NO781189L - Utvinning av olje fra undersjoeiske formasjoner - Google Patents
Utvinning av olje fra undersjoeiske formasjonerInfo
- Publication number
- NO781189L NO781189L NO781189A NO781189A NO781189L NO 781189 L NO781189 L NO 781189L NO 781189 A NO781189 A NO 781189A NO 781189 A NO781189 A NO 781189A NO 781189 L NO781189 L NO 781189L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- reservoir
- oil
- plug
- carbon dioxide
- injected
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 104
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 52
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 52
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 84
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 22
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 6
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 propane hydrocarbon Chemical class 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Description
Fremgangsmåte for innvinning av olje fra et underjordisk oljeholdig reservoar ved å bruke et lett hydrokarbon og karbondioksyd.
Foreliggende oppfinnelse angår innvinning av olje fra at underjordisk oljeholdig reservoar ved at man i nevnte reservoar inngiserer en førsteplugg av lett hydrokarbon i en slik mengde at man sikrer at nevnte hydrokarbon blander seg .med reservoarets olje og derved endrer oljens sammensetning nær „ injeksjonsprøven, hvoretter man inngiserer en annen plugg av karbondioksyd som blander seg med den endrede reservoaroljen i nærheten av injeksjonsbrønnen, hvoretter man inngiserer et drivmiddel som forskyver de inngiserte væsker og reservoaroljen gjennom reservoaret til en produksjonsbrønn hvorfra oljen taes opp.
Ved innvinning av olje fra underjordiske, oljeholdige reservoarer så bruker man vanligvis såkalte primære innvinningsmetoder som utnytter reservoarets energi i form av vann under trykk eller en gass under trykk eller i oppløsning. Etter at man har brukt reservoarets primære energi, så kan ytterligere olje utvinnes ved å bruke sekundære fremgangsmåter hvor energien tilføres reservoaret fra en ytre kilde, f.eks. ved å inngisere vann i form av en vannskulling.
Ytterligere innvinning kan oppnåes ved å bruke andre innvinningsmetoder etter at reservoaret er blitt vannfylt til et uøkonomisk nivå. Slike etterfølgende innvinningsmetoder er ofte blitt betegnet "tertiære innvinningsmetoder" .
En av disse nyere fremgangsmåter for forbedret innvinning av olje er ofte blitt betegnet "blandbar fylling", hvor en væske inngiseres inn i reservoaret som er blandbar med reservoaroljen ved de betingelser som Jiersker med hensyn til temperatur og trykk. Ved begrepet "blandbar" forståes her at den inngiserte væske er oppløselig i alle mengdeforhold med reservoaroljen ved de betingelser som hersker i reservoaret med hensyn til temperatur og trykk.
Blandbar fylling er effektivt for å rense og forskyve reservoaroljen fra reservoarets matrise gjennom hvilken den blandbare væsken strømmer. Når der eksisterer blandbarhet mellom den inngiserte væsken og reservoaroljen ved de temperatur og trykkbetingelser som hersker i reservoaret, så er det kun tilstede en enkelt væskefase, og man får eliminert de krefter som holder oljen tilbake, d.v.s. kapillær krefter og overflate-spennings krefter. Det er først og fremst disse krefter som reduserer innvinningen av olje ved vanlig fyllings operasjoner, så som vannfylling, hvor det forskyvende middel og reservoaroljen eksisterer som to faser.
Såkalt blandbar fylling oppnåes vanligvis ved.en forskyvningsteknikk hvor en oppløsende væske som er blandbar med reservoaroljen ved reservoarets betingelser, inngiseres inn i reservoaret hvor væsken frigjør oljen fra reservo-armatrisen og forskyver oljen gjennom reservoaret mot en produk-sjonsbrønn fra hvilken oljen taes opp. Normalt vil væsken være lette hydrokarboner i området fra 0,^ til Cg. Spesielt har lett petroleumsgass (LPG) vært meget brukt.
På grunn av utgiftene og begrenset- tilgjengelig-het av lette hydrokarboner, så har man senere utviklet bruken av en plugg av en oppløsende væske, hvorved man senker til et minimum den mengde væske som er nødvendig. Ved denne såkalte pluggmetoden så inngiserer. man bare en fraksjon av det porevolum som eventuelt kunne bli oppfylt av oppløsningsmiddelet, hvoretter man inngiserer et billigere og/eller mer tilgjengelig drivmiddel. Blant slike drivmidier er naturgass. Ved denne kombinerte teknikk av bruken av en plugg og blandbar fylling så vil oppløsningsmiddelet være blandbart med oljen i forkant av pluggen og kan være eller ikke være blandbart med drivmiddelet i bakkant av pluggen. I U.S.P. 3,35^1,953 er det f. eks. beskrevet en slik fremgangsmåte hvor en plugg av en væske som er blandbar med oljen inngiseres i mengder som er tilstrekkelig til å danne et bånd av i alt vesentlig ren blandbar væske som også er blandbar med drivmiddelet som inngiseres etterpå.
Man har også tidligere skjeldnet mellom bland-barhetene ved at disse enten kan være en såkalt "førstekontakt blandbarhet" eller såkalt "betinget blandbarhet". Betinget blandbarhet skiller seg fra første kontakt blandbarhet ved at blandbarheten oppnåes under den betingede blandbarhets-situa-sjonen ved en serie multifasekontakter mellom den inngiserte væsken og reservoaroljen. Hvilken type blandbarhet man oppnår bestemmes av reservoarbetingelsene og væskenes sammensetninger. Det er beskrevet mange fremgangsmåter for å oppnå den ene eller annen type av blandbarhet. Betinget blandbarhet kan også opp-deles i en type av fordampende gass hvor intermediære kompo-nenter i oljen fordampes over i den imigiserte væsken inntil man oppnår blandbarhet, eller en anriket gasstype hvor de intermediære produkter i den inngiserte væske absorberes av oljen inntil man oppnår blandbarhet.
Det har lenge vært kjent at karbondioksyd kan brukes som et innvinningsmiddel på grunn av dens evne til å
f
oppløse oljen hvorved man får en svelling av oljen og en reduksjon av dens viskositet, og begge deler øker oljeinnvinningen. I en fremgangsmåte hvor man anvender karbondioksyd
og som er beskrevet i U.S.P. No. 3>262,498, så blir nevnte karbondioksyd fortrinnsvis inngisert i flytende tilstand inn i
et reservoar hvor den går over i oppløsning i oljen slik at
man får de nevnte fordelaktige effekter med hensyn til svelling og viskositetsreduksjon, hvoretter et flytende hydrokarbon inngiseres slik at det danner seg en overgangssone noe som gir en forbedret forskyvning av oljen etterpå. Etter at man har inngisert det flytende hydrokarbonet inngiserer man en drivende væske eller drivmiddel for å forskyve reservoarvæsken til en produksjonsbrønn hvorfra de taes opp. Det er også vært fore-slått å bruke karbondioksyd som innvinningsmiddel under bland-barhetsbetingelser med oljen hvor en plugg av karbondioksyd inngiseres under høyt trykk eller under betingelser hvor der er blandbarhet, hvoretter pluggen drives av en inert gass eller vann.
I den senere tid har det også vært beskrevet bruken av karbondioksyd som brukes under slike betingelser at man har betinget blandbarhet med reservoaroljen. Således er det i U.S.Patent No. 3>8ll,502 beskrevet at man etablerer en sone av betinget blandbarhet mellom karbondioksydet og oljen, hvoretter man inngiserer et drivmiddel som forskyvende kraft.
En annen fremgangsmåte er beskrevet i U.S.Patent No. 3>811,503 hvor en plugg av en blanding av et lett hydrokarbon og karbon dioksyd inngiseres og hvor blandingen er betinget blandbar med reservoaroljen, hvoretter nevnte plugg følges av et drivmiddel. Mengden av lett hydrokarbon og karbondioksyd i pluggen er kritiske, og nevnte kritiske forhold sikrer at der eksisterer betinget blandbarhet mellom pluggen og re servoajrol j en.
Foreliggende oppfinnelse beskriver bruken av karbondioksyd i en blandbar fylling hvor man før injeksjonen av karbondioksydet, endrer reservoaroljens sammensetning i nærheten av injeksjonsbrønnen ved at man inngiserer et lett hydrokarbon i en slik mengde at man sikrer blanding med reservoaroljen på en slik måte at den endrede væske er betinget blandbar med den senere inngiserte karbondioksyd. Ved hjelp av foreliggende oppfinnelse kan man ikke bare eliminere de høye.trykk som var nødvendig når man brukte karbondioksyd alene som den blandbare væske, men man kan også bruke mindre mengder av det lette hydrokarbon. I foreliggende fremgangsmåte er det videre ikke nødvendig at man etablerer et bånd av i alt vesentlig rent oppløsningsmiddel og at dette bånd opprettholdes under fyllingen. Videre er det ikke nødvendig at der er blandbarhet i forkant av pluggen emllom reservoaroljen og den inngiserte hydrokarbonvæsken.
Det er således en hensikt ved den foreliggende oppfinnelse og øke effektiviteten ved bruken av karbondioksyd ved såkalt inn-situ oljeinnvinning under såkalt blandbar fylling hvor man tidligere ikke kunne bruke karbondioksyd på grunn av trykkbegrensninger i formasjonen.
Foreliggende oppfinnelse angår således innvinning av olje fra et oljeholdig reservoar hvor man inngiserer en plugg av et lett hydrokarbon i reservoaret slik at man endrer reservoar-oljens sammensetning i nærheten av brønnen, hvoretter man inngiserer en plugg av karbondioksyd slik at man danner en overgangssone med betinget blandbarhet med den endrede reservoarvæsken. Deretter inngiserer man et drivmiddel for å forskyve de inngiserte væsker og reservoaroljen igjennom reservoaret mot en produksjonsbrønn fra hvilken væskene taes opp.
Oppfinnelsen innbefatter således en fremgangsmåte hvor man i et ^oljeholdig reservoar fører inn en plugg av et lett hydrokarbon i en tilstrekkelig mengde og med en så stor hastighet at man danner en blanding av reservoaroljen og det lette hydrokarbon i nærheten av injeksjonsbrønnen. Deretter inngiserer man en plugg av karbondioksyd slik a-t man får dannet en overgangssone med en betinget blandbarhet med den.endrede væske omkring injeksjonsbrønnen. Etterat tilstrekkelig karbondioksyd er blitt inngisert, inngiserer man et drivmiddel for å forskyve de inngiserte væsker og reservoaroljen gjennom reservoaret mot en produksjonsbrønn fra hvilken de taes opp.
Foreliggende oppfinnelse anvender således en første plugg av et hydrokarbon for å endre betingelsene i reservoaret omkring injeksjonsbrønnen før man inngiserer karbondioksydet. Den inngiserte plugg av hydrokarbon inngiseres i tilstrekkelige mengder og i tilstrekkelig hastighet til at man får en blanding av det lette hydrokarbonet og reservoaroljen i nærheten av injeksjonsbrønnen, slik at man får en endret reservoarvæske som ved reservoarets betingelse med hensyn til temperatur og trykk, er betinget Blandbarhet med den senere inngiserte karbondioksyd. Det er således ikke nødvendig at den første pluggen er blandbar med reservoaroljen. Den mengde som inngiseres kan bestemmes ved beregninger hvor man tar hensyn til reservoarets egenskaper, og den sammensetning som er nød-vendig for at den endrede reservoarvæsken har blandbarhet med karbondioksyd, kan bestemmes ved laboratorieprøver.
Foreliggende oppfinnelse bygger således på det faktum at reservoaret fylles ved reservoarbetingelser ved å endre sammensetningen på væsken omkring injeksjonsbrønnen slik at man kan senere utføre en betinget blandbar karbondioksydfylling. Fremgangsmåten kan anvendes på, men er ikke begrenset til, reservoarer som har for lavt trykk til at karbondioksyd alene har betinget blandbarhet med reservoaroljen. Betinget blandbarhet slik det er definert her må skilles fra første kontakt eller umiddelbar blandbarhet. Den betingede blandbarhet oppnåes ved en serie overgangsflerfase kontakter hvor det lette hydrokarbonet i den endrede oljesonen omkring injeksjohs-brønnen absorberes over i karbondioksydet, hvorved man danner en såkalt inn-si tu blandbar overgangssone mellom den endrede væske og pluggen av karbondioksydet.
Foir å demonstrere foreliggende oppfinnelse ble det utført en serie prøver i rør hvor man brukte et 12m langt rustfritt stålrør med en diameter på 6mm. Røret ble pakket med Ottawa ^10-60 mesh sand. Man brukte egnede anordninger for å regulere trykk og temperatur.
Under drift ble sandpakningen mettet med en viss olje slik at man fikk en opprindelig oljemetning (S ^) på. 1,00, hvoretter det sandpakkede rør ble vannfylt til en i redu-serbar oljemetning ( SQT j_)• Den forskyvende væske (eller væsker) ble så inngisert i en forutbestemt mengde og med en gitt hastighet-,- og oljeforsyningen ble styrt ved å oppservere væsken som strømmet ut av røret. Deretter ble en drivende væske inngisert. Oppservasjon av første opptreden av en annen fase ble oppser vert i et høytrykksglass. Innvinning målt som residual oljemetning (SQr i>le bestemt på det tidspunkt da man ikke fikk ytterligere innvinning av olje. Det ble utført en serie prøver med en gitt reservoarolje med en API på 32°, og forsøkene ble utført ved et trykk på 196kg/cm og 70°C. Beregning av størrel-sen på pluggen ble basert på minimumsblandbarhet/trykk korrela-- sjonen for karbondioksyd og olje, og idet man antok at de første 1,2 til 1, 5m av røret var nødvendig for å etablere betinget blandbarhet.
Fremgangsmåten og resultatene fra prøven er
gitt i den etterfølgende tabell.
Resultatene viser at man oppnår forbedret innvinning ved å bruke en behandlende plugg av et lett hydrokarbon før man gjennomfører en betinget blandbar karbondioksydfylling. Videre viser resultatene at man kan oppnå høy innvinning selv når størrelsen på den første hydrokarbonpluggen er av størrelsesorden på 1, 5f° PV (Porevolum), noe som er betydelig mindre enn de pluggstørrelser man bruker ved vanlige blandbare pluggfyllinger, hvor man vanligvis bruker størrelser fra 3 til lO/o PV.
I Forsøket 5 hvor man f.eks. brukte en plugg av butan (l,5^PV) så var innvinningseffektiviteten (E^,) for den tertiære del av forsøket 95 >0/&. En større plugg av 2>i° PV i Forsøk 2 ga en innvinningsef f ektivitet (E_^,) på 96,9$»« Disse resultatene er gunstige sammenlignet med den innvinningseffekt-ivitet man oppnår enten med en karbondioksydfylling (Forsøk 1.) eller ved å bruke en blanding av butan og karbondioksyd (Forsøk h.) hvor mengden av var 3»2$ PV mens innvinningseffektiviteten (Er,) var 56,4 og 79, 9% henholdsvis.
Det følgende felt eksempel viser hvordan oppfinnelsen ble anvendt på et oljebærende reservoar i en dybde på 3100m med et fall på 27° og som inneholdt en- 37^' API olje. Reservoaret hadde et trykk på 270kg/cm^ og temperaturen var 102°C. Ved visse betingelser var det bedtingede kontaktblandbarhets-trykket 295kg/cm 2for COg og den tilstedeværende oljen. Det ble båret en injeksjonsbrønn og en produksjonsbrønn 190m fra hver-andre. På forhånd hadde reservoaret gjennomgått en vannfylling.
I prøven ble ca. 80 0001 av en 0,04$> PV av butan/propanblanding inngisert i tilstrekkelig stor __mengde til at man sikret blanding av hydrokarbonmaterialet med reservoaroljen i nærheten av injek-sjonsbrønnen. Injeksjonshastigheten var større enn den kritiske hastigheten for interfasen langs oppløsningsmiddelet og oljen,
og dette eksempel så var den større enn 1,5m pr. dag.
Beregninger indikerte at ca. 625m 3 av reservo-arol jen var blitt endret,ved at man hadde blandet den med nevnte butan/propanhydrokarbonplugg. Den endrede sammensetningen var
slik at trykket for betinget blandbarhet var ca. 255kg/cm slik dette kunne bestemmes ved slamrørprøver. Etter at hydrokarbonpluggen var inngisert, ble en plugg av karbondioksyd inngisert i mengder justert slik at man balanserte denne med produksjons-volumet. Ca. 20$> PV karbondioksyd ble inngisert. Injeksjonshastigheten av COg ble holdt under den kritiske hastigheten for COg og reservoaroljen som er ca. 0,6m pr. døgn. Deretter ble drivende væske av nitrogen inngisert for å forskyve reservoar-væskene mot produksjonsbrønnen fra hvilken de ble tatt opp. Innvinningen var ca. 80$ av den beregnedé oljen i det forskøvende volum.
I foreliggende oppfinnelse blir en første
plugg av et lett hydrokarbon inngisert inn i reservoaret via injeksjonsbrønnen for å endre reservoaret i nærheten av injeksjons-brønnen, noe som skjer ved at man endrer sammensetningen på reservoaroljen eller den tilstedeværende væske. Hydrokarbonet inngiseres i tilstrekkelig høy hastighet til at man sikrer at den blander seg med reservoaroljen. Hastigheten må være større enn den kritiske hastigheten for interfasen mellom oppløsnings-middelet og oljen, noe som vanligvis ligger i området fra 0,15m/døgn til 0,5m/døgn. Kritisk hastighet defineres som den hastighet ved hvilken hastighetskreftene blir større enn tyngdekreftene. På dette punkt skjer det en viskøs forgrening av den forskyvende
væske og dette vil deretter fortsette og utvikle seg. Kritisk hastighet kan bestemmes av velkjente fremgangsmåter. F.eks. kan den kritiske hastigheten V r beregnes ved hjelp av følgende teoretiske ligning:
hvor k = permeabilitet
A P = tetthetsforskjell mellom forskjøvet og forskyvende
væsker
A 14<_>vi sko si t e t sf or sk j ell mellom forskjøvet væske og forskyvende væske
= fallvinkelen på reservoaret
= fraksjonell porøsitet på _det porøse medium
Den mengde lett hydrokarbon som var nød-vendig kan beregnes ved å bruke en korrelasjon for minimums-blandbarhetstrykket som en funksjon av oljesammensetningen og andre parametre, og en minimumslengde på 1,2 - 1,5m for å etablere blandbarhet. Denne avstand angår stabil strømbeting-elser i fallende reservoarer hvor viskøs forgrening ikke er tilstede. Vanligvis vil den mengde lett hydrokarbon som er nødvendig ligge i området fra 0,02$ til ca. 5>0$> porevolum.
Som et eksempel kan nevnes et gitt reservoar som inneholdt en 32° API olje, en oljemetning på 25$ og et trykk på 190kg/cm^ og en temperatur på J2°C og mee følgende sammensetning:
Ved å bruke nevnte korrelasjon for minimumblandbarheten, er
et minimumstrykk på 245kg/cm nødvendig for å oppnå betinget blandbarhet mellom reservoaroljen og karbondioksydet. Ved igjen å bruke samme korrelasjon finner man at minimumstrykket for betinget blandbarhet kan reduseres til det eksisterende reservoartrykk på 190 kg/cm . Ettersom bare 1,5m av reservoar-lengden er nødvendig for'å etablere betinget blandbarhet, så
er det bare nødvendig å behandle området umidde-lbart inntil in-jeksjonsbrønnen. Hvis avstanden mellom injeksjons - og produk-sjonsbrønnen er ca. lOOm, så må man behandle følgende fraksjon av reservoarets porevolum (PV) inntil injeksjonsbrønnen:
Det lette hydrokarbonoppløsningsmiddel som brukes kan være et hvert lett hydrokarbon fra 2-6 karbon-atomer i molekylet. Eksempler er etan, propan, LPG, butan, pentan og heksan. Oppløsningsmidler kan også være en blanding av lette hydrokarboner og kan inneholde metan, og blandingen kan velges etter at den er blitt blandet med reservoaroljen, idet en endret sammensetning kan være istand til å danne en betinget blandbarhetssone med karbondioksyd. Sammensetninger for hydrokarbonpluggen kan bestemmesrved hjelp av slamrørs-prøver sliki disse er beskrevet i U.S. Patent No. 3,811,502.
Etter at man har etablert en son med endret væske omkring injeksjonsprøven, blir en plugg av karbondioksyd inngisert med tilstrekkelig lav hastighet og i slike mengder at det dannes en overgangssone med betinget blandbarhet med den endrede væske og man opprettholder en stabil strøm. Ved injeksjonen av karbondioksydet er det foretrukket at injeksjonshastigheten er mindre enn den kritiske hastigheten ved interfasen mellom karbondioksydet og den endrede væsken, og vanligvis ligger denne hastigheten i områder fra 0,01m-3m/døgn. Den mengde karbondioksyd som inngiseres kan være i områder fra 10$-30$ av porevolumet. Karbondioksydpluggen kan bestå av karbondioksyd eller kan inneholde en inert gass slik det er beskrevet i U.S. Patent No. 3,811,501 eller lette hydrokarboner slik det er beskrevet i U.S. Patent No. 3,811,503. Det eksisterer et kritisk forhold mellom den inerte gass eller det lettere hydrokarbon og karbondioksydet ved hvilket man oppnår betinget blandbarhet, og dette forhold kan bestemmes ved hjelp av labra-torieprøver.
Med en inert gass forståes en gass som har en lavere oppløselighet i hydrokarbonvæsken enn det man har for karbondioksyd i samme væske. Eksempler på inerte gasser er metan, naturgass,séparatorgass, ovnsgass, nitrogen og luft og blandinger av disse. Eksempler på lette hydrokarboner innbefatter etan, propan, LPG, butan og blandinger av disse.
Et drivmiddel blir deretter inngisert for å drive de inngiserte væsker og reservoaroljen gjennom reseroaret
. mot produksjonsbrønnen fra hvilken de taes opp. Drivmiddelet kan være enhver relativt billig væske , så som gasser som nitrogen, luft, forbrenningsgasser eller.ovnsgasser, separator gass, naturgass eller blandinger av disse. Drivmidler kan
også være vann, saltlake og/eller fortykningsmidler og kan inneholde additiver .så som et overflateaktivt middel for å forbedre forskyvningseffektivite ten og forbedre oljeinnvinningen.
Drivmiddelet inngiseres i mengder som er tilstrekkelig til å forskyve reservoaroljen eller væsken igjennom reservoaret, og middelet inngiseres i en hastighet som gjør at man ikke overskrider den kritiske verdi som er bestemt for interfasen mellom karbondioksydet og den endrede olje, og en for.etrukken hastighet gjennom reservoaret er fra 0,01 til ca. 3m/døgn. Foreliggende oppfinnelse kan anvendes på reservoarer med fall ved at man inngiserer karbondioksydpluggen på forskjellige steder av reservoarets fall. Hvordan slike tilførselssteder skal velges vil kunne bestemmes ut fra reservoarbetingelsene og reservoarvæskenes egenskaper, f.eks.
på grunnlag av råoljens tetthet ved reservoartemperatur og trykk. Metoden kan også anvendes som en vertikalforskyvning hvor pluggene inngiseres på toppen av det oljebærende reservoar eller hvor et lag av karbondioksyd er etablert før man inngiserer drivmiddelet, hvoretter drivmiddelet forskyver nevnte lag og reservoaroljen ned gjennom reservoaret mot egnede plasserte produksjonsbrønner fra hvilke væskene kan taes opp.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for innvinning av olje fra et underjordisk oljeholdig reservoar gjennomsatt av minst en in-jeksjonsbrønn.og en produksjonsbrønn, og hvor nevnte olje er ublandbar med karbondioksyd ved den temperatur og det trykk som hersker i reservoaret, karakterisert ved at man tilfører gjennom nevnte injeksjonsbrønn:
(a) en første plugg av et lett hydrokarbon i en tilstrekkelig mengde og med tilstrekkelig hastighet til at det dannes en blanding av endret væske av reservoaroljen og det lette hydrokarbon inntil nevnte injeksjonsbrønn, og hvor nevnte blanding er betinget blandbar med karbondioksyd ved reservoarets temperatur og trykk:
(b) en annen plugg bestående av karbondioksyd i tilstrekkelig mengde til at det dannes en overgangssone med betinget blandbarhet med nevnte blanding og nevnte karbondi-oksydplugg,
(c) et drivmiddel for å forskyve nevnte endrede væske og nevnte andre plugg og reservoaroljen gjennom nevnte reservoar.
2. Fremgangsmåte ifølge Krav l., karakterisert ved at nevnte lette hydrokarbon tilføres eller inngiseres inn i en hastighet som er større enn den kritiske hastigheten for reservoaret.
3. Fremgangsmåte ifølge Krav 1. eller 2., karakterisert ved at nevnte plugg består av karbondioksyd og en inert gass i slike mengdeforhold at nevnte plugg er betinget blandbar med nevnte blanding av endret reservoarvæske.
k.
Fremgangsmåte ifølge Krav 1.eller 2., karakterisert ved at nevnte andre plugg består av karbondioksyd og et lett hydrokarbon i slike mengdeforhold at nevnte plugg er betinget blandbar med nevnte blanding ay _endret reservoarvæske.
5. Fremgangsmåte ifølge Krav 1. til k., karakterisert ved at nevnte underjordiske oljeholdige reservoar er et skråttstilt reservoar.
6. Fremgangsmåte ifølge Krav 1. til k., karakterisert ved at nevnte injeksjon eller
. tilførsel skjer på toppen av nevnte reservoar, og ved at for-skyvningen i alt vesentlig er en vertikal nedadrettet forskyvning og hvor oljen innvinnes fra bunnen av brønnen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/827,413 US4136738A (en) | 1977-08-24 | 1977-08-24 | Enhanced recovery of oil from a dipping subterranean oil-bearing reservoir using light hydrocarbon and carbon dioxide |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO781189L true NO781189L (no) | 1979-02-27 |
Family
ID=25249160
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO781189A NO781189L (no) | 1977-08-24 | 1978-04-04 | Utvinning av olje fra undersjoeiske formasjoner |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4136738A (no) |
AT (1) | AT358508B (no) |
AU (1) | AU513666B2 (no) |
BR (1) | BR7801605A (no) |
DE (1) | DE2835541C2 (no) |
GB (1) | GB1559961A (no) |
NO (1) | NO781189L (no) |
NZ (1) | NZ186687A (no) |
YU (1) | YU101578A (no) |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2466606A1 (fr) * | 1979-10-05 | 1981-04-10 | Aquitaine Canada | Procede pour accroitre l'extraction de petrole d'un reservoir souterrain par injection de gaz |
US4299286A (en) * | 1980-05-21 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Enhanced oil recovery employing blend of carbon dioxide, inert gas _and intermediate hydrocarbons |
US4380266A (en) * | 1981-03-12 | 1983-04-19 | Shell Oil Company | Reservoir-tailored CO2 -aided oil recovery process |
US4418753A (en) * | 1981-08-31 | 1983-12-06 | Texaco Inc. | Method of enhanced oil recovery employing nitrogen injection |
US4635721A (en) * | 1983-11-29 | 1987-01-13 | Amoco Corporation | Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir |
US4548267A (en) * | 1983-11-29 | 1985-10-22 | Standard Oil Company | Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir |
US4570712A (en) * | 1983-12-05 | 1986-02-18 | Texaco Inc. | Carbon dioxide and hydrocarbon solvent flooding in a steeply dipping reservoir |
US4589486A (en) * | 1984-05-01 | 1986-05-20 | Texaco Inc. | Carbon dioxide flooding with a premixed transition zone of carbon dioxide and crude oil components |
FR2571425B1 (fr) * | 1984-06-27 | 1987-11-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour augmenter la recuperation d'huile a partir de gisements d'huile a faible teneur en gaz dissous |
US4593761A (en) * | 1984-07-20 | 1986-06-10 | Texaco Inc. | Miscible oil flooding at controlled velocities |
US4678036A (en) * | 1985-02-22 | 1987-07-07 | Mobil Oil Corporation | Miscible oil recovery process |
US4617996A (en) * | 1985-02-22 | 1986-10-21 | Mobil Oil Corporation | Immiscible oil recovery process |
US4653583A (en) * | 1985-11-01 | 1987-03-31 | Texaco Inc. | Optimum production rate for horizontal wells |
US4766558A (en) * | 1986-03-21 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method of calculating minimum miscibility pressure |
US5232049A (en) * | 1992-03-27 | 1993-08-03 | Marathon Oil Company | Sequentially flooding a subterranean hydrocarbon-bearing formation with a repeating cycle of immiscible displacement gases |
US9574823B2 (en) | 2007-05-18 | 2017-02-21 | Pilot Energy Solutions, Llc | Carbon dioxide recycle process |
US9752826B2 (en) | 2007-05-18 | 2017-09-05 | Pilot Energy Solutions, Llc | NGL recovery from a recycle stream having natural gas |
US8505332B1 (en) * | 2007-05-18 | 2013-08-13 | Pilot Energy Solutions, Llc | Natural gas liquid recovery process |
US9200833B2 (en) | 2007-05-18 | 2015-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Heavy hydrocarbon processing in NGL recovery system |
US9255731B2 (en) | 2007-05-18 | 2016-02-09 | Pilot Energy Solutions, Llc | Sour NGL stream recovery |
WO2009117191A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Viscous oil recovery using emulsions |
US10030483B2 (en) | 2015-10-26 | 2018-07-24 | General Electric Company | Carbon dioxide and hydrocarbon assisted enhanced oil recovery |
CN114198070B (zh) * | 2020-09-17 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 复合气驱驱油方法 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126951A (en) * | 1964-03-31 | Santourian | ||
US2822872A (en) * | 1954-05-10 | 1958-02-11 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil from reservoirs |
US3003554A (en) * | 1957-12-05 | 1961-10-10 | Pan American Petroleum Corp | Secondary recovery process with controlled density fluid drive |
US3157230A (en) * | 1960-12-16 | 1964-11-17 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method of recovering oil from an oil-bearing reservoir |
US3207217A (en) * | 1963-08-12 | 1965-09-21 | Pure Oil Co | Miscible drive-waterflooding process |
US3346046A (en) * | 1966-08-16 | 1967-10-10 | Mobil Oil Corp | Secondary recovery of oil by partially miscible phase displacement |
US3616854A (en) * | 1969-10-30 | 1971-11-02 | Texaco Inc | Oil recovery process |
US3841406A (en) * | 1972-05-17 | 1974-10-15 | Texaco Inc | Single well oil recovery method using carbon dioxide |
US3841403A (en) * | 1972-06-23 | 1974-10-15 | Texaco Inc | Miscible flood process for oil recovery using a lean gas |
US3811503A (en) * | 1972-07-27 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Secondary recovery using mixtures of carbon dioxide and light hydrocarbons |
US3811501A (en) * | 1972-07-27 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Secondary recovery using carbon dixoide and an inert gas |
US3811502A (en) * | 1972-07-27 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Secondary recovery using carbon dioxide |
US3854532A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-17 | Texaco Inc | Enriched gas drive recovery process |
US3856086A (en) * | 1972-10-06 | 1974-12-24 | Texaco Inc | Miscible oil recovery process |
-
1977
- 1977-08-24 US US05/827,413 patent/US4136738A/en not_active Expired - Lifetime
-
1978
- 1978-03-09 GB GB9323/78A patent/GB1559961A/en not_active Expired
- 1978-03-14 NZ NZ186687A patent/NZ186687A/xx unknown
- 1978-03-16 BR BR7801605A patent/BR7801605A/pt unknown
- 1978-03-30 AU AU34308/78A patent/AU513666B2/en not_active Expired
- 1978-04-04 NO NO781189A patent/NO781189L/no unknown
- 1978-04-27 YU YU01015/78A patent/YU101578A/xx unknown
- 1978-08-14 DE DE2835541A patent/DE2835541C2/de not_active Expired
- 1978-08-24 AT AT619278A patent/AT358508B/de not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
YU101578A (en) | 1982-06-30 |
US4136738A (en) | 1979-01-30 |
AU513666B2 (en) | 1980-12-11 |
DE2835541C2 (de) | 1984-04-19 |
ATA619278A (de) | 1980-02-15 |
AU3430878A (en) | 1979-09-27 |
GB1559961A (en) | 1980-01-30 |
NZ186687A (en) | 1979-08-31 |
DE2835541A1 (de) | 1979-03-01 |
AT358508B (de) | 1980-09-10 |
BR7801605A (pt) | 1979-03-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO781189L (no) | Utvinning av olje fra undersjoeiske formasjoner | |
Orr Jr et al. | Use of carbon dioxide in enhanced oil recovery | |
EP1046780B1 (fr) | Procédé de récupération assistée d'hydrocarbures par injection combinée d'une phase aqueuse et de gaz au moins partiellement miscible à l'eau | |
Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
US3807181A (en) | Underground storage of gas | |
US4099568A (en) | Method for recovering viscous petroleum | |
Li et al. | Soaking effect on miscible CO2 flooding in a tight sandstone formation | |
NO178118B (no) | Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon | |
CA3073023A1 (en) | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery | |
AU2014255651B2 (en) | Method for CO2 EOR and storage and use thereof | |
US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
US4605066A (en) | Oil recovery method employing carbon dioxide flooding with improved sweep efficiency | |
US2798556A (en) | Secondary recovery process | |
US3850245A (en) | Miscible displacement of petroleum | |
GB2230545A (en) | Oil recovery using surfactants in non-aqueous drive fluids | |
GB2245012A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
US5178217A (en) | Gas foam for improved recovery from gas condensate reservoirs | |
US11155750B2 (en) | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation | |
US3157230A (en) | Method of recovering oil from an oil-bearing reservoir | |
CA1217127A (en) | Method of forming carbon dioxide mixtures miscible with formation crude oils | |
NO744505L (no) | ||
EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
US4617996A (en) | Immiscible oil recovery process | |
RU2745489C1 (ru) | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
US3800874A (en) | High pressure gas-carbonated water miscible displacement process |