NO316698B1 - Fremgangsmate for okt oljeutvinning - Google Patents

Description

Oppfinnelsens område

Den foreliggende oppfinnelse vedrører utvinning av hydrokarboner fra under-grunnsformasjoner, og nærmere bestemt tiltak i forbindelse med vanninjeksjon for å øke utvinningsgraden av olje.

Kjent teknikk og oppfinnelsens bakgrunn

Ved fremstilling av hydrokarboner slik som råolje fra en undergrunnsformasjon vil hydrokarbonene primært strømme opp gjennom et borehull ved hjelp av iboende drivkrefter, idet differansetrykket mellom reservoaret der råoljen foreligger og overflaten er større enn det som skal til for å få råoljen til å strømme opp av borehullet. Imidlertid vil de iboende drivkrefter avta over tid ettersom reservoaret tømmes, og det må iverk-settes såkalte sekundære eller tertiære teknikker for å opprettholde produksjonen fra reservoaret. Én av de hyppigst anvendte slike teknikker er vanninjeksjon. I forbindelse med vanninjeksjon forekommer ulike problemstillinger med hensyn til permeabilitet, vanngjennomslag, grenseflatespenning, fukting, plugging, etc, hvorav den foreliggende oppfinnelse er særlig relevant med hensyn til grenseflatespenning og fukting.

Det er kjent at grenseflatespenningen kan senkes ved å anvende overflateaktive midler som injiseres i undergrunnsformasjonen med injeksjonsjonsvannet, eller det kan injiseres komponenter til dannelse av overflateaktive midler in situ i undergrunnsformasjonen. Såper, deriblant naftensåper, er kjente overflateaktive midler. Det finnes fremgangsmåter for senking av grenseflatespenningen i reservoaret hvorved såpeløs-ninger injiseres med injeksjonsvann, og fremgangsmåter hvorved kaustikum injiseres med injeksjonsvannet til dannelse av såpe in situ i reservoaret.

Bakgrunnen for mange av de ovennevnte kjente fremgangsmåter er at det naturlig forekommer syre i mange råoljeforekomster. Syrene betegnes naftensyrer og omfatter i hovedsak monokarboksylsyrene av naftenrekken av hydrokarboner. Iblant brukes betegnelsen petroleumssyrer fordi fenoler og alifatiske syrer også finnes i noen råoljer. Her benyttes betegnelsen naftensyrer i betydningen alle mettede høyere fettsyrer avledet særlig fra gassoljefraksjonen av petroleum ved ekstrahering med en kaustisk sodaløsning og etterfølgende forsuring. I vannløsning foreligger naftensyre som sådan eller i løst form som naftenater, hvilke former det her ikke skilles i mellom. Det er hovedsakelig vannets pH som styrer hvilken form av naftensyre som foreligger, mens vannets pH, kjemiske sammensetning og naftensyrenes sammensetning, hovedsakelig gjennomsnittet og fordelingen av molvekten, er avgjørende for vannløseligheten. Naftensyre vil normalt foreligge som en blanding av naftensyrer. En nærmere oversikt over naftensyrene finnes i Kirk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Technology, 2.utg. volume 13, John Wiley and Sons, Inc., New York, side 727-734. Når en naftensyre nøytraliseres med et kaustikum fås et alkalisalt i form av en såpe. Det er såpen som har virkning til å redusere overflatespenningen i reservoaret slik at olje lettere kan migrere mot produksjonslønnene. I henhold til kjent teknikk blir det følgelig enten injisert en løsning av nøytraliserte naftensyrer (US 3929190), hvorved det injiseres en såpeløsning, eller det injiseres en kaustisk løsning som skal reagere in situ i reservoaret med naturlig forekommende naftensyrer til dannelse av såpe (US 4526231). I tilfellene hvor det injiseres kaustikum er det essensielt at det foreligger vesentlig innhold av naftensyre i oljen i reservoaret, eksemplifisert ved et syretall på minst 0,1 mg kaliumhydroksid pr. g olje (US 4493371, kolonne 4, linje 41-46) eller at råoljefraksjonen holder en API-gravitet innen området 10 grader til 25 grader (US 3929190, krav 2). Videre er det vesentlig at den kaustiske løsning kommer frem til oljen i tilstrekkelig mengde og konsentrasjon, hvorved det i praksis behøves en konsentrasjon på 1 vekt% natrium-hydroksid eller mer i injeksjonsvannet. (US 4493371, kolonne 1, linje 58-66), og/eller det kreves pH på minst 11 (US 4526231, krav 1 og kolonne 4, linjer 35-39).

I henhold til kjent teknikk er det også sterke begrensninger med hensyn til salinitet, både for å unngå utfelling av såpe eller reaktanter til såpe, og uønskede sidereaksjoner i reservoaret, enten med overflaten på formasjonen eller i formasjonsvannet eller injeksjonsvannet. Eksempelvis er det sterkt anbefalt å benytte et énverdig salt (US 3929190, krav 4) for å opprettholde oppløseligheten av såpen og begrense uønskede sidereaksjoner.

I henhold til de ovennevnte publikasjoner er det videre nødvendig med porsjonsvis vanninjeksjon av de ovenfor indikerte typer, mellom andre typer injeksjon, for å oppnå ønsket teknisk effekt.

Den ovennevnte kjente teknikk medfører såpeforekomst i reservoaret, ved injeksjon av selve såpen eller reaktanter til påfølgende såpedannelse i reservoaret. Den tekniske effekt er begrenset til såpens virkning til redusert grenseflatespenning mellom olje og vann i reservoaret, og derved senket drivende trykk som er nødvendig for å få oljen til å migrere til produksjonsbrønnene. Andre trekk eller sammenhenger er ikke indikert i de ovennevnte publikasjoner.

Innen petroleumsindustrien finnes det behov for en fremgangsmåte ved vanninjeksjon for ytterligere å øke utvinningsgraden av olje. Det er særlig behov for en fremgangsmåte som kan utøves kontinuerlig uten avbrudd av andre typer injeksjoner. Det er videre behov for en fremgangsmåte hvorved naftensyre kan benyttes i syreform, hvorved det er mindre rigide krav til injeksjonsvannet som derved for eksempel kan være sjøvann, og hvorved oljen i undergrunnsreservoaret kan være uten vesentlig innhold av syre. Videre er det behov for å kunne benytte naftensyrer i lave konsentrasjoner i reservoaret, og å oppnå tilleggseffekter ut over dem som oppnås med naftensåper, særlig for reservoarer som er vannfuktende.

O ppsummering av oppfinnelsen

De ovennevnte behov imøtekommes med den foreliggende oppfinnelse ved at det tilveiebringes en fremgangsmåte for å øke utvinningsgraden av olje fra en oljeholdig undergrunnsformasjon som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat i en konsentrasjon på Co i formasjonsvannet, idet konsentrasjonen C0i vannet i den aktuelle formasjon fortrinnsvis er lav og Co er i alle tilfeller mindre enn en maksimalverdi Cmakssom utgjør grensen for teknisk effekt eller metning av den tekniske effekt ved utøvelse av fremgangsmåten, hvilken undergrunnsformasjon er gjennomboret av én eller flere injeksjonsbrønner og én eller flere produksjonsbrønner, hvorved vann som eventuelt er forbehandlet injiseres kontinuerlig eller porsjonsvis i én eller flere av injeksjonsbrøn-nene og olje produseres fra én eller flere av produksjonslønnene. Fremgangsmåten er særpreget ved at det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en konsentrasjon av naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter som lar seg emulgere i injeksjonsvannet, fortrinnsvis slik at det benyttes naftensyre eller ekvivalent i lav konsentrasjon i formasjonsvannet.

Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes også et anlegg for utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, hvor anlegget omfatter minst en vanninjeksjonspumpe, vanninjeksjonsrør og en kilde til injeksjonsvann, tilknyttet minst en vanninjek-sjonsbrønn, idet anlegget er særpreget ved at det omfatter minst en tilknyttet tank som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt for dosering derav i injeksjonsvannet, idet doseringen ved hjelp av integrerte måle- og kontrollinnretninger kan styres til en forutbestemt støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter i emulsjon i injeksjonsvannet.

Med oppfinnelsen tilveiebringes også et mellomprodukt i form av et konsentrat for anvendelse med anlegget ifølge oppfinnelsen og utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, særpreget ved at det inneholder naftensyre-lutekstrakt i konsentrert form, idet konsentratet er naftensyre-lutekstrakt fra Statoil Mongstad-raffineriet.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Med den foreliggende oppfinnelse foreligger naftensyrene i injeksjonsvannet i form av kjemisk løste syrer eller løste syrer i form av naftenater, eller som naftensyre-lutekstrakt. Det er klart fordelaktig om naftensyrene, naftenatet eller naftensyre-lutekstraktet foreligger løst i injeksjonsvannet, men det kan også være anvendbart å ha nevnte bestanddeler i form av dråper i en emulsjon i injeksjonsvannet, selv om en slik emulsjon ikke er foretrukket. Løsning i vann er foretrukket fordi det derved oppnås best distribusjon i undergrunnsformasjonen og derved bedre teknisk effekt. Naftensyren må ikke foreligge i form av bevisst nøytraliserte syrer eller såpeforbindelser i injeksjonsvannet, selv om en viss nøytralisering eller såpedannelse kan finne sted ved innblanding av naftensyre i injeksjonsvannet, avhengig av vannkjemien. Konsentrasjonen av naftensyrer eller nevnte støkiometriske ekvivalenter kan fortrinnsvis være betydelig lavere enn såpekonsentrasjonene som benyttes i henhold til kjent teknikk eller kaustikumkonsentra-sjonene i henhold til kjent teknikk. Videre er injeksjonsvannet i henhold til den foreliggende oppfinnelse ikke påkrevd å være sterkt basisk, og det er heller ikke spesielle krav med hensyn til salinitet i injeksjonsvannet, med et mulig unntak for (bløtt) ferskvann (eksempelvis i Iran), hvor det avhengig av vannets bufferkapasitet og pH kan tenkes å være fordelaktig med tilsats av kalsiumsalter eller andre toverdige salter. Det er kun ved anvendelse av ferskvann som injeksjons vann det antas å være relevant med en eventuell forbehandling av vannet slik det er indikert ovenfor. Det kan eventuelt være aktuelt å forbehandle vann for å påvirke emulgeringsevnen eller løseligheten av naftensyre. Det kan fordelaktig gjøres bruk av sjøvann eller produsert vann som injeksjonsvann, hvorved ingen forbehandling av de ovennevnte typer anses nødvendig.

Til forskjell fra den nærmeste kjente teknikk kan den foreliggende oppfinnelse utøves kontinuerlig.

I en foretrukken utførelsesform omfatter fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse at det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra Co + 2 ppm. til Co + 200 ppm., mest foretrukket slik at den støkiometrisk ekvivalente konsentrasjon av naftensyre i vannfasen som foreligger i undergrunnsformasjonen blir omtrent 45 ppm.. Den optimale og derved mest foretrukne utførelsesform kan variere avhengig av mengden naftensyre opprinnelig i reservoaret, og ulike tekniske og økonomiske forhold, hvilke må vurderes av fagpersonen på forøvrig konvensjonelt vis i hvert enkelt tilfelle.

Naftensyrene behøver ikke nødvendigvis foreligge i forsuret tilstand før innblanding i injeksjonsvannet. Hvis naftensyre tilveiebringes ved basisk ekstraksjon fra råolje eller et destillasjonskutt (eksempelvis kerosin eller gassolje), kan det være fordelaktig å benytte lutekstraktet direkte i injeksjonsvannet, hvilket er ment å tolkes som en del av den foreliggende oppfinnelse. Med naftensyre menes det derfor naftensyrer, naftenater og naftensyre-lutekstrakt (mellomprodukt ved fremstilling av naftensyre), og eventuelle andre høyere mettede fettsyrer fremstilt på samme måte som naftensyrene. Naftensyre-lutekstrakt fra Statoils raffineri på Mongstad, i Norge, anses som særlig fordelaktig på grunn av god tilgjengelighet og gunstig sammensetning med høy andel av lettere naftensyrer.

Med konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet menes i denne sammenheng volumdeler naftensyre, naftenat eller støkiometrisk tilsvarende mengde lutekstrakt i injeksjonsvannet. Vanligvis betegnes konsentrasjonen i deler per million, ppm., målt etter volum.

Co er naftensyrekonsentrasjonen målt i formasjonsvannet, hvilken antas å ha sammenheng med naftensyrekonsentrasjonen i oljen, innstilt over lang tid. Avhengig av sammenhengen mellom naftensyrekonsentrasjonen i oljen og naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet, er det mulig å formulere tilsvarende betingelser for naftensyrekonsentrasjonen i oljen som dem satt opp for naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet. Slike alternative betingelser er ment omfattet av oppfinnelsen, og det antas at fagpersoner kan finne slike alternative betingelser i hvert enkelt tilfelle uten å fravike fra oppfinnelsens særpreg. Med Co menes følgelig naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet eller den korresponderende naftensyrekonsentrasjon i oljen.

Co er fortrinnsvis lavest mulig fordi oppfinnelsen har størst teknisk effekt i reservoarer der oljen og formasjonsvannet naturlig inneholder lite eller ingen syre, hvilket betyr at Co har en lav verdi eller er lik null. Dette synes å svare til forholdene i vannfuktende reservoarer, eksempelvis i vannfuktende karbonatreservoarer og Statfjord-formasjonen på Statfjordfeltet på norsk sokkel i Nordsjøen.

Cmakser den konsentrasjon av naftensyre i formasjonsvannet hvorved oppfinnelsen ikke lenger har teknisk effekt med hensyn til fuktning, eller nevnte tekniske effekt er mettet.

Den foreliggende oppfinnelse har teknisk virkning både med hensyn til endring av fukteegenskapene i reservoaret og grenseflatespenningen.

Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at fukteegenskapene endres som følger: Naftensyrene binder seg til reservoarbergarten. Dette kan foregå direkte, eksempelvis i karbonatreservoarer, eller indirekte via et minst toverdig kation slik som Ca<2+>, med en positiv ladning forbundet mot bergarten og den andre mot naftensyren. I det sistnevnte tilfelle er en salinitet tilsvarende naftensyreinnholdet i injeksjonsvannet nødvendig. Den nødvendige salinitet antas å være tilstede ved bruk av sjøvann og produsert vann som injeksjonsvann, mens ferskvann kan fordre salttilførsel. Laget av naftensyre som derved festes til reservoarbergarten er i seg selv oljefuktende. Derved kan olje og vann strømme i henholdsvis sammenhengende olje- og vannfilmer, og det kan oppnås økt utvinningsgrad av olje.

Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at grenseflatespenningen endres ved såpevirkningen av naftensyrene, hvorved grenseflatespenningen senkes og trykket som er nødvendig for at oljen skal trenge ut gjennom reservoaret senkes.

Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at fuktningsendringen er den vesentligste tekniske virkning med oppfinnelsen, og at såpevirkningen er en tilleggs-virkning. I reservoarer med høyt syreinnhold antas det imidlertid at fuktevirkningen vil avta, og falle bort ved en konsentrasjon på Cmaksav naftensyrer i formasjonsvannet (eller tilsvarende målt mot syreinnholdet i oljefasen). Det antas at Cn,^må bestemmes i hvert enkelt tilfelle, det vil si for hvert enkelt reservoar, ved forsøk som antas å være innenfor fagpersoners kompetanse.

Eksempler

Det er utført flømmingsforsøk som illustrerer oppfinnelsens tekniske effekt. En Bentheimer kjerneprøve ble mettet med væske av en type slik det er ført opp i tabellen nedenfor i kolonnen "fortrengt væske" for hver flømming, og fortrengt volum er ført inn i tabellen for hver flømming. Det ble gjort bruk av lampeolje for å unngå endrede egen-skaper for oljen på grunn av aldring/oksidasjon. Konsentrasjonen av naftensyrer var 45 ppm. Det viste seg at fortrengt mengde olje økte med ca. 10 % ved å fortrenge med sjøvann tilsatt naftensyre, i forhold til sjøvann uten naftensyre.

Med den foreliggende oppfinnelse er det funnet resultater som indikerer en økt oljeutvinningsgrad på 10 % i forhold til kjent teknikk.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for å øke utvinningsgraden av olje fra en oljeholdig undergrunnsformasjon som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat i en konsentrasjon på C0i formasjonsvannet, idet konsentrasjonen Co i vannet i den aktuelle formasjon fortrinnsvis er lav og Co er i alle tilfeller mindre enn en maksimalverdi Cmakssom utgjør grensen for teknisk effekt eller metning av den tekniske effekt ved utøvelse av fremgangsmåten, hvilken undergrunnsformasjon er gjennomboret av én eller flere injeksjonsbrønner og én eller flere produksjonsbrønner, hvorved vann som eventuelt er forbehandlet injiseres kontinuerlig eller porsjonsvis i én eller flere av injeksjonsbrønnene og olje produseres fra én eller flere av produksjonsbrønnene, karakterisert vedat det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en konsentrasjon av naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter som lar seg emulgere i injeksjonsvannet, fortrinnsvis slik at det benyttes naftensyre eller ekvivalent i lav konsentrasjon i formasjonsvannet.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert vedat det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra Co + 2 ppm. til Co + 200 ppm., mest foretrukket slik at den støkiometrisk ekvivalente konsentrasjon av naftensyre i vannfasen som foreligger i undergrunnsformasjonen blir omtrent 45 ppm.

4. Anlegg for utøvelse av fremgangsmåten ifølge krav 1, hvor anlegget omfatter minst en vanninjeksjonspumpe, vanninjeksjonsrør og en kilde til injeksjonsvann, tilknyttet minst en vanninjeksjonsbrønn, karakterisert vedat anlegget omfatter minst en tilknyttet tank som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt for dosering derav i injeksjonsvannet, idet doseringen ved hjelp av integrerte måle- og kontrollinnretninger kan styres til en forutbestemt støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter i emulsjon i injeksjonsvannet.

5. Konsentrat for anvendelse med anlegget ifølge krav 4 og utøvelse av fremgangsmåten ifølge krav 1, karakterisert vedat det inneholder naftensyre-lutekstrakt i konsentrert form, idet konsentratet er naftensyre-lutekstrakt fra Statoil Mongstad-raffineriet.