NO319021B1 - Fremgangsmate for assistert utvinning av petroleumfluider i et undergrunnsfelt - Google Patents
Fremgangsmate for assistert utvinning av petroleumfluider i et undergrunnsfelt Download PDFInfo
- Publication number
- NO319021B1 NO319021B1 NO19962492A NO962492A NO319021B1 NO 319021 B1 NO319021 B1 NO 319021B1 NO 19962492 A NO19962492 A NO 19962492A NO 962492 A NO962492 A NO 962492A NO 319021 B1 NO319021 B1 NO 319021B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- water
- oil
- added
- wetting liquid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 22
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N iso-butyl alcohol Natural products CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isoamylol Chemical class CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- -1 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 54
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 4
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
FREMGANGSMÅTE FOR ASSISTERT UTVINNING AV PETROLEUMSFLUIDER I ET UNDERGRUNNSFELT
Foreliggende oppfinnelse angår en forbedret fremgangsmåte for utvinning av petroleumsfluider i et undergrunnsreservoar, som muliggjør forbedring av avsøkings-ytelsen, og nærmere bestemt forbedring av en utvinningsteknikk.
Utvinningsmetoder av primær eller sekundær type som er godt kjent av spesialister kan brukes for bedre å fortrenge petroleumsfluider mot produksjonsbrønner. Utvinningen betegnes primær når det brukes in situ-energien. Ekspansjonen av fluidene som opprinnelig er under høyt trykk i reservoaret tillater utvinning av en del av oljen på stedet. På dette stadium kan trykket i reservoaret falle under kokepunktet og det oppstår en gassfase som bidrar til å øke utvinningsfor-holdet.
Utvinningsmetoder av sekundær type brukes heller for å unngå en for stor trykkreduksjon i reservoaret. Prinsippet består i å fortrenge petroleumsfluidene v.h.a. en energitil-førsel utenfor reservoaret. Fluider injiseres i reservoaret gjennom én eller flere injeksjonsbrønner og de fortrengte petroleumsfluider utvinnes v.h.a. produksjonsbrønner.
Vann kan brukes som et fortrengningsfluid, men det har en begrenset ytelse. En stor del av oljen forblir på stedet særlig fordi dens viskositet ofte er mye høyere enn vannets viskositet. Dessuten forblir oljen ofte innesperret av porenes innsnevringer p.g.a. den store grenseflatespenning mellom oljen og vannet. Fordi reservoaret ofte er uensartet, avsøker vannet lett de mest gjennomtrengelige soner mens det omgår de andre, hvilket gir et stort utvinningstap.
Det er også kjent å injisere trykksatt gass som trenger igjennom porene i bergarten og fortrenger en stor mengde av oljen på stedet. Sågar hvis vann først er blitt injisert i reservoaret, hvilket ofte er tilfellet, har gassen en velkjent egenskap av å fortrenge en ytterligere mengde olje som kan være vesentlig.
En særlig ulempe ved denne utvinningsteknikk som an-vender gass er at gassen er mye mindre viskøs i forhold til oljen som skal fortrenges og i forhold til vannet som evt. er på stedet. P.g.a. dens høye bevegelighet, strømmer gassen gjennom reservoaret ved kun å følge noen mest gjennomtrengelige kanaler som når produksjonsbrønnen/-brønnene uten å fortrenge en stor mengde olje.
Hvis reservoaret ikke er homogent og omfatter lag eller kjerner med forskjellig gjennomtrengelighet, blir denne virkning enda mer fremtredende, og gassen som omgår de minst gjennomtrengelige soner når produksjonsbrønnene enda hurtige-re. Når gassen derved bryter igjennom for tidlig uten å ha den forventede fortrengningsvirkning, mister den hele sin ytelse. Følgelig har den ikke lenger noen praktisk virkning for fortsatt injeksjon.
Det er også velkjent å kombinere de to teknikker i henhold til en fremgangsmåte som betegnes WAG-metoden. Vann og gass blir injisert suksessivt og denne sekvens gjentas ved å veksle vannpluggene og gasspluggene så lenge olje produseres under gode økonomiske forhold. Denne kombinerte injeksjons-metode frembringer bedre resultater fordi bevegeligheten til gassen i hver plugg, idet sistnevnte er mer effektiv enn vann i nivå med porene, blir relativt redusert ved nærværet av vannpluggen foran den. Som en følge av pluggenes reduserte volum i forhold til den avstand de må dekke og til reservo-arets uensartethet, har imidlertid ikke ytelsen til den makroskopiske avsøking lang varighet.
Det er også velkjent å forbedre ytelsen til disse kombinerte injeksjoner ved å tilsette vannet surfaktanter som reduserer vann/olje-grenseflatespenningen.
Skummet som dannes under nærvær av gassen har den virkning at det reduserer bevegeligheten til gassen og fingeringene.
Fortykningsmidler kan også tilsettes vannet for å øke dets viskositet, og derfor dets ytelse i forhold til oljen, men i dette tilfelle er bevegelighetsforholdet av vannet i forhold til gassen enda mer ugunstig.
Forskjellige teknikker som er ment å forbedre reservoar-avsøkingsytelsen er beskrevet f.eks. i patentene US-A-4768592 eller 3817331.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å muliggjøre fortrengning av petroleumsfluider i et reservoar ved vekslende injeksjoner av vannplugger og gassplugger, på en måte som reduserer de ovenfor omtalte ulemper som hefter ved de kjente, vekslende pluggfortrengningsmetoder. Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved en fremgangsmåte som angitt i de etterfølgende krav.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse muliggjør således fortrengning av petroleumsfluider ut av et undergrunnsreservoar v.h.a. suksessive injeksjoner, gjennom én eller flere injeksjonsbrønner, av plugger av et fuktefluid såsom vann og av gassplugger, samt utvinning av petroleumsfluidene som er fortrengt av fuktefluidet og gassen
•som er injisert v.h.a. én eller flere produksjonsbrønner.
Den er karakterisert ved at en mengde av substanser som er tilstrekkelig til å gjøre spredningskoeffisienten negativ tilsettes minst én plugg av den injiserte fuktevæske.
Fremgangsmåten kan utøves ved å tilsette fuktevæsken f.eks. en bestemt mengde alkohol. Avhengig av trykk- og temperaturforholdene i reservoaret som skal avsøkes, kan andelen av alkohol tilsatt fuktevæsken f.eks. strekke seg fra 1 til 5 vektprosent. Det velges f.eks. en alkohol med lav molekylvekt, tilhørende isobutyl- eller isoamylalkohol-klassen.
Fremgangsmåten kan utøves ved f.eks. å tilsette fuktevæsken en substans som er i stand til å senke grenseflatespenningen mellom væsken og gassen, valgt f.eks. fra de lette polare sammensetninger såsom aminer, fluorinerte produkter eller lette syrer.
Ved å gjøre spredningskoeffisienten negativ, vil petroleumsfluidet som skal fortrenges adskilles lettere fra fuktevæsken som beskrevet i det følgende, og det kan derved redusere gassens bevegelighet. Inngangsprofilen blir derved bedre styrt og det kan anvendes et høyere og derfor mer effektivt injeksjonstrykk.
Andre egenskaper og fortrinn ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil fremgå ved å lese følgende beskrivelse av utføringsformer gitt v.h.a. ikke-begrensende eksempler, med henvisning til de medfølgende tegninger hvor: Figur 1 viser skjematisk et eksempel på relativ beliggenhet av grenseflatene mellom olje 0, vann W og gass G i kontakt med veggen til en pore, Figur 2 viser skjematisk hvordan oljen sprer seg på vannet for væting av veggen til en pore innen rammen av en konvensjonell avsøkingsmetode under anvendelse av vekslende vann- og gassplugger, Figur 3 viser skjematisk virkningen frembragt på oljen, under de samme avsøkingsforhold, ved tilsetning av substanser rettet mot adskillelse av oljen fra vannfilmen som fukter poreveggen, og Figur 4 viser sammenlikninger av prosentandeler petroleumsfluider som er utvunnet v.h.a. den konvensjonelle fremgangsmåte og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
I likhet med de kjente WAG-avsøkingsmetoder, omfatter fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen injeksjon av suksessive plugger av en fuktevæske såsom vann og av gass inn i en formasjon som inneholder olje.
Den foreslåtte forbedring er basert på et fenomen som finnes i en mikroskopisk målestokk i porene til det porøse medium som utgjør reservoarene.
Når vann- og gassplugger injiseres suksessivt i bergarter som inneholder olje, blir de to injiserte fluider bragt sammen i det minste i en del av porene. Formen og eksi-stensen av grenseflatene som adskiller disse fluider to og to {Fig. 1) er beskrevet ved en størrelse kalt spredning. Verdien av spredningskoeffisienten S som uttrykker likevekten mellom de forskjellige krefter som virker ved det evt. kontaktpunkt mellom de tre fluider er uttrykt ved forholdet:
Ywg er grenseflatespenningen mellom vannet og gassen ywo er grenseflatespenningen mellom vannet og oljen, og
Yog er grenseflatespenningen mellom oljen og gassen.
Når en studerer oppførselen til tre fluider: vann, olje og gass som samtidig er tilstede i et kapillarrør (som kan fuktes med vann), kan det observeres at vannet danner en film på veggene og, hvis spredningskoeffisienten S er positiv, spres oljen på vannet i form av en annen film overlagret på den første. I den sentrale kanal kan gassen sirkulere fritt.
I motsatt tilfelle (S < 0), kan det observeres at oljen danner menisker over kapillærrøret, slik at gassen deles i like mange små lommer som er mye mindre bevegelige enn den kontinuerlige gassfase i det foregående tilfelle og som mer effektivt kan virke til å tvinge oljen ut av kapillærrøret.
Ideen som fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er basert på består i å anvende denne egenskap ved avsøking av et undergrunnsreservoar som inneholder hydrokarboner i den hensikt å drive oljen ut av porene i de porøse bergarter.
Den utøves ved å utføre vekslende injeksjoner av en gass og av en væske i henhold til en kjent metode, men ved i dette øyemed å bruke en fuktevæske {som f.eks. vann) hvis spred-ningskoef f isient gjøres tilstrekkelig negativ til at oljen inntar dråpeform i dens nærvær.
Ved å redusere gassens bevegelighet i en mikroskopisk målestokk, gjennom dannelse av en stor mengde oljemenisker, blir gassens sirkulasjon stabilisert og sågar blokkert opp til et bestemt trykk.
For å gjøre denne spredningskoeffisient negativ, blir det f.eks. tilsatt alkohol i tilstrekkelige mengder. Alt etter omstendighetene blir en alkohol-andel på 1 til 5 vektprosent tilsatt vannet i de injiserte plugger.
Fortrinnsvis velges en alkohol med lav molekylvekt, tilhørende f.eks. isobutyl- eller isoamyl-alkoholklassen.
Alkohol-andelen er her gitt som ikke-begrensende eksempel. Den tilsatte andel skal imidlertid ikke senke vann/- olje-grenseflatespenningen for mye til det punkt hvor spredningskoeffisienten gis tilbake en positiv verdi.
Substansen som skal tilsettes fuktevæsken må også velges som en funksjon av dens egen saltholdighet og denne må i noen tilfeller justeres for å unngå uforeneligheter med vannet som er tilstede i reservoaret.
Når porene i en bergart gjennomkrysses av vekslende plugger av vann W og gass G, i henhold til den konvensjonelle metode, vil fuktefluidet, f.eks. vann, danne en film som dekker veggene P. Oljen vil, p.g.a. sin positive spred-ningskoef f isient S, utspres og danne en film overlagret på den første (Fig. 2), mens den sentrale del av poren etter-lates åpen for sirkulasjon av gassen G. Gassen kan derved lett trenge igjennom og strømme igjennom vannpluggen som er mer viskøs. Fortrinnet ved den konvensjonelle WAG-metode hva angår stabiliseringen av gassen går følgelig hurtig tapt.
Fordi gassen sirkulerer uten hindring, kan dessuten dens lokale trykk ikke være særlig høyt. Fordi dens metning forblir lav, forblir en stor andel av olje på stedet. En økning av injeksjonstrykk i den hensikt å øke gassens lokale trykk har generelt bare den virkning at dens volumstrøm økes uten økning av dens oljemedbringende kapasitet.
I poren som er skissert i Figur 3, blir oljen 0, i mot-setning til dette, forhindret fra å utspres av substansene tilsatt fuktefluidet {i dette tilfelle vann) som gjør spred-ningskoef f isienten S vesentlig negativ. Den utspres ikke lenger på vannfilmen W som tidligere, men den forblir adskilt fra denne, slik at det dannes dråper i form av menisker over poren, som splitter gassfasen som injiseres etter vannpluggen .
Porene i et porøst medium består generelt av en rekke konvergente deler og divergente deler. Derfor kan olje-meniskene som skyves av gassen blokkeres av porenes innsnevringer når kapillærtrykket ikke er tilstrekkelig. For å bryte igjennom blokkeringen må trykket økes og tilsvarende kan et trykk som påføres det hele opprettholdes ved et ganske høyt nivå.
Trykket som hersker i porene etter at de er blokkert av en oljemenisk er gitt ved Laplace1 s lov P=2yog/r proporsjonalt med grenseflatespenningen mellom oljen og gassen yog og om-vendt proporsjonal med innsnevringens radius r. Det totale trykk som den avsøkte sonen kan motstå er proporsjonal med antallet av disse menisker og det kan derfor være svært høyt. Av dette følger at: - i forhold til den konvensjonelle WAG-avsøkingsmetode er gass-sirkulasjonen, for et identisk injeksjonstrykk, vesentlig redusert p.g.a. disse blokkeringer i porene. Den injiserte gass sin gjennomtrengning av vannet er vesentlig redusert og derfor er ikke rekkefølgen av fluidene som er karakteristiske for WAG-metoden modifisert. Helheten er beholdt; - blokkeringen av porene kan være slik at injeksjonstrykket ikke er tilstrekkelig til å fortrenge alt av fluidene. En økning av injeksjonstrykk er så mulig uten kritisk å øke gassens strømningshastighet. Et høyt trykk kan opprettholdes i hver gassplugg, og følgelig en vesentlig økning av gassmetningen og en mer effektiv avsøking av oljen som er tilstede.
Innen rammen av eksemplene i det følgende ble det oppnådd to vekslende injeksjoner av vann og gassplugger i et porøst medium v.h.a. den konvensjonelle WAG-avsøkingsmetode og v.h.a. fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Det porøse medium var en stav av Vosges sandsten med lengde: 40,5 cm, tverrsnitt: 12 cm<2>, gjennomtrengelighet: 2 Darcy og porøsitet: 19,7%.
Oljen hadde følgende karakteristika: en viskositet på 2,1 cp (2,1 mPa-s) , en overflatespenning på 25,8 mN/m; gassen var nitrogen.
En saltoppløsning med en viskositet på 1,08 (mPa-s) , en overflatespenning på 71,5 mN/m og en spredningskoeffisient S = 5,5 ble brukt til den første testen.
Til den andre testen hadde saltoppløsningen, modifisert ved tilsetning av alkohol, en spredningskoeffisient S = -4,1, en viskositet på 1,08 (mPa-s) og en overflatespenning på 43,8 mN/m.
A) Eksperimentbeskrivelse
1) Foreløpig klargjøring av fluidene v.h.a. følgende
trinn:
a) innledende metning av saltoppløsning; b) fortrengning av saltoppiøsningen v.h.a. oljen; c) endring til restolje ved injeksjon av saltoppløsning.
Faselikevekt: 27,7% olje, 3% gass, 69,3% saltoppløsning. 2) For en spredningskoeffisient S = 5,5 og S = -4,1 blir deretter følgende trinn utført: a) vekslende injeksjon av 5 gassplugger (10 cm<3>) ved lavt- trykk - 60 mB (- 6 kPa) og av 5 saltoppløsningsplugger
(20 cm<3>) med en pumpe med en volumstrøm på 10 cm<3> pr. time, d.v.s. totalt 1,5 VP med fluid, og
b) utvinning av effluentene, som en funksjon av tid, v.h.a. målere for positiv fortrengning, idet trykket måles
v.h.a. trykkdetektorer.
B) Resultater
Det fremgår av Figur 4 og i tabellen ovenfor at injeksjonstrykket for vann, for en negativ spredningskoeffisient S, er høyere enn når den er positiv (43,5 kPa i stedet for 2 9,5 kPa), hvilket forklares ved det faktum at oljen, som anført ovenfor, danner menisker og et høyere trykk er derfor nødvendig for å bringe dem til å strømme gjennom porenes innsnevringer. Oljen som sirkulerer i form av menisker fortrenges bedre i det porøse medium og utvinning forbedres når den strømmer ut: 4% gevinst etter injeksjonen av fem vannplugger.
Andre tester viste at gassens injeksjonstrykk ikke skal være for høyt fordi gassen, ved å danne en kanal, lykkes i å oppnå berøringer i vannpluggene. Oljen utvinnes trinnvis når S < 0. Det er ingen oljeproduksjon når de første gassplugger injiseres, mens produksjonen i motsatt tilfelle er kontinu-erlig uansett beskaffenheten til den injiserte plugg.
Fremgangsmåten kan anvendes på andre produkter anbragt i vann, som er i stand til å senke grenseflatespenningen mellom vannet og gassen som en funksjon av trykk- og temperaturforholdene i reservoaret som skal avsøkes. Det kan anføres mange produkter som har god løselighet i vann og som er lette polare sammensetninger: aminer, fluorinerte produkter, lette syrer. Beskaffenheten til produktet som brukes vil også avhenge av saltholdigheten til det injiserte vann, som i noen tilfeller må justeres for å unngå uforenligheter med vannet som er tilstede i reservoaret.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for fortrengning av petroleumsfluider ut av et undergrunnsreservoar v.h.a. suksessive injeksjoner, gjennom én eller flere injeksjonsbrønner, av plugger av et fuktefluid såsom vann og av gassplugger, samt utvinning, gjennom én eller flere produksjonsbrønner, av petroleumsfluidene som er fortrengt av fuktefluidet og gassen som er injisert, karakterisert ved at en mengde av substanser som er tilstrekkelig til å gjøre sprednings-koef f isienten (S) negativ tilsettes minst én plugg av injisert fuktevæske.
2. Fremgangsmåte ifølge krav lkarakterisert ved at en bestemt mengde alkohol tilsettes fuktevæsken for å gjøre spredningskoeffisienten (S) negativ.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2karakterisert ved at andelen av alkohol som tilsettes fuktevæsken strekker seg fra 1 til 5 vektprosent, som en funksjon av trykk- og temperaturforholdene til reservoaret som skal avsøkes.
4. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav karakterisert ved at den valgte substans er en alkohol med lav molekylvekt tilhørende isobutyl- eller isoamylalkohol-klassen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav lkarakterisert ved at en substans som er i stand til å senke grenseflatespenningen mellom fuktevæsken og gassen tilsettes fuktevæsken.
6. Fremgangsmåte ifølge krav lkarakterisert ved at substansen som tilsettes fuktevæsken er valgt fra de lette polare sammensetninger såsom aminer, fluorinerte produkter eller lette syrer.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9507119A FR2735524B1 (fr) | 1995-06-13 | 1995-06-13 | Methode de recuperation assistee de fluides petroliers dans un gisement souterrain |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO962492D0 NO962492D0 (no) | 1996-06-12 |
NO962492L NO962492L (no) | 1996-12-16 |
NO319021B1 true NO319021B1 (no) | 2005-06-06 |
Family
ID=9480014
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19962492A NO319021B1 (no) | 1995-06-13 | 1996-06-12 | Fremgangsmate for assistert utvinning av petroleumfluider i et undergrunnsfelt |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5758727A (no) |
FR (1) | FR2735524B1 (no) |
GB (1) | GB2302107B (no) |
NO (1) | NO319021B1 (no) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2764632B1 (fr) * | 1997-06-17 | 2000-03-24 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee de fluides petroliers dans un gisement souterrain |
FR2792678B1 (fr) | 1999-04-23 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures par injection combinee d'une phase aqueuse et de gaz au moins partiellement miscible a l'eau |
CN101103176A (zh) | 2004-04-13 | 2008-01-09 | 科里巴技术有限公司 | 用于改进采油的组合物和方法 |
US7678201B2 (en) | 2005-07-22 | 2010-03-16 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates |
IT1396212B1 (it) * | 2009-10-20 | 2012-11-16 | Eni Spa | Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo |
US10047275B2 (en) | 2014-12-04 | 2018-08-14 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions |
CN104830300A (zh) * | 2015-04-30 | 2015-08-12 | 河南大学 | 一种小粒径纳米聚硅乳液及其制备方法 |
CN105089573A (zh) * | 2015-07-21 | 2015-11-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 双重介质储层注气提高基质、微裂缝驱油效率的开采方法 |
AU2017427811B2 (en) * | 2017-08-14 | 2024-03-07 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Subsea system and method for pressurization of a subsea oil reserve by injecting at least one of water and gas |
CN109736795B (zh) * | 2019-01-25 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种判断油藏性质变化的方法 |
US11449083B2 (en) * | 2020-08-04 | 2022-09-20 | International Business Machines Corporation | Evaluating enhanced oil recovery methods |
CN112432830A (zh) * | 2020-11-09 | 2021-03-02 | 中车株洲电机有限公司 | 变压器绝缘油的空白油样制备装置及方法 |
CN113062722A (zh) * | 2021-03-19 | 2021-07-02 | 西南石油大学 | 一种长岩心水气平稳交替和精准体积驱油实验方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2267548A (en) * | 1941-12-23 | Art of extracting oil from the | ||
US3682249A (en) * | 1971-01-08 | 1972-08-08 | Paul W Fischer | Method for inhibiting the deposition of wax from wax-containing soluble oils and micellar dispersions and soluble oil and micellar compositions inhibited thereby |
US3756319A (en) * | 1972-02-28 | 1973-09-04 | Union Oil Co | Method for stimulating the production of oil from a producing well |
US3817331A (en) * | 1972-12-22 | 1974-06-18 | Amoco Prod Co | Waterflooding process |
US4501675A (en) * | 1981-06-18 | 1985-02-26 | Uop Inc. | Enhanced oil recovery |
US4561501A (en) * | 1983-06-28 | 1985-12-31 | Phillips Petroleum Company | Surfactant oil recovery systems and recovery of oil therewith |
US4676316A (en) * | 1985-11-15 | 1987-06-30 | Mobil Oil Corporation | Method and composition for oil recovery by gas flooding |
US4768592A (en) * | 1986-04-23 | 1988-09-06 | Atlantic Richfield Company | Enhanced oil recovery process |
GB8624387D0 (en) * | 1986-10-10 | 1986-11-12 | Univ Waterloo | Enhanced oil recovery process |
US4856589A (en) * | 1988-08-30 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Gas flooding with dilute surfactant solutions |
US4846276A (en) * | 1988-09-02 | 1989-07-11 | Marathon Oil Company | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation |
US5247993A (en) * | 1992-06-16 | 1993-09-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced imbibition oil recovery process |
-
1995
- 1995-06-13 FR FR9507119A patent/FR2735524B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-06-05 GB GB9611765A patent/GB2302107B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-10 US US08/660,763 patent/US5758727A/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-12 NO NO19962492A patent/NO319021B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO962492L (no) | 1996-12-16 |
GB2302107B (en) | 1998-10-14 |
GB2302107A (en) | 1997-01-08 |
FR2735524B1 (fr) | 1997-07-25 |
FR2735524A1 (fr) | 1996-12-20 |
GB9611765D0 (en) | 1996-08-07 |
US5758727A (en) | 1998-06-02 |
NO962492D0 (no) | 1996-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO319021B1 (no) | Fremgangsmate for assistert utvinning av petroleumfluider i et undergrunnsfelt | |
Bennion et al. | Water and hydrocarbon phase trapping in porous media-diagnosis, prevention and treatment | |
Ma et al. | Characterization of wettability from spontaneous imbibition measurements | |
Shu et al. | Improvement of CO2 EOR performance in water-wet reservoirs by adding active carbonated water | |
Alizadeh et al. | The effect of saturation history on three‐phase relative permeability: An experimental study | |
Harmon et al. | Vapor-density measurement for estimating minimum miscibility pressure | |
Arps | Engineering concepts useful in oil finding | |
Zhang et al. | Enhanced oil recovery in unconventional liquid reservoir using a combination of CO2 huff-n-puff and surfactant-assisted spontaneous imbibition | |
US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
GB2094863A (en) | Reservoir-tailored co2-aided oil recovery process | |
NO20120722A1 (no) | Flertrinns losemiddelekstraksjonsprosess for tungoljereservoarer | |
US20090194276A1 (en) | Determination of an actual optimum salinity and an actual optimum type of microemulsion for surfactant/polymer flooding | |
NO323039B1 (no) | Fremgangsmate for assistert utvinning av petroleumsfluider i et undergrunnsreservoar | |
Maini | Is it futile to measure relative permeability for heavy oil reservoirs? | |
Tran et al. | Stability of CO2 displacement of an immiscible heavy oil in a reservoir | |
Ghorbani et al. | Effects of temperature, pressure and fluid composition on hydrocarbon gas-oil interfacial tension (IFT): An experimental study using ADSA image analysis of pendant drop test method | |
US20090194281A1 (en) | Optimum salinity profile in surfactant/polymer flooding | |
US20190040303A1 (en) | Compositions and methods to recover irreducible water for enhancedformation evaluation | |
US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
Sabti et al. | In-situ investigation of the impact of spreading on matrix-fracture interactions during three-phase flow in fractured porous media | |
NO150326B (no) | Fremgangsmaate for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon | |
Junjian et al. | Mechanisms of water block removal by surfactant micellar solutions in low permeability reservoirs | |
Al Yousef | Study of CO2 Mobility Control in Heterogeneous Media Using CO2 Thickening Agents | |
NO328822B1 (no) | Fremgangsmate for a begrense fluidstrom i et svaert permeabelt fluidstromlop i en underjordisk formasjon dannet under en vannflommingsoperasjon i et oljefelt | |
Türksoy et al. | Improved oil recovery using alkaline solutions in limestone medium |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |