NO842718L

NO842718L - PROCEDURE FOR REPLACING HYDROCARBONES IN AN UNDERGRADUAL FORM

Info

Publication number: NO842718L
Application number: NO842718A
Authority: NO
Inventors: William Francis Yellig Jr; Delbert Dean Fussell
Original assignee: Standard Oil Co
Priority date: 1983-07-05
Filing date: 1984-07-04
Publication date: 1985-01-07
Also published as: NL8402109A; GB2142958B; EG16327A; GB2142958A; DK327384D0; CA1215641A; DK327384A; GB8417051D0

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører utvinning av hydrokarboner fra underjordiske, hydrokarbonførende reservoirer ved injeksjon av et fortrengningsfluidum. Mere spesielt vedrø-rer den en mer effektiv fremgangsmåte for hydrokarbonfor-trengning og fremstilling ved blandingsflømming med et fortrengningsfluidum inneholdende et tilsetningsmiddel. The present invention relates to the extraction of hydrocarbons from underground, hydrocarbon-bearing reservoirs by injection of a displacement fluid. More particularly, it relates to a more efficient method for hydrocarbon displacement and production by mixed flow with a displacement fluid containing an additive.

Ved utvinning av flytende hydrokarboner eller råolje fraWhen extracting liquid hydrocarbons or crude oil from

et underjordisk reservoir så innebefatter en kjent metode injeksjon i reservoiret av et fluidum som er blandbar med råoljen, eksempelvis fluidum som virker som et oppløs-ningsmiddel for råoljen for å fortrenge denne fra reservoiret. Når slike fluidum anvendes så har betegnelsen blandingsflømming blitt anvendt. an underground reservoir, a known method involves injection into the reservoir of a fluid that is miscible with the crude oil, for example fluid that acts as a solvent for the crude oil to displace it from the reservoir. When such fluids are used, the term mixed flow has been used.

Blandingsflømmingsprosesser er simulert ved laboratorie-forsøk. Disse prosesser er også undersøkt i hydrokarbon-reservoirer, men resultatene av slike forsøk kan kun observeres ved overflaten da det er umulig å observere samspillet mellom væskene i reservoiret. Basert på labo-ratoriesimuleringer er flere teorier om blandingsflømming postulert. Alle teoriene er basert på den antagelse at væskens oppførsel ved simulering er den samme i oljereservoiret, selv om denne antagelse ikke kan bevises. Mixture flow processes are simulated in laboratory experiments. These processes have also been investigated in hydrocarbon reservoirs, but the results of such experiments can only be observed at the surface as it is impossible to observe the interaction between the fluids in the reservoir. Based on laboratory simulations, several theories of mixture flow have been postulated. All the theories are based on the assumption that the behavior of the fluid in simulation is the same in the oil reservoir, although this assumption cannot be proven.

Blandingsflømming er meget effektiv med hensyn til fortrengning av fastholdt olje fra deler av reservoiret gjennom hvilken fluidumet føres. Det er antatt at den oppnådde effektivitet er avledet fra det faktum at de oljeholdende krefter, nemlig kapillær og grenseflatespenning, elimine-res eller i det vesentlige nedsettes av f or tr engningsvaes-ken. Ved blandingsflømming velges et fluidum som er blandbart med reservoiroljen og injiseres inn i reservoiret. Dette fluidum fortrenger oljen gjennom reservoiret og mot produksjonsbrønnen fra hvilken oljen produseres. Eksempler på slike fluida er lette hydrokarboner og blandinger derav såsom parafiner i C^- C^ området og spesielt flytende petroleumgass (LPG). Anvendelse av slike fluida er imidlertid ofte kommersielt umulig p.g.a. deres pris. Andre fluida såsom karbondioksyd eller en anriket gass som hovedsakelig består av metan blandet-med lavere hydrokarboner såsom etan og propan er begge relativt billige og har vært anvendt som fortrengningsfluida for blandings-flømming selv om karbondioksyd og anrikningsgassen ikke er blandbar mer olje. Etter injisering av enten CC>2eller anriket gass vil blandbarhet av injeksjonsfluidumet med oljen utvikles i reservoiret som følge av påhverandre føl-gende kontakter mellom olje og injiseringsfluidumet. Denønskede blandbarhet for disse fluida med reservoiroljen kan imidlertid kun oppnås ved trykk over det trykk som er kjent som det minimale blandbarhetstrykk (MMP). Det er antatt, basert på bestemmelse av MMP i fortrengningsforsøk utført i tynne rør at et slikt blandingsinjeksjonsprosjekt skulle kunne utføres når reservoirtrykket var over MMP. Mixture flotation is very effective in terms of displacing retained oil from parts of the reservoir through which the fluid is passed. It is assumed that the efficiency achieved is derived from the fact that the oil-holding forces, namely capillary and interfacial tension, are eliminated or substantially reduced by the displacement liquid. In mixed flooding, a fluid is selected that is miscible with the reservoir oil and injected into the reservoir. This fluid displaces the oil through the reservoir and towards the production well from which the oil is produced. Examples of such fluids are light hydrocarbons and mixtures thereof such as paraffins in the C^-C^ range and especially liquid petroleum gas (LPG). Application of such fluids is, however, often commercially impossible due to their price. Other fluids such as carbon dioxide or an enriched gas consisting mainly of methane mixed with lower hydrocarbons such as ethane and propane are both relatively cheap and have been used as displacement fluids for mixed flotation even though carbon dioxide and the enriched gas are not miscible more oil. After injection of either CC>2 or enriched gas, miscibility of the injection fluid with the oil will develop in the reservoir as a result of successive contacts between the oil and the injection fluid. However, the desired miscibility of these fluids with the reservoir oil can only be achieved at pressures above the pressure known as the minimum miscibility pressure (MMP). It is assumed, based on the determination of MMP in displacement tests carried out in thin pipes, that such a mixture injection project should be able to be carried out when the reservoir pressure was above the MMP.

I henhold til "Multiple Phase Generation During CG^Flooding," R. L. Henry, R. S. Metcalfe, SPE/DOE Symposium on EOR, april 20-23, 1980, SPE Paper No. 8812 er det observert at under CO2flømming av et råoljereservoir, over begrenset temperatur, trykk og blandingsområder vil blandinger av karbondioksyd og reservoiroljen utvise kom-plekse (multippel-fase) faselikevekter med mer enn to faser tilstede i hvilken en CG^-rik dampfase, en CO^- According to "Multiple Phase Generation During CG^Flooding," R. L. Henry, R. S. Metcalfe, SPE/DOE Symposium on EOR, April 20-23, 1980, SPE Paper No. 8812 it has been observed that during CO2flooding of a crude oil reservoir, over limited temperature, pressure and mixing ranges, mixtures of carbon dioxide and the reservoir oil will exhibit complex (multiple-phase) phase equilibria with more than two phases present in which a CG^-rich vapor phase, a CO^-

rik væskefase og en oljerik vaeskefase og i visse tilfeller også en fast asfaltfase sameksistere i likevekt, men for-fatterne observerte kun to flytende faser i faselikevekt med og reservoiroljen ved trykk høyere enn trykkområdet som viste fler fasefenomenet. rich liquid phase and an oil-rich liquid phase and in certain cases also a solid asphalt phase coexist in equilibrium, but the authors only observed two liquid phases in phase equilibrium with and the reservoir oil at pressures higher than the pressure range that showed the multi-phase phenomenon.

I US patent nr. 3.623.552 er vist injisering av COp "Ved temperatur- og trykkbetingelsene for en trefaselikevekt" eksisterer mellom CO^og reservoiroljen. En vanskelighet med denne metode er at et slikt trefaselikevektsområde eksisterer kun over et begrenset betingelsesområde og i patentet er ikke vist hvorledes.man utfører en blandingsfortrengning i trefaseområdet i reservoiret hvis trykk ligger utenfor trykkområdet hvor dannelse av flerfase er vist. Ved andre metoder oppnås blandbarhet ved injisering av en blanding av COp og enten et lett hydrokarbon eller en inert gass, slik som vist i US patent nr. 3.811.501 og i US patent nr. 3.811.503. I de to patenter er vist bestemmelse av et kritisk forhold for konsentrasjonen av COp i forhold til hydrokarbon eller inert gass, ved hvilket "be-tinget blandbarhet" kan oppnås. Ingen av patentene viser en fremgangsmåte for blandingsfortrengning med CO^ved betingelser innen flerfaseområdet for et spesielt reservoir. Det er nå funnet at blandingsflømming med en fortrengningsfluidum såsom CO^ kan utføres ved trykk som faller innen flerfaseområdet for faselikevekten for et spesielt reservoirs olje og fortrengningsfluidumet og at utnyttelse av fortrengningsfluidumet er mere effektiv enn ved tilsvarende fortrengninger ved høyere trykk. Dette er også tilfelle selv ved begge trykknivåer hvor fortrengningen er blandbar. Imidlertid vil flerfaseområdet for faselikevekten for en blanding ofte eksistere ved trykk over eller under det spesielle reservoirtrykk. Det kan således være umulig å utføre en blandingsfortrengning ved et trykk innen flerfaseområdet. De omtalte metoder har ikke vedrørt dette problem og har heller ikke vist en fremgangsmåte annen enn en som oppnår minimalt blandbarhetstrykk med en fortrengende væsketilsetningsblanding. I henhold til foreliggende oppfinnelse utføres en blandingsfor trengning med en fortrengninvæske i flerfasetrykkområdet ved et spesielt reservoirs trykk. In US patent no. 3,623,552 injection of COp is shown "At the temperature and pressure conditions for a three-phase equilibrium" exist between CO^ and the reservoir oil. A difficulty with this method is that such a three-phase equilibrium region only exists over a limited range of conditions and the patent does not show how to carry out a mixture displacement in the three-phase region in the reservoir whose pressure is outside the pressure range where the formation of multiphase is shown. In other methods, miscibility is achieved by injecting a mixture of COp and either a light hydrocarbon or an inert gas, as shown in US patent no. 3,811,501 and in US patent no. 3,811,503. The two patents show determination of a critical ratio for the concentration of COp in relation to hydrocarbon or inert gas, whereby "conditional miscibility" can be achieved. None of the patents show a method for mixing displacement with CO2 at conditions within the multiphase range for a particular reservoir. It has now been found that mixed flocculation with a displacement fluid such as CO^ can be carried out at pressures that fall within the multiphase range of the phase equilibrium for a particular reservoir's oil and the displacement fluid and that utilization of the displacement fluid is more efficient than with corresponding displacements at higher pressures. This is also the case even at both pressure levels where the displacement is miscible. However, the multiphase range of phase equilibrium for a mixture will often exist at pressures above or below the particular reservoir pressure. It may thus be impossible to carry out a mixture displacement at a pressure within the multiphase range. The discussed methods have not addressed this problem, nor have they shown a method other than one that achieves minimal miscibility pressure with a displacing liquid additive mixture. According to the present invention, a mixed displacement is carried out with a displacement fluid in the multiphase pressure range at a special reservoir pressure.

Foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for fortrengning av hydrokarboner fra et hydrokarbonførende reservoir ved å injisere i dette et fortrengningsfluidum som er i stand til å generere ved reservoirets temperatur og trykkbetingelser mere enn to væskefaser i blanding med reservoirhydrokarbonet og fortrengningsfluidumet. Fremgangsmåten utføres ved at det gjennom en injeksjonsbrønn injiseres inn i reservoiret et fortrengningsfluidum omfattende en blanding av et primært fluidum og et tilsetningsmiddel hvor tilsetningsmiddelets konsentrasjon er tilstrekkelig til å justere faselikevekten for en blanding av fortrengningsfluidumet og reservoirhydrokarbonene. Tilstedeværelsen av tilsetningsmiddelet justerer faselikevekten slik at et flervæskefaseområde ved faselikevekt vil innebefatte det spesielle reservoirs temperatur og trykk. Anvendelse av et slikt fortrengningsfluidum gir en mere effektiv fortrengning av olje. Det primære fluidum kan eksempelvis være CG^. Tilsetningsmiddelet kan eksempelvis være nitrogen, et hydrokarbon såsom propan eller en væske såsom hydrogensulfid. The present invention comprises a method for the displacement of hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing reservoir by injecting therein a displacement fluid which is capable of generating at the reservoir's temperature and pressure conditions more than two liquid phases in mixture with the reservoir hydrocarbon and the displacement fluid. The method is carried out by injecting into the reservoir through an injection well a displacement fluid comprising a mixture of a primary fluid and an additive where the concentration of the additive is sufficient to adjust the phase equilibrium for a mixture of the displacement fluid and the reservoir hydrocarbons. The presence of the additive adjusts the phase equilibrium so that a multifluid phase region at phase equilibrium will include the particular reservoir's temperature and pressure. Use of such a displacement fluid provides a more efficient displacement of oil. The primary fluid can, for example, be CG^. The additive can for example be nitrogen, a hydrocarbon such as propane or a liquid such as hydrogen sulphide.

I fig. 1 vises en faselikevekt for en blanding av Co^In fig. 1 shows a phase equilibrium for a mixture of Co^

med hydrokarboner.with hydrocarbons.

Fig. 2 viser justeringer av faselikevekten av en blanding av et fortrengningsfluidum med hydrokarboner tilveiebragt ved tilstedeværelsen av et tilsetningsmiddel i fortrengning sfluidumet. Fig. 2 shows adjustments to the phase equilibrium of a mixture of a displacement fluid with hydrocarbons provided by the presence of an additive in the displacement fluid.

Som illustrasjon på en faselikevekt av en blanding av et fortrengningsfluidum med reservoirhydrokarboner er i fig. 1 vist faselikevekten ved konstant temperatur for en blanding av råolje fra Levelland field i Texas og CO^. Faselikevekten viser en væske i området 1, et væske-væskeområde 2 og et damp-væske-væskeområde 3 (flerfaseområde). As an illustration of a phase equilibrium of a mixture of a displacement fluid with reservoir hydrocarbons, fig. 1 shows the phase equilibrium at constant temperature for a mixture of crude oil from the Levelland field in Texas and CO^. The phase equilibrium shows a liquid in region 1, a liquid-liquid region 2 and a vapor-liquid-liquid region 3 (multi-phase region).

I det etterfølgende anvendes betegnelsen flerfase tilstedeværelsen av mere enn to væskefaser. Disse flervæskefaser er i tillegg til vannfasen vanligvis tilstede i reservoiret. Flerfaseområdet 3 kan også inneholde en fast asfaltfase når oljen inneholder betydelige mengder asfal-tener. Fortrengninger utført ved trykk over det minimale blandbarhets trykk i væske-væskeområdet 2 i fig. 1 vil i det etterfølgende bli betegnet som væske-væskefortreng-ninger. Fortrengninger utført ved trykk i f1 erfasetrykk-området 3 blir i det etterfølgende betegnet som flerfase-tr ykkornr ådef or tr engninger . Fortrengninger ved trykk over MMP i flerfasetrykkområdet resulterer i en mere effektiv In what follows, the term multiphase is used for the presence of more than two liquid phases. In addition to the water phase, these multi-fluid phases are usually present in the reservoir. The multiphase area 3 can also contain a solid asphalt phase when the oil contains significant amounts of asphaltenes. Displacements carried out at pressure above the minimum miscibility pressure in the liquid-liquid region 2 in fig. 1 will subsequently be referred to as liquid-liquid displacements. Displacements carried out by pressure in the first-phase pressure range 3 are hereafter referred to as multi-phase pressure grain row displacements. Displacements at pressures above the MMP in the multiphase pressure range result in a more efficient

utnyttelse av det injiserbare fortrengningsfluidum, selv om begge fortrengninger er blandingsfortrengninger. Ytter- ' utilization of the injectable displacement fluid, although both displacements are mixed displacements. Outer-'

ligere i kontrast til væske-væsketrykkområdet som vist i fig. 1, kan flerfasetrykkområdet kun eksistere i et defi-nert trykkområde indikert av linjene 4 og 5. Flerfasetrykkområdet behøver ikke å være innebefattet i et spesielt reservoirtrykk og et flerfasetrykkfortreningsområde er ikke mulig i slike reservoirer. more in contrast to the liquid-liquid pressure range as shown in fig. 1, the multiphase pressure range can only exist in a defined pressure range indicated by lines 4 and 5. The multiphase pressure range does not have to be contained in a particular reservoir pressure and a multiphase pressure pretraining range is not possible in such reservoirs.

Imidlertid kan faselikevekten for en blanding av COp og råolje justeres eller endres ved å innføre et tilsetningsmiddel sammen med CO^-Fig. 2 viser faselikevekten ved konstant temperatur for en blanding av CO^og et tilsetningsmiddel med Levelland råolje. Likevekten endres slik at flerfaseområdet 7 nå er meget større enn det opprinne-lige flerfaseområdet 3. Følgelig kan et fler faseområde nå eksistere ved konstant temperatur over et bredere tempera-turområde, slik som indikert med de stiplede linjer 8 og 9 i forhold til flerfaseområdet 3 for en blanding av kun CO2med olje. Selv om fig. 2 viser en ekspansjon av flerfaseområdet som hovedsakelig går opp i trykk er det også mulig at et spesielt tilsetningsmiddel vil endre likevekten slik at fler faseområdet 7 hovedsakelig justeres til å eksistere ved lavere trykknivåer enn det opprinne-lige flerfaseområdet 3. However, the phase equilibrium of a mixture of COp and crude oil can be adjusted or changed by introducing an additive along with the CO^-Fig. 2 shows the phase equilibrium at constant temperature for a mixture of CO^ and an additive with Levelland crude oil. The equilibrium changes so that the multiphase region 7 is now much larger than the original multiphase region 3. Consequently, a multiphase region can now exist at constant temperature over a wider temperature range, as indicated by the dashed lines 8 and 9 in relation to the multiphase region 3 for a mixture of only CO2 with oil. Although fig. 2 shows an expansion of the multiphase region which mainly increases in pressure, it is also possible that a special additive will change the equilibrium so that the multiphase region 7 is mainly adjusted to exist at lower pressure levels than the original multiphase region 3.

Additivet i fortreningsfluidumet som omfatter et primærfluidum og additivet justerer således faselikevekten for en blanding av fortrengningsfluidumet og reservoirråoljen og faselikevekten kan justeres slik at trykkområdet i hvilket flervæskefase eksisterer omfattes av et spesielt reservoirs trykkbetingelser. Injeksjon av et slikt fortrengningsfluidum kan blandbart fortrenge hydrokarboner ved et trykknivå innen flerfasetrykkområdet og derved forøke utnyttelsen av det injiserte fortrengningsfluidum. The additive in the displacement fluid which comprises a primary fluid and the additive thus adjusts the phase equilibrium for a mixture of the displacement fluid and the reservoir crude oil and the phase equilibrium can be adjusted so that the pressure range in which the multi-fluid phase exists is encompassed by a particular reservoir's pressure conditions. Injection of such a displacement fluid can miscibly displace hydrocarbons at a pressure level within the multiphase pressure range and thereby increase the utilization of the injected displacement fluid.

Oppfinnelsen omfatter således fortrengning av reservoirhydrokarboner ved injisering inn i et hydrokarbonførende reservoir et fortrengningsfluidum, som omfatter en blanding av et tilsetningsmiddel og et primært fluidum. Fortrengningen utføres ved et reservoirtrykk som ligger innen'flerfasetrykkområdet for faselikevekten for en blanding av det spesielle fortrengningsfluidum injisert og de spesielle reservoirhydrokarboner. Primærfluidumet i fortreng-nings f luidumet kan eksempelvis være CO^eller en anriket gass . The invention thus comprises the displacement of reservoir hydrocarbons by injecting into a hydrocarbon-bearing reservoir a displacement fluid, which comprises a mixture of an additive and a primary fluid. The displacement is carried out at a reservoir pressure that lies within the multiphase pressure range of the phase equilibrium for a mixture of the particular displacement fluid injected and the particular reservoir hydrocarbons. The primary fluid in the displacement fluid can, for example, be CO or an enriched gas.

Ved utøvelse av oppfinnelsen bør faselikevekten for en blanding av et tilsetningsmiddelinneholdende fortreng-ningfluidum og den spesielle råolje bestemmes. Dette er nødvendig fordi de ønskede konsentrasjoner av tilsetningsmiddelet i fortrengningfluidumet er den konsentrasjon som er tilstrekkelig til å justere flerfaseområdet av faselikevekten til å innebefatte det spesielle reservoirs trykk. Faselikevekten blir deretter analysert for å be-stemme hvorvidt en tilstrekkelig justering er oppnådd. For hvert tilsetningsmiddel kan et område for tilsetningsmiddelkonsentras joner tilstrekkelige til å justere faselikevekten være tilstede. Dette konssentrasjonsområdet kan bestemmes ved å bemerke først at et spesielt reservoirs temperatur er konstant og for det andre at kun over et begrenset trykkområde kan flervæskefaser eksistere ved denne temperatur. Således kan alle tilsetningsmiddelkon-sentrasjoner som, i en blanding av et for treningsfluidum med et reservoir av råolje, ved et spesielt reservoirs temperatur i flerfaser ved et trykk som tilsvarer det gitte reservoirs trykk hvis dette ligger innen konsentrasjonsområdet. Dette konsentrasjonsområdet kan være for-skjellig for hvert reservoir. In practicing the invention, the phase equilibrium for a mixture of an additive-containing displacement fluid and the particular crude oil should be determined. This is necessary because the desired concentrations of the additive in the displacement fluid are the concentration sufficient to adjust the multiphase region of the phase equilibrium to include the particular reservoir pressure. The phase equilibrium is then analyzed to determine whether an adequate adjustment has been achieved. For each additive, a range of additive concentrations sufficient to adjust the phase equilibrium may be present. This concentration range can be determined by noting firstly that a particular reservoir's temperature is constant and secondly that only above a limited pressure range can multifluid phases exist at this temperature. Thus, all additive concentrations such as, in a mixture of a training fluid with a reservoir of crude oil, at a particular reservoir's temperature can be multiphase at a pressure corresponding to the given reservoir's pressure if this is within the concentration range. This concentration range can be different for each reservoir.

Tilsetningskonsentrasjonsområdet kan bestemmes ved hjelp av en tynn-rørsfor trengningsprøve eller et med vindu for-synt celleapparat slik som beskrevet i detalj i den tidligere omtalte publikasjon av Henry og Metcalfe. F.eks. i tynnrørsprøven injiseres fortrengningsfluidumet i et sand-pakket og oljefylt rør og de dannede væskefaser observeres . The additive concentration range can be determined using a thin-tube displacement test or a windowed cell apparatus as described in detail in the previously mentioned publication by Henry and Metcalfe. E.g. in the thin tube test, the displacement fluid is injected into a sand-packed and oil-filled tube and the formed liquid phases are observed.

En komplisering av hydrokarbonfortreningsprosessen er at denne ikke kan observeres in situ og må således studeres ved simulering i et laboratorium. Således vil flerfaseopp-førselen som kan observeres i laboratorieforsøk og som er beskrevet ovenfor, antatt å finne sted i reservoirer som underkastes flømming ved hjelp av foreliggende oppfinnelse. Imidlertid for oppfinnelsens formål er det uten betydning hvorvidt flere faser dannes i reservoiret når fortrengningsfluidumet i henhold til oppfinnelsen injiseres. Oppfinnelsen er å injisere et fortrengningsfluidum med et tilsetningsmiddel i en tilstrekkelig konsentrasjon til å danne flere faser ved reservoirbetingelsene i henhold til faseoppførselen som kan observeres på overflaten under simulerte betingelser. A complication of the hydrocarbon removal process is that it cannot be observed in situ and must therefore be studied by simulation in a laboratory. Thus, the multiphase behavior which can be observed in laboratory experiments and which is described above, will be assumed to take place in reservoirs which are subjected to flooding by means of the present invention. However, for the purposes of the invention, it is irrelevant whether several phases are formed in the reservoir when the displacement fluid according to the invention is injected. The invention is to inject a displacement fluid with an additive in a sufficient concentration to form multiple phases at reservoir conditions according to the phase behavior that can be observed at the surface under simulated conditions.

For hvert reservoir kan flere enn et tilsetningsmiddel gi flere faser ved reservoirbetingelsene. Hvert spesielt tilsetningsmiddel har sitt eget konsentrasjonsområde fordi hvert tilsetningsmiddelinneholdende fortrengningsfluidum har sin egen unike faselikevekt med reservoiroljen. Således for et spesielt reservoir er flerfaseområde ikke det samme for forskjellige tilsetningsmiddelinneholdende fortrengningsfluida. Det følger således at et valg av tilsetningsmidler for justering av flerfaseområdet vanligvis er tilgjengelig. For each reservoir, more than one additive can provide several phases at the reservoir conditions. Each particular additive has its own concentration range because each additive-containing displacement fluid has its own unique phase equilibrium with the reservoir oil. Thus, for a particular reservoir, the multiphase region is not the same for different additive-containing displacement fluids. It thus follows that a choice of additives for adjusting the multiphase range is usually available.

Valg av et spesielt tilsetningsmiddel for anvendelse i et gitt reservoir er avhengig av andre faktorer. Det valgte tilsetningsmiddel er i første rekke avhengig av om trykkområdet i hvilket flerfase finner sted eksisterer ved trykk over eller under reservoirtrykket. F.eks. hvis flerfaseområdet eksisterer under det herskende reservoirtrykk og må justeres oppover så velges additiver som er mere flyktige enn primær fluidumet, som eksempelvis er CO ^ , Selection of a particular additive for use in a given reservoir depends on other factors. The selected additive primarily depends on whether the pressure range in which the multiphase takes place exists at pressures above or below the reservoir pressure. E.g. if the multiphase area exists below the prevailing reservoir pressure and must be adjusted upwards, then additives are selected that are more volatile than the primary fluid, such as CO ^ , for example,

for å justere området for å omfatte reservoirtrykket. Additiver som er mere flyktige enn CO^innebefatter eksempelvis metan, nitrogen, argon og helium. Hvis flerfaseområdet må justeres ned i trykk anvendes et tilsetningsmiddel som er mindre flyktig enn CO^. Eksempelvis kan LPG eller propan anvendes. Andre faktorer innebefatter tilgjengelighet, omkostninger, separasjonsprosedyrer for to adjust the range to include the reservoir pressure. Additives that are more volatile than CO include, for example, methane, nitrogen, argon and helium. If the multiphase area must be adjusted down in pressure, an additive that is less volatile than CO^ is used. For example, LPG or propane can be used. Other factors include availability, cost, separation procedures for

et gitt additiv fra den produserte råolje, samt andre øko-nomiske betraktninger. a given additive from the produced crude oil, as well as other economic considerations.

Fordi et område av tilsetningsmiddelkonsentras joner tilstrekkelig til å justere faselikevekten eksisterer kan mere enn en tilsetningsmiddelkonsentr as jon anvendes. Dette er fordelaktig ved oppfinnelsen da forstyrrelser inne i reservoiret og i f ortrengningsvæskein jeks jonen kan oppstå med en viss regularitet. Fortrengningen vil således forbli mere effektiv, eksempelvis til tross for forandringer i fortrengningsfluidumets sammensetning. Because a range of additive concentrations sufficient to adjust the phase equilibrium exists, more than one additive concentration can be used. This is advantageous in the invention as disturbances inside the reservoir and in the displacement fluid injection can occur with a certain regularity. The displacement will thus remain more efficient, for example despite changes in the composition of the displacement fluid.

Da et konsentrasjonsområde er tilgjengelig vil valget av den aktuelle tilsetningsmiddelkonsentras jon anvendt i fortrengningsfluidumet være basert på betraktninger som er velkjente for en fagmann. Disse betraktninger er de samme som ovenfor omtalt for valg av det anvendte tilsetningsmiddel. Nyttige tilsetningsmidler i fortrengningsfluidumet i henhold til oppfinnelsen innebefatter eksempelvis hydrokarboner såsom etan, propan, LPG, butan og blandinger derav, gasser såsom metan, nitrogen, avgass, luft, argon, helium og blandinger derav, samt andre gasser såsom hydrogensulfid og karbonmonoksyd. Generelt vil et hvilket som helst tilsetningsmiddel som kan justere flerfaseområdet for faselikevekten anvendes. Since a concentration range is available, the choice of the appropriate additive concentration used in the displacement fluid will be based on considerations that are well known to a person skilled in the art. These considerations are the same as discussed above for the selection of the additive used. Useful additives in the displacement fluid according to the invention include, for example, hydrocarbons such as ethane, propane, LPG, butane and mixtures thereof, gases such as methane, nitrogen, exhaust gas, air, argon, helium and mixtures thereof, as well as other gases such as hydrogen sulphide and carbon monoxide. In general, any additive that can adjust the multiphase region of the phase equilibrium will be used.

Foreliggende fremgangsmåte utføres ved å injisere fortreningsfluidumet omfattende primarfluidumet eksempelvis karbondioksyd eller en anriket gass, samt et tilsetningsmiddel i en konsentrasjon tilstrekkelig til å justere faselikevekten i et hydrokarbon førende underjordisk reservoir som er gjennomtrengt av minst en injeksjonsbrønn. CO- er foretrukket som primærfluidum ved utøvelse av oppfinnelsen fordi den er billigere og som følge av dets likevektseffekt. Mengden av fortrengningsfluidum som injiseres må være effektiv mengde for å "feie"reservoiret. En slik mengde kan lett bestemmes av en fagmann og beregnes for et spesielt reservoir. Etter fortrengning til en pro-duksjonsbrønn som penetrerer formasjonen vil olje produse-■ res ogsepareres fra tilstedeværende tilsetningsmiddel/- COp. Tilsetningsmiddelet/COp kan deretter reinjiseres. The present method is carried out by injecting the pretraining fluid comprising the primary fluid, for example carbon dioxide or an enriched gas, as well as an additive in a concentration sufficient to adjust the phase equilibrium in a hydrocarbon-bearing underground reservoir that is penetrated by at least one injection well. CO- is preferred as the primary fluid in the practice of the invention because it is cheaper and as a result of its equilibrium effect. The amount of displacement fluid injected must be an effective amount to "sweep" the reservoir. Such an amount can be easily determined by a person skilled in the art and calculated for a particular reservoir. After displacement to a production well that penetrates the formation, oil will be produced and separated from the additive/COp present. The additive/COp can then be reinjected.

I henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen, etter injisering av fortreningsfluidumet, blir fremgangsmåten fortsatt ved å injisere en drivvæské for å drive fortreng-ningsvæsken og bevege oljen gjennom reservoiret og mot produksjonsbrønner fra hvilken oljen produseres. Drivvæsken kan være en relativt billig væske innebefattende gasser såsom luft, nitrogen, forbrenningseller avgasser eller blandinger derav. Drivvæsken kan også være vann eller saltlake og kan inneholde tilsetningsmidler såsom over-flateaktive midler for å opprettholde en effektiv fortrengning ved hjelp av drivvæsken. Mengden av drivvæské som injiseres er en mengde tilstrekkelig til å fortrenge de bevegeliggjorte hydrokarboner gjennom formasjonen og frem til produksjonsbrønnen. Imidlertid er det ikke nød-vendig i henhold til oppfinnelsen å injisere drivvæsken fordi en kontinuerlig injeksjon av den tilsetningsmiddelinneholdende væske kan anvendes. According to one embodiment of the invention, after injecting the displacement fluid, the method is continued by injecting a propellant to propel the displacement fluid and move the oil through the reservoir and towards production wells from which the oil is produced. The propellant can be a relatively cheap liquid containing gases such as air, nitrogen, combustion or exhaust gases or mixtures thereof. The propellant may also be water or brine and may contain additives such as surfactants to maintain an effective displacement by means of the propellant. The quantity of propellant that is injected is a quantity sufficient to displace the mobilized hydrocarbons through the formation and up to the production well. However, it is not necessary according to the invention to inject the propellant because a continuous injection of the additive-containing liquid can be used.

Når drivvæsken er vann eller saltlake oppnås ved oppfinnelsen den fordel idet nedsettelse av injiserbarhet som ellers oppstår ved andre fortreningsfluidum-vanninjiser-ingsprosesser unngås. Dette trekk er vist i US søknad nr. 510.798. When the driving fluid is water or brine, the invention achieves the advantage that the reduction in injectability that otherwise occurs with other pre-training fluid-water injection processes is avoided. This feature is shown in US application no. 510,798.

I en foretrukket utførelsesform kan fortreningsfluidumet og drivvæsken injiseres i alternerende sykler. Det er foretrukket å gjøre dette ved å injisere 1-5% av reservoirets porevolum med fortrengingsfluidumet etterfulgt av injisering av ca. 1-5% av resevoirets porevolum av drivvæsken og gjenta denne injeksjon i rekkefølge. In a preferred embodiment, the pretraining fluid and the driving fluid can be injected in alternating cycles. It is preferred to do this by injecting 1-5% of the reservoir pore volume with the displacement fluid followed by injecting approx. 1-5% of the resevoir's pore volume of the propellant and repeat this injection in sequence.

De etterfølgende eksempler underbygger oppfinnelsen. The following examples support the invention.

EKSEMPEL 1EXAMPLE 1

Et oljebærende reservoir i Levelland feltet i vest Texas har et reservoir et trykk pa 133 kp/cm 2 og en temperatur på 41°C. Olje fra dette reservoiret ble underkastet tynnrørsprøver med CO^og CC^-tilsetningsmiddelblan-dinger. Det minimale trykk nødvendig for blandbar fortrengning (MMP) av Levelland oljen med ren CO2ved 41°C ble bestemt til å være 82 kp/cm^. Det maksimale trykk ved hvilket flerfase ble observert med C0~var 112 kp/cm 2 . Såoledes uten anvendelse av foreliggende oppfinnelse kan blandingsfor trengning i fler fasetrykkområdet ikke utføres under reservoirbetingelsene. An oil-bearing reservoir in the Levelland field in west Texas has a reservoir pressure of 133 kp/cm 2 and a temperature of 41°C. Oil from this reservoir was subjected to thin tube samples with CO₂ and CC₂ additive mixtures. The minimum pressure required for miscible displacement (MMP) of the Levelland oil with pure CO2 at 41°C was determined to be 82 kp/cm^. The maximum pressure at which multiphase was observed with CO~ was 112 kp/cm 2 . Thus, without application of the present invention, mixing pressure in the multi-phase pressure range cannot be carried out under the reservoir conditions.

Når CO2 ble blandet med nitrogen slik at CO^/nitro-genblåndingen inneholdt 10 mol% nitrogen var MMP 112 kp/cm 2 og det maksimale trykk ved hvilket flerfaser ble observert var 238 kp/cm 2. Forskyvningen i faselikevekten indusert ved tilsetningsmiddelet er tilsvarende det som vist i fig. 2. Det ekspanderte flerfaseområdet, som følge av tilsetningsmidler, forskyver trykket oppover og forøker trykkområdet med 30 kp/cm 2 til 126 kp/cm 2. When CO2 was mixed with nitrogen so that the CO2/nitrogen mixture contained 10 mol% nitrogen, the MMP was 112 kp/cm 2 and the maximum pressure at which multiphase was observed was 238 kp/cm 2. The shift in the phase equilibrium induced by the additive is corresponding that shown in fig. 2. The expanded multiphase region, as a result of additives, shifts the pressure upwards and increases the pressure range by 30 kp/cm 2 to 126 kp/cm 2.

EKSEMPEL IIEXAMPLE II

En kjerneprøvesammenligning av oljefor trengning ble utført ved injeksjon av COp og en 90 mol% C02/mol% NO2A core test comparison of oil for penetration was performed by injection of COp and a 90 mol% C02/mol% NO2

blanding. Prøvene ble utført i en 244 cm lang og 5 cm dia-meter Berea kjerne mettet med Levelland råolje og holdt ved 41°C og et trykk på 133 kp/cm^. Injeksjon av CO2resulterte i CO2gjennombrudd ved 0,45 porevolum av fluidumet injisert i oljereservoiret på 68% etter 1,2 porevolum av fluidumet var injisert. Injeksjonen av 0. 0^ 1- mixture. The tests were carried out in a 244 cm long and 5 cm diameter Berea core saturated with Levelland crude oil and maintained at 41°C and a pressure of 133 kp/cm^. Injection of CO2 resulted in CO2 breakthrough at 0.45 pore volume of the fluid injected into the oil reservoir at 68% after 1.2 pore volume of the fluid had been injected. The injection of 0. 0^ 1-

NO2blandingen ga CO2 gjennombrudd ved 0,68 porevolumThe NO2 mixture gave CO2 breakthrough at 0.68 pore volume

av injisert fluid og oljegjenvinning på 74,6% etter 1,2 porevolumer injisert fluida. of injected fluid and oil recovery of 74.6% after 1.2 pore volumes of injected fluid.

Fra eksempel 1 kan det sees at fortrengningsfluidumet inneholdende en blanding av CO2og nitrogen ved en konsentrasjon på 10 mol% nitrogen resulterte i en ekspansjon av det definerte trykkområdet ved en konstant temperatur over hvilke flerfasefenomenet for blandinger av en gitt olje og fortrengningsfluidumet finner sted. Tilset-ning av tilsetningsmiddelet til det primære fluidum, nemlig CC>2i dette eksempel vil følgelig tillate flømming av Levelland reservoiret under flerfasebetingelser, hvilket tidligere ikke var mulig. Fra eksempel 2 kan det sees at injeksjon av tilsetningsmiddelet/COp fortrengnings-væskeblanding er i stand til å danne et flerfaseområde under reservoirbetingelsene og forbedrer effektivt utnyttelsen av Co2-Ytterligere anvendelse av oppfinnelsen minsker behovet for tidlig separasjonsbehandling av de produserte fluida fordi gjennombrudd av karbondioksydet i fortrengningsfluidumet forsinkes. From example 1 it can be seen that the displacement fluid containing a mixture of CO2 and nitrogen at a concentration of 10 mol% nitrogen resulted in an expansion of the defined pressure range at a constant temperature above which the multiphase phenomenon for mixtures of a given oil and the displacement fluid takes place. Addition of the additive to the primary fluid, namely CC>2 in this example will consequently allow flooding of the Levelland reservoir under multiphase conditions, which was previously not possible. From example 2 it can be seen that injection of the additive/COp displacement fluid mixture is able to form a multiphase region under the reservoir conditions and effectively improves the utilization of Co2-Further application of the invention reduces the need for early separation treatment of the produced fluids because breakthrough of the carbon dioxide in the displacement fluid is delayed.

Claims

1. Method for displacing hydrocarbons through a hydrocarbon-bearing underground reservoir penetrated by at least one injection well to displace hydrocarbons, characterized by: injecting into the reservoir through at least one injection well a penetration fluid comprising a primary fluid and at least one additive in which the concentration of the additive is sufficient to form several phases in a mixture of the penetration fluid and the reservoir's hydrocarbons at the reservoir's temperature and pressure.

2. Method according to claim 1, ' characterized by the fact that as a price Mærfluidum is used consisting of carbon dioxide and enriched gas.

3. Method according to claim 2, characterized in that inert gases and mixtures thereof, hydrocarbon gases and mixtures thereof, hydrogen sulphide, carbon monoxide and mixtures thereof are used as additives.

4. Method according to claim 2, characterized by: (a) injecting a driving fluid into the reservoir through the injection well after injection of the displacement fluid to drive the hydrocarbons through the reservoir and towards a production well, and (b) produce hydrocarbons from the production well.

5. Method according to claim 4, characterized in that air, nitrogen, combustion gas, carbon dioxide and hydrocarbons are used as displacement fluid.

6. Method according to claim 2, characterized in that CO 2 is used as the primary fluid.

7. Method according to claim 6, characterized in that nitrogen is used as additive.

8. Method according to claim 6, characterized in that an additive is used which is more volatile than CO 2 .

9. Method according to claim 6, characterized in that an additive is used which is less volatile than CG^ .

10. Procedure for the displacement of hydrocarbons through a hydrocarbon-bearing underground reservoir that has been penetrated by at least one injection well, characterized by inject into the reservoir through at least one injection well a displacement fluid with a composition sufficient to adjust a multi-fluid phase region in a phase equilibrium of a mixture of the displacement fluid and the reservoir's hydrocarbons to include the reservoir pressure, possibly beforehand: a) determines the concentration range of an additive to a primary fluid, which range corresponds to additive concentrations such that a multifluid phase region obtains a phase equilibrium of a mixture of the primary fluid and the additive while the reservoir hydrocarbon exists at the reservoir pressure and temperature, and b) injects the displacement fluid comprising the mixture of the primary fluid and the additive at the concentration of the additive in the displacement fluid which lies within the range determined in (a), to the reservoir through the injection well.