NO324183B1 - Fremgangsmate for a fortrenge petroleum fra en karbonatbergart - Google Patents
Fremgangsmate for a fortrenge petroleum fra en karbonatbergart Download PDFInfo
- Publication number
- NO324183B1 NO324183B1 NO20041781A NO20041781A NO324183B1 NO 324183 B1 NO324183 B1 NO 324183B1 NO 20041781 A NO20041781 A NO 20041781A NO 20041781 A NO20041781 A NO 20041781A NO 324183 B1 NO324183 B1 NO 324183B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- rock
- reservoir
- displacement fluid
- ions
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims abstract description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 10
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 9
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- -1 sulphate ions Chemical class 0.000 description 3
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229910020489 SiO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- 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
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å øke utvinningsandelen av petroleum fra en reservoarbergart, hvor bergartens positive ladning reduseres ved å tilføre negativt ladede ioner til reservoaret med et fortrengningsfluid.
Description
Denne oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å fortrenge petroleum fra en karbonatbergart. Nærmere bestemt dreier det seg om en fremgangsmåte hvor bergartens elektriske potensial endres ved å tilføre negativt ladede ioner til reservoaret i et modifisert fortrengningsvann for at bergarten skal avgi en øket andel petroleum under injeksjon av et fluid, typisk vann.
Under petroleumsutvinning har det vist seg at injeksjon av vann i et reservoar kan bidra til at utvinningsgraden av petroleum fra reservoaret i vesentlig grad kan økes. Det er kjent at karbonat i ulike brønnformasjoner reagerer ulikt på injeksjon av vann. For eksempel økes utvinningsgraden fra en bergart som forefinnes i et felt i Nordsjøen betydelig ved injeksjon av vann, mens for eksempel et reservoar i Texas bare i ubetydelig grad påvirkes av vanninjeksjon.
Det har vært antatt at reservoarets temperatur er avgjørende for om formasjonen lar vannet fortrenge petroleumen. Reservoar tempera turen påvirker utvinningsgraden, men på en indirekte måte slik det forklares nedenfor.
Oppfinnelsen har til formål å øke utvinningsgraden av petro-
leum fra en reservoarbergart.
Formålet oppnås i henhold til oppfinnelsen ved de trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etterfølgende patentkrav.
Multifase fluidstrømning i et porøst materiale er styrt av fordelingen av fluider i det porøse medium. I et tofasesystem av olje og vann har fordelingen av fluidene sammenheng med væteforholdene på bergartens overflate og også med den rela-tive metning mellom fluidene. Vætingsforholdene og den rela-tive metning mellom fluidene avgjør derved den kapillære trykksammenheng, som igjen bestemmer den mulige fluidstrøm når ingen eksterne viskøse krefter er til stede. Det kapillære trykk er ved slik strømning bare avhengig av den umiddel-bare fluidstrøm, det vil si muligheten for vann til å fortrenge olje i en sekundær oljeutvinningsprosess.
Det er således klart at bergartens væteegenskaper er av stor betydning for hvordan vann absorberes i en bergart. Omtrent 90% av alle karbonatformasjoner har en nøytral til lett olje-væting. Denne væting hindrer en umiddelbar inntrengning av vann inn i formasjonens oljeholdige matrise. Resultatet av dette er at det kan forekomme tidlig gjennomstrømning av in-jeksjonsvann fra et injeksjonssted og til produksjonsstedet i reservoaret.
Formasjonens væting bestemmes blant annet av den elektriske ladning i bergarten og derved om hvorvidt bergarten lar petroleum fortrenges av et annet fluid, for eksempel vann.
Kalkstein inneholder betydelige mengder kalsiumioner Ca<2+.> Ca<2+ >er et potensialbestemmende ion i karbonat og bevirker at bergartens porevegger er positivt ladet. Ladningen varierer betydelig fra reservoar til reservoar. I motsetning til sand-steinsreservoar ser det ut til at vannvætingen stiger med
stigende temperatur i kalksteinsreservoar.
Råoljen i de dypere lag av et felt i Norsdjøen hvor temperaturen er ca 130°C har et såkalt syretall AN= 0,1 mgKOH/g, mens et annet felt i Nordsjøen, som har en temperatur på ca 90°C, har et syretall AN= 0,3 til 0,5 mgKOH/g. Et felt i Texas, hvor temperaturen er omkring 30°C, har et syretall AN= 1,0 mgKOH/g.
Den positive ladning i poreveggene binder til seg negativt
ladede karboksylatgrupper i oljen og bindingsgraden øker med økende syretall. Det er tidligere ikke kjent at vætingsforsøk er utført hvor vætingen er studert når temperatur og syretall varierer uavhengig av hverandre. Forsøk som er utført i for-bindelse med oppfinnelsen viser at vætetilstanden av en karbonatbergart i hovedsak er avhengig av syretallet i råoljen og at temperaturen har en ubetydelig effekt idet ingen syste-matisk avhengighet av temperaturen ble observert.
Væteegenskapene til karbonatsteinreservoarer må således vur-deres ut fra råoljens syretall og ikke ut fra reservoartempe-raturen.
Fremgangsmåten for å øke utvinningsgraden fra en karbonatfor-masjonsbergart omfatter således å redusere bergartens poten-siale. Dette kan gjøres ved å la poreveggen være i kontakt med et potensialreduserende materiale så som en ioneholdig væske. Således økes utvinningsgraden ved å tilføre negativt ladede ioner til reservoaret i et modifisert fortrengningsvann.
Det har vist seg at sul f at ioner S04<s>" er potensialbes temmende i kalksteinsformasjoner, om enn i mindre grad enn kalsiumio-nene. Tilførsel av S04<2>" til poreveggen reduserer poreveggens positive ladning slik at de negativt ladede karboksylatgrupper -COO" i oljen, som befinner seg ved poreveggen, lettere slipper sin binding til poreveggen og derved lar seg fortrenge av et annet fluid.
Formasjonsvann inneholder relativt mye Ca<2+> og bare ubetyde-lige mengder S0*~. Reinjeksjon av formasjonsvann i et kalk-steinreservoar bidrar således lite til økt utvinningsgrad.
Sjøvann inneholder typisk en dobbelt så stor andel sulfationer S04<2>~ som kalsiumioner Ca<2+.> Sjøvann er derfor velegnet for injeksjon i kalkstéinsbergarter idet sulfationene binder seg til poreveggen og reduserer poreveggens positive ladning. Sjøvannets virkning forbedres ved å tilsette ytterligere sulfat ioner S04<2>~ og eventuelt også ved å fjerne kalsiumioner Ca2\
Ved injeksjon av formasjonsvann (produsert vann) er det av stor betydning at vannet bare anvendes som en trykkstøtte relativt langt nede i reservoaret. Eventuelt må kalsiumioner fjernes og sulfationer tilsettes formasjonsvannet.
I modifisert ferskvann kan ionene utgjøres av silikater, for eksempel Si03<3>", som det antas kan utgjøre et potensialbestemmende ion for karbonat.
Det er videre viktig at det sjøvann som injiseres, ikke kjø-ler reservoaret i nevneverdig grad, idet prosessen slik den er beskrevet overfor, retarderes ved synkende temperatur.
I det etterfølgende beskrives en utført undersøkelse av en kalksteinsbergart idet resultatet er anskueliggjort på med-følgende tegninger, hvor:
Fig. 1 viser en prinsippskisse av et prøveoppsett; og
Fig. 2 viser en forenklet graf av oljeutvinningsgrad som
funksjon av tid og fortrengningsfluidets sulfatinnhold.
På tegningene betegner henvisningstallet 1 en kalksteinsprøve fra et reservoar. Under forsøket ble det anvendt en prøve fra den såkalte Stevens Klint.
Prøven var opprinnelig mettet med formasjonsvann fra det nedre parti fra et felt i Nordsjøen. Dette vann ble skjøvet ut av prøven med olje, hvoretter prøven ble eldet ved 90°C over en periode på fire uker for å oppnå korrekte vætefor-hold. Saliniteten ble holdt konstant ved å justere NaCl-konsentrasj onen.
Kalksteinsprøven ble dykket i vann i en prøveflaske 2 ved en temperatur på 70°C mens vann med ulike sulfatkonsentrasjoner omga prøven. Fortrengt oljemengde kan avleses på en skala 3 på prøveflaskens hals.
Under testen ble det anvendt syntetisk sjøvann SSW (Syntetic Sea Water) som fortrengningsfluid.
Prøven 1 ble ved tiden T x dykket i sulfatfritt SSW. Før det sulfatfrie SSW ble tilsatt, var det oppnådd en fortrengnings-grad U0 i forhold til opprinnelig oljeinnhold i prøven. For-trengningsgraden økte opp til et første nivå H1 hvor den stabiliserte seg. Ved tid T3 ble fortrengningsfluidet erstattet av SSW med tilnærmet normalt innhold av sulfat. Fortreng-ningsgraden økte til et andre nivå U3 hvor det stabiliserte seg. Ved tiden T3 ble fortrengningsfluidet erstattet av SSW med fire ganger normal konsentrasjon av sulfat. Fortreng-ningsgraden økte derved til et tredje nivå U3 hvor det stabiliserte seg.
Ved å anvende et fortrengningsfluid som inneholder tilstrek-kelig mengde sulfationer S04<2>" i forhold til kalsiumioner Ca<2+>, er det således mulig å i vesentlig grad øke utvinningsgraden fra et kalksteinsreservoar.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for å øke utvinningsandelen av petroleum fra en karbona tbergart, karakterisert ved at bergartens positive ladning reduseres ved å tilføre negativt ladede ioner til reservoaret i et modifisert fortrengningsvann.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at det negativt ladede ion er et sulfation S042\
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at fortrengningsfluidet er modifisert sjø-vann .
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at fortrengningsfluidet er modifisert produsert vann.
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 3 eller 4, karakterisert ved at fortrengningsfluidet er tilsatt sulfationer S04<2>".
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 4 eller 5, karakterisert ved at det fra fortrengningsfluidet er fjernet kalsiumioner Ca<2+>.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at fortrengningsfluidet er modifisert ferskvann.
8. Fremgangsmåte i henhold til krav 8, karakterisert ved at det negativt ladede ion er et silikat.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20041781A NO324183B1 (no) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Fremgangsmate for a fortrenge petroleum fra en karbonatbergart |
GB0621583A GB2427888B (en) | 2004-04-30 | 2005-04-28 | Method for displacing petroleum from a carbonate rock |
PCT/NO2005/000139 WO2005106192A1 (en) | 2004-04-30 | 2005-04-28 | Method for displacing petroleum from a carbonate rock |
DKPA200601513A DK176991B1 (da) | 2004-04-30 | 2006-11-20 | Fremgangsmåde til fortrængning af petroleum fra en carbonatbjergart |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20041781A NO324183B1 (no) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Fremgangsmate for a fortrenge petroleum fra en karbonatbergart |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20041781D0 NO20041781D0 (no) | 2004-04-30 |
NO20041781L NO20041781L (no) | 2005-11-01 |
NO324183B1 true NO324183B1 (no) | 2007-09-03 |
Family
ID=34880494
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20041781A NO324183B1 (no) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Fremgangsmate for a fortrenge petroleum fra en karbonatbergart |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
DK (1) | DK176991B1 (no) |
GB (1) | GB2427888B (no) |
NO (1) | NO324183B1 (no) |
WO (1) | WO2005106192A1 (no) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7987907B2 (en) | 2006-09-08 | 2011-08-02 | Bp Exploration Operating Company Limited | Hydrocarbon recovery process |
CN102356141A (zh) * | 2009-02-13 | 2012-02-15 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于强化由石灰石或白云石地层的油采收的含水置换流体注入 |
US8657000B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
US8656996B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
US8739869B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2908643A (en) * | 1956-05-02 | 1959-10-13 | Sun Oil Co | Treatment of limestone formations |
US4585065A (en) * | 1984-11-15 | 1986-04-29 | Halliburton Company | Methods of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
NO853269L (no) * | 1984-11-15 | 1986-05-16 | Halliburton Co | Preparater for oeket hydrokarbonproduksjon for underjordiske formasjoner. |
US4702849A (en) * | 1986-02-25 | 1987-10-27 | Halliburton Company | Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
-
2004
- 2004-04-30 NO NO20041781A patent/NO324183B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-04-28 GB GB0621583A patent/GB2427888B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-28 WO PCT/NO2005/000139 patent/WO2005106192A1/en active Application Filing
-
2006
- 2006-11-20 DK DKPA200601513A patent/DK176991B1/da not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0621583D0 (en) | 2006-12-06 |
NO20041781L (no) | 2005-11-01 |
DK176991B1 (da) | 2010-10-18 |
NO20041781D0 (no) | 2004-04-30 |
DK200601513A (da) | 2007-01-19 |
GB2427888B (en) | 2008-10-29 |
WO2005106192A1 (en) | 2005-11-10 |
GB2427888A (en) | 2007-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Mohammed et al. | Wettability alteration: A comprehensive review of materials/methods and testing the selected ones on heavy-oil containing oil-wet systems | |
Aghaeifar et al. | Smart Water injection strategies for optimized EOR in a high temperature offshore oil reservoir | |
US8739869B2 (en) | Systems and methods for enhanced waterfloods | |
US11180689B2 (en) | Optimized salinity for enhanced water flood applications | |
US8656996B2 (en) | Systems and methods for enhanced waterfloods | |
US20120125604A1 (en) | Systems and Methods For Enhanced Waterfloods | |
RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
US3258072A (en) | Water flooding with sulfite solutions | |
DK176991B1 (da) | Fremgangsmåde til fortrængning af petroleum fra en carbonatbjergart | |
Tetteh et al. | Impact of temperature and SO42-on electrostatic controls over carbonate wettability | |
Zhang | Surfactant-enhanced oil recovery process for a fractured, oil-wet carbonate reservoir | |
MX2012009312A (es) | Sistemas de tensioactivos para la recuperacion mejorada de hidrocarburos. | |
US3203480A (en) | Use of sulfides in flooding water | |
Boampong et al. | Evaluation of sour gas-low salinity waterflooding in carbonate reservoirs-A numerical simulation approach | |
Puntervold et al. | Why is it Possible to Produce Oil from the Ekofisk Field for Another 40 Years? | |
Strand et al. | Recent Updates on Smart Water EOR in Limestone | |
Sarkar | Evaluation of Alkaline, Surfactant and Polymer Flooding for Enhanced Oil Recovery in the Norne E-segment Based on Applied Reservoir Simulation | |
Hosseini et al. | Numerical modeling and experimental investigation on the effect of low-salinity water flooding for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs | |
Hosseini et al. | Brine Divalent Ions Impacts on Wettability Alteration of Carbonate Rock Sample at Presence of DTAB | |
Bazhanova | RATE OF WETTABILITY ALTERATION BY CASPIAN SEA ENGINEERED WATER IN CARBONATE FORMATIONS | |
Strand et al. | Effect of Wettability on Oil Recovery in Chalk | |
Kułynycz et al. | Comparison of the oil recovery between waterflooding and CO2-EOR method for the JSt oil reservoir | |
Maiki et al. | Enhancing Oil Extraction in Sandstone Reservoir with High Water Cut: Exploring the Impact of Low Salinity Sodium Chloride and Molecular Dynamics Consequences | |
Puntervold et al. | Improved Oil Recovery from North Sea Chalk Fields by Injection of Optimized Seawater | |
Mohammed | Solvent retrieval and wettability alteration during heavy-oil and bitumen recovery by SOS-FR (steam-over-solvent injection in fractured reservoirs) method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |