra plattformen 10 fører til et borehull 32 som utgjør en injeksjonsbrønn for væske i henhold til den foreliggende oppfinnelse.

En fjerde rørstreng 34 fra plattformen 10 fører til et borehull 3 6 som utgjør en injeksjonsbrønn for vann og som fører til vannsonen 20.

Det fremgår av Fig. 5 at væskeinjeksjonsbrønnen 32 fører til et lag eller eksempelvis horisontalt område i oljesonen 18 som befinner seg i vertikal avstand nedenfor, eller dypere enn, det lag eller horisontale område som oljebrønnen 22 fø-rer til.

Fig. 6 viser i hovedsak det samme som Fig. 5, men her er si-tuasjonen at man har produsert en del olje i forhold til Fig. 5 og således vasket tilsvarende oljemengder ut av reservoaret .

Det er derfor, Fig. 6, etterfylt med vann i en underliggende sone 38, samtidig som injeksjonsbrønnen 32 er avsluttet på et høyere/grunnere nivå 40 i oljesonen 18.

Ved injisering av hydrokarboner, som ved reservoarbetingelser opptrer i væskefase for å kunne virke som en vaske- og løs-ningsvæske på reservoaroljen som ønskes utvunnet, vil den underliggende vannsone 3 8,20 virke fordelaktig inn på hendel-sesforløpet fordi den hindrer hydrokarbonvæsken fra å trenge nedover, samtidig som vannsonen 38,20 sikrer at hydrokarboner vil strømme i nedstrøms retning, og i utførelseseksemplet oppover, mot den eller de produserende brønner 22 i oljesonen 18. Samtidig som den injiserte hydrokarbonvæske strømmer mot produksjonsbrønnene, vil den binde seg til og løse opp tyngre oljefraksjoner og derved ta råoljen med seg i strømningsret-ningen. På denne måte opprettes og opprettholdes det en med-bringe rvi r kn ing hvor den injiserte hydrokarbonvæske virker som et medbringerfluid for reservoarets råolje.

Samtidig, eller på et senere tidspunkt, injiseres vann i vannsonen 38,20 via rørstreng 34,36, slik at vannspeilet 42 i form av en vannfront, Fig. 6, stiger og skyver væsken foran seg i en nedstrøms retning opp mot produksjonsbrønnen(e) 22.

Etter hvert som det på denne måten produseres fra reservoaret, vil man til enhver tid følge opp produksjonen ved å plugge, rekomplettere og eventuelt bore nye brønner (produk-sjons- og injeksjonsbrønner). Man kan eventuelt forlenge/ forkorte eksisterende borehull etter behov og i forhold til hva man til enhver tid finner optimalt med hensyn på reservo-arstyring og -drenering; altså stort sett på samme måte som ved ordinær produksjon i dag.

I overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse kan det være aktuelt å blande hydrokarbonvæsken inn i vanninjeksjons-strømmen og vaske løs og ut reservoaroljen med en blanding av hydrokarbonvæsken og vann. Hydrokarbonvæsken, eller en blanding av hydrokarbonvæsken og vann, kan derved også injiseres i vannsonen 38,20, slik at restoljemengder også løses opp og vaskes ut av denne sone. Figur 4 illustrerer såkalt "sweeping" av restoljemengder i et reservoar, idet den injiserete hydrokarbonvæske kommer i be-røring med restoljen som derved blir løst opp, hvoretter blandingen bestående av restolje og injisert hydrokarbonvæske fortrenges med vann. Fig. 4 viser hvordan hydrokarbonvæsken brukes til "sweeping" av restoljemengder i et reservoar, Fig. 4a. Den injiserete hydrokarbonvæsken kommer i berøring med restoljen som derved blir løst opp, Fig. 4b. Til slutt, Fig. 4c, vil hydrokarbonvæsken ha løst opp og bundet seg til denne restolje som deretter vil bli brakt med i vannstrømmen opp til plattformen.

En slik plattform vil være utstyrt med separatorer, og hvor både hydrokarbonvæsken og restoljen i en slik vannstrøm kan skilles fra vannet i hydrosykloner eller annet prosessutstyr. Hydrokarbonvæsken som løser opp og binder seg til reservoarets råolje og bringes opp til plattformen, lar seg effektivt behandle prosessmessig og separeres for utvinning av råoljen og for eventuelt å bringe hydrokarbonvæsken tilbake til sin opprinnelige beskaffenhet for eventuell re-injeksjon i reservoaret .

Claims (2)

1. Fremgangsmåte for utvinning av hydrokarboner fra et reservoar som inneholder mobile hydrokarboner, ved injeksjon av hydrokarboner i reservoaret, idet hydrokarbonene fortrinnsvis injiseres for å binde seg til og løse opp tilstedeværende hydrokarboner i reservoaret, og hvor de injiserte hydrokarboner og de løste hydrokarboner i reservoaret deretter gradvis fortrenges og utvinnes ved hjelp av minst én avanserende vannfront med tilhørende vannvolum i reservoaret, og hvor utvinning av de mobile hydrokarboner eventuelt er eller har vært stimulert med kun trykkstøt-tende gassinjeksjon i en for reservoaret overliggende gasskappe (16), karakterisert ved at det injiseres hydrokarboner som vil foreligge i væskefase i reservoaret, og at hydrokarbonene injiseres i en oljesone (18), i hvilken sone (18) hydrokarbonene injiseres i minst ett område eller lag beliggende nedstrøms av den/de avanserende vannfront(er) , idet hydrokarbonene injiseres før vannfronten(e) trenger fram til dette område eller lag, og hvor injeksjon av hydrokarboner settes i verk før eventuelle andre tiltak for stimulert utvinning.

2 . Fremgangsmåte for utvinning av hydrokarboner fra et reservoar som inneholder mobile hydrokarboner, ved injeksjon av hydrokarboner i reservoaret, idet hydrokarbonene fortrinnsvis injiseres for å binde seg til og løse opp tilstedeværende hydrokarboner i reservoaret, og hvor de injiserte hydrokarboner og de løste hydrokarboner i reservoaret deretter gradvis fortrenges og utvinnes ved hjelp av minst én avanserende væskefront med tilhørende væskevolum i reservoaret, og hvor utvinning av de mobile hydrokarboner eventuelt er eller har vært stimulert med kun trykk-støttende gassinjeksjon i en for reservoaret overliggende gasskappe (16), karakterisert ved at det injiseres hydrokarboner som vil foreligge i væskefase i reservoaret, og at hydrokarbonene injiseres i en oljesone (18), i hvilken sone (18) hydrokarbonene injiseres i minst ett område eller lag beliggende nedstrøms av den/de avanserende væskefront(er), idet væskefronten(e) og det/de tilhørende væskevolum(er) utgjøres av en blanding av vann og injiserte hydrokarboner, og hvor hydrokarbonene injiseres i oljesonen (18) før væskefronten(e) trenger fram til dette område eller lag, og hvor all injeksjon av hydrokarboner settes i verk før eventuelle andre tiltak for stimulert utvinning. . Fremgangsmåte for utvinning av hydrokarboner fra et reservoar som inneholder mobile hydrokarboner, ved injeksjon av hydrokarboner i reservoaret, idet hydrokarbonene fortrinnsvis injiseres for å binde seg til og løse opp tilstedeværende hydrokarboner i reservoaret, og hvor de injiserte hydrokarboner og de løste hydrokarboner i reservoaret deretter gradvis fortrenges og utvinnes ved hjelp av minst én avanserende væskefront med tilhørende væskevolum i reservoaret, og hvor utvinning av de mobile hydrokarboner eventuelt er eller har vært stimulert med kun trykk-støttende gassinjeksjon i en for reservoaret overliggende gasskappe (16), karakterisert ved at det injiseres en blanding av hydrokarboner og vann i reservoaret, idet hydrokarbonene vil foreligge i væskefase i reservoaret, og at væskeblåndingen injiseres i en vannsone (20,38) i minst ett område eller lag beliggende oppstrøms av en oljesone (18), og hvor injeksjon av væskeblandingen settes i verk før eventuelle andre tiltak for stimulert utvinning. Fremgangsmåte i følge ett eller flere av kravene 1-3, karakterisert ved at de injiserte væsker og de løste hydrokarboner i reservoaret helt eller delvis fortrenges og utvinnes ved hjelp av naturlig tilstedeværende vanndriv i reservoaret. Fremgangsmåte i følge krav 1, 2 eller 4, karakterisert ved at de i oljesonen (18) injiserte og løste hydrokarboner helt eller delvis fortrenges og utvinnes ved at det injiseres vann eller en blanding av vann og hydrokarboner i minst ett område eller lag beliggende oppstrøms av oljesonen (18). Fremgangsmåte i følge krav 5, karakterisert ved at vann eller en blanding av vann og hydrokarboner injiseres i en vannsone (2 0,38) i reservoaret. Fremgangsmåte i følge ett eller flere av de foregående krav, karakterisert ved at injiserte hydrokarbonkomponenter gjenvinnes etter hvert som reservoaret utvinnes. Anvendelse av hydrokarboner i metanserien fra og med kar bontall C-2 til og med karbontall C-16 som injeksjonsvæske ved utvinning av mobile hydrokarboner fra et reservoar, idet utvinningen utøves i følge ett eller flere av kravene 1-6.