WO2012163714A1 - Injektionssystem für ein ölfördersystem - Google Patents

Injektionssystem für ein ölfördersystem Download PDF

Info

Publication number
WO2012163714A1
WO2012163714A1 PCT/EP2012/059385 EP2012059385W WO2012163714A1 WO 2012163714 A1 WO2012163714 A1 WO 2012163714A1 EP 2012059385 W EP2012059385 W EP 2012059385W WO 2012163714 A1 WO2012163714 A1 WO 2012163714A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
reservoir
injection
rock formation
fluid
oil
Prior art date
Application number
PCT/EP2012/059385
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Frank Hagen
Claudio Ranaudo
Stefan Schmied
Evgeny Sviridov
Bernd Wacker
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Publication of WO2012163714A1 publication Critical patent/WO2012163714A1/de

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means

Definitions

  • the present invention relates to an injection system for an oil conveying system, to such an oil conveying system, and to a method of controlling such an injection system.
  • an injection system of an oil delivery system In order to be able to perform a targeted control of the amount of a fluid injected into an oil reservoir of a rock formation, an injection system of an oil delivery system. In particular, a closed loop should be generated.
  • An injection system according to the invention for an oil conveying system for conveying oil from a reservoir of a rock formation has an injection device. This is for introducing a fluid flow into the reservoir of the
  • Rock formation equipped with at least one pump and at least one injection hole in the reservoir of the rock formation.
  • the injection well is thus in particular a borehole, via which with the help of the pump fluid into the rock formation, in particular the
  • Reservoir of the rock formation can be pumped.
  • the pump is adjustable, so that not only introduced by the combination of the control of the pump, the opening cross-sections in the injection well and / or the exact position of the openings in the injection hole, the fluid flow through the reservoir of the rock formation, but also in terms of its Einbringungsorte and variable in terms of mass ⁇ or volume flow remains.
  • An injection system according to the invention for an oil delivery system is further provided with a control unit for regulating the
  • This can be formed, for example, by a computer, in particular the CPU of a computer.
  • control unit is combined with a control unit of an oil conveyor system, in particular a control computer of an oil conveyor system is formed. So it is conceivable that the control unit as a software application on such a computer for the
  • Injection system and / or the oil delivery system is running.
  • a sensor system connected in a signal-communicating manner to the control unit. This has at least one fluid sensor for monitoring the
  • Fluid flow within the reservoir of the rock formation It is thus possible with such a sensor system, in particular with the at least one fluid sensor, to detect the actual movement of the fluid through the reservoir of the rock formation. Through this detection
  • control unit receives information about the real conditions within the reservoir of the rock formation.
  • This feedback closes the control loop so that the control unit can regulate the fluid flow through the injection device based on this information.
  • the control unit regulates, for example, the pumping capacity of the pump, the opening cross sections of the injection well into the reservoir of the rock formation and / or the exact locality of the respective opening into the reservoir of the rock formation.
  • Fluid flow within the reservoir of the rock formation may be additional, but is not essential to the gist of the present invention.
  • the monitoring is thereby aligned in particular to a region between the injection bore and at least one production well.
  • Injection pressure depending on a variety of parameters of the formation of the reservoir. Due to the inventive monitoring within the reservoir, the result of the injection can be determined directly, so that a conclusion and a corresponding control of the injection only by a
  • control unit can also the
  • variable valves set select appropriate injection wells or next to a switching on and off of individual injection wells and the variable distribution of the introduced fluid flow via the control of the respective injection ⁇ bore, for example by means of variable valves set.
  • an injection system according to the invention can as
  • Fluids conceivable. In principle, it is also possible that the fluid flow is used in the form of a gas stream.
  • Control unit can be specified, which, for example
  • Fluid flow for example of water, there is a risk that form fluid shorts in the reservoir. This means that water not only displaces the oil from the reservoir and increases the pressure, but directly, as
  • Control unit is created an opportunity to approach a range of overlap between the two goals, which allows a sufficiently high degree of compliance for both goals. In particular, the control unit becomes too
  • the fluid flow is adjusted to the desired value, which has a sufficiently low water content in the flow rate of the oil and a sufficiently high yield of oil in the
  • the sensor system in the rock formation can be provided both directly and indirectly measuring.
  • the sensor system in particular its sensors, directly on the surface above a
  • the fluid flow is based in part on a fluid which arises in the extraction of oil as waste.
  • a fluid which arises in the extraction of oil as waste.
  • This can be, for example, water.
  • this oil is often with contaminated further substances.
  • Oil separation (separation) deposited so that the oil remains as a pure product of the delivery process.
  • the other substances are basically waste materials that must be disposed of or further processed.
  • a waste material is for example water, which is part of the
  • This water can be used directly or after appropriate treatment, such as the removal of suspended matter and
  • the sensor system is part of the control unit. This is particularly advantageous if a particularly robust and / or compact structural unit for an injection system according to the invention is to be achieved. So it is possible that the control unit the individual
  • the fluid flow can be introduced in particular continuously. This means that fluid is conveyed in a continuous manner through the pump, so that the fluid is supplied to the reservoir in the rock formation via the injection well also in continu ⁇ ieraji manner. Due to the exit from the openings of the injection bore, a fluid flow is generated through the reservoir of the rock formation, which due to
  • the forward-pushing is, so to speak, a fluid front, in particular a water front, which should push as continuously as possible through the reservoir in the rock formation.
  • it is by the control unit and the sensor system of an injection system according to the invention possible to avoid short circuits between the injection well and a production well.
  • the sensor system is designed for the
  • Monitoring size provides the result of the injection and not only the parameters of the injection. Thus, a much more accurate control of the injection system, in particular with respect to the tactical and the strategic goal, possible.
  • At least one injection sensor for monitoring the fluid flow is arranged through the injection device. This allows an extension of the closed
  • Injection device to be monitored.
  • such an injection sensor measures the fluid flow in terms of its mass or volume flow in the
  • seismic is designed as an acoustic and / or electromagnetic sensor. These are different possible sensor options to control the fluid flow inside the
  • these different measurement methods can also be combined with each other. All of these measuring methods are advantageously both above the reservoir of the rock formation, ie on the surface, as well as used in the interior of the rock formation. It can also be a combination of such direct and indirect
  • At least one fluid sensor is arranged within the reservoir of the rock formation. This happens, for example, via sensor bores that are near the reservoir of the rock formation or in the same
  • Teufen arranged in the reservoir of the rock formation. In this way it is possible the monitoring by the
  • resulting fluid front are monitored in generating the fluid flow in the reservoir of the rock formation in two-dimensional and / or three-dimensional manner.
  • Injection hole and a production well can be avoided. In the context of the present invention, it may be further from
  • the individual fluid sensors are more accessible, simplifying their installation but also their maintenance and saving costs.
  • the reservoir of the rock formation extends in a three-dimensional Over a two-dimensional area and, in the third dimension, different Teufen Schemee within a rock formation.
  • the corresponding fluid sensors are advantageously distributed at regular intervals. It may be in the arrangement on the surface to fluid sensors
  • one of the at least one fluid sensors is configured in such a way that it applies the fluid flow
  • Fluid front be generated in the reservoir of the rock formation. It is also advantageous if, in a modern fiction, ⁇ injection system, the control unit, the injection ⁇ device, in particular the pump, with respect to the
  • An automatic control has the advantage that an active intervention of the operating personnel is not necessary. Rather, the control unit can regulate the injection process fully automatically on the basis of the data provided.
  • a semi-automatic control is conceivable, in particular a scheme in which based on the data provided an instruction to the operating personnel is proposed.
  • Proposal may for example be such that a Recommendation is made by the control unit that there is a risk for the formation of a short circuit and accordingly a regulatory intervention regarding the
  • This automatic and / or semi-automatic control can not only be based on the current data, but also take into account already measured data from the past. In this way, it is possible that by recording the monitoring of the sensor system trends can be detected, with respect to the slope or the decrease of the pressure or the
  • At least one cleaning device for the fluid flow to be introduced is present in the injection device.
  • the oil residues are to be removed in particular if the fluid is at least partially a separated fraction from the delivery rate of an oil delivery system. In particular, it is separated water, in which still
  • parameters are used to control the fluid flow
  • Another object of the present invention is an oil delivery system for the extraction of oil from a reservoir of a rock formation with at least one injection system according to the invention.
  • the same advantages can be achieved, as have been explained in detail above for an injection system according to the invention. It should be noted that the production well or the production wells of the injection well
  • the production wells are at one end of the reservoir in the rock formation
  • Injection hole in particular centrally or substantially centrally disposed.
  • the monitoring is, as already described, in particular aligned to a region between the injection well and at least one production well. Preferably, the entire extent of a reservoir of a rock formation between the
  • the fluid sensors are spaced from the production well and the injection well.
  • the subject matter of the present invention is also a method for controlling an injection system for conveying oil from a reservoir of a rock formation
  • Such a method comprises the following steps:
  • Injection device based on the evaluation.
  • An inventive method allows the formation of a closed loop for controlling the
  • Injection system Under the control of the introduced fluid stream, for example by means of a control unit, is in particular to be understood that the compounds ⁇ or volume flow of the introduced fluid opening cross-sections respectively opening locations within an injection well as well as the selection of different injection wells may be varied. Again, it is the goal with the aid of a method according to the invention
  • Control loop is provided as input the result of the injection and not only the parameters of the injection.
  • a method according to the invention can be used
  • step of the evaluation has the following two sub-steps:
  • This embodiment achieves the following advantage. It is in particular a continuous one
  • Measurement in which a continuous recording of the monitoring results takes place is to be understood as meaning that monitoring takes place in predetermined individual intervals or completely continuously.
  • Rock formation also an advance reaction to expected future conditions are carried out in the reservoir of rock ⁇ formation.
  • Figure 1 is a schematic view of an inventive
  • Oil delivery system with an injection system according to the invention and Figure 2 is a schematic three-dimensional cross-sectional ⁇ representation of the embodiment of a
  • FIGS. 1 and 2 are each provided in FIGS. 1 and 2 with the same reference numerals.
  • Figure 1 shows an oil delivery system 100, which with a
  • the oil delivery system 100 is for delivering oil with a
  • Promotion well 110 provided, which projects into the reservoir of a rock formation 200.
  • the production well 110 is within the reservoir of the rock formation 200 with
  • Openings which take a picking up of oil from the
  • the production well 110 is followed by an oil separator 112, from which the oil is separated as a product of production.
  • the injection system 10 of the embodiment of FIG. 1 is equipped with an injection device 20.
  • Injection device 20 has an injection bore 24, which also protrudes into the reservoir of the rock formation 200.
  • the injection bore 24 is clearly spaced from the production bore 110.
  • the two bores 24 and 110 lie at different ends of the reservoir of the rock formation 200.
  • the injection device 20 is equipped with a pump 22.
  • This pump 22 provides a mass ⁇ or volume flow of fluid, in particular water, is available, which is pumped through the injection bore 24 into the reservoir of the rock formation 200th
  • Position, for example, their depth, are variable within the reservoir of the rock formation 200.
  • cleaning devices 26 are present, which are able to clean the fluid to be introduced, in particular the water. In this way, the water, which as a separated fraction of the
  • subsidized oil is supplied to the injection system 10, cleaned in terms of solids and oil residues. It is also possible that an additive addition 28 is present, which in particular changes the viscosity of the fluid to be introduced via chemical additives. In addition, since the separated water from the production of oil is insufficient to provide the desired volume for the generation of the fluid stream in the reservoir of the rock formation 200, there is additionally a fresh water supply 29
  • a control unit 30 is provided.
  • This control unit 30 is connected in signal ⁇ communicating manner with a sensor system 40th
  • This sensor system 40 in this embodiment exemplarily shows two different forms of fluid sensors 44, which can be used alternatively or in parallel with each other.
  • 200 fluid sensors 44 are arranged on the surface above the reservoir of the rock formation. These can in seismic, acoustic or electromagnetic manner, the fluid flow in the interior of the reservoir of the
  • Monitor rock formation 200 In this case, the fluid flow is monitored, in particular with regard to its water front 210. This avoids short circuits between the
  • fluid sensors 44 it is possible for fluid sensors 44 to be introduced directly into the reservoir of the rock formation 200 or in its vicinity through deep bores.
  • Fluid sensors 44 different risk potentials are collected, so that the supply of fluid to produce the
  • Fluid flow not only in principle, but also with regard to the depth introduced can be varied. Thus, it is possible that while avoiding short circuits still maximizes the introduced, so injected, water through the injection bore 24 takes place. The finer the
  • the control unit 30 furthermore has signalkommuni ⁇ ornamental connections to both the injection well 24, as well as for production bore 110th
  • an injection sensor 42 which, as it were, decreases the intermediate result of the control by the control unit 30.
  • the injection sensor 42 is designed in particular to monitor the mass or volume flow which is made available by the pump 22. In the same or similar way, a
  • control unit 30 receives data on the proportion of water that accumulates in the oil separator 112.
  • control unit 30 is connected to the pump 22 and / or other components of the injection system 10.
  • FIG. 2 shows the embodiment of FIG. 1 in FIG.
  • Fluid sensors 44 are located at the surface above the reservoir of rock formation 200 as well as within it at different positions. Is represented by the different positioning of a two-dimensional ⁇ , in particular a three-dimensional monitoring achieved.
  • a three-dimensional monitoring includes in addition to the area monitoring and a depth monitoring of the fluid flow between the injection bore 24 and the
  • Both the fluid sensors 44 within the reservoir of the rock formation 200, as well as those on the surface can be advantageously arranged in a kind of matrix, which in terms of depth
  • embodiments may be free provided

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Injektionssystem (10) für ein Ölfördersystem (100) zur Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation (200), aufweisend eine Injektionsvorrichtung (20) für das Einbringen eines Fluidstroms in das Reservoir der Gesteinsformation (200) mit zumindest einer Pumpe (22) und wenigstens einer Injektionsbohrung (24) in das Reservoir der Gesteinsformation (200), eine Regeleinheit (30) zur Regelung des Fluidstroms durch die Injektionsvorrichtung (20) und ein mit der Regeleinheit (30) in signalkommunizierender Weise verbundenes Sensorsystem (40) mit wenigstens einem Fluidsensor (44) für die Überwachung des Fluidstroms innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation (200).

Description

Beschreibung
Injektionssystem für ein Ölfördersystem Die vorliegende Erfindung betrifft ein Injektionssystem für ein Ölfördersystem, ein derartiges Ölfördersystem sowie ein Verfahren zur Regelung eines derartigen Injektionssystems.
Es ist bereits bekannt, dass bei der Förderung von Öl aus einem Reservoir in einer Gesteinsformation die Ausbeute des Öls über den Förderzeitraum abnimmt. Insbesondere ist
bekannt, dass in bestehenden Reservoirs in Gesteinsformen bis zu 70% der dort lagernden Ölmengen verbleiben, da die
bisherigen Fördermethoden nicht oder nur unzureichend in der Lage sind, diese Restmengen zu fördern. Dies beruht unter anderem darauf, dass der Reservoirdruck abnimmt und sich mit Hilfe von Pumpen nur noch wenig Öl fördern lässt. Das
Absenken des Drucks im Reservoir der Gesteinsformation führt zu erhöhten Schwierigkeiten für die Förderung des Öls aus demselben.
Es ist bereits vorgeschlagen worden, die Volumina des
geförderten Öls durch fluide Stoffe, insbesondere Wasser, zu ersetzen bzw. auszuwaschen. Solche Auffüllfluide, also insbesondere Wasser, werden an einer separaten Stelle mit
Bezug auf eine Förderbohrung, in das Reservoir der Gesteinsformation injiziert. Auf diese Weise wurde sozusagen das entnommene Öl durch das Wasser ersetzt und damit versucht der Druck im Inneren des Reservoirs für die Förderung auch der Restmenge des Öls aufrecht zu erhalten, oder das Öl aus der Lagerstätte zu waschen. Eine derartige Vorrichtung ist zum Beispiel aus der US 2010/0147511 AI bekannt.
Nachteilig bei den bekannten Vorrichtungen und Systeme ist es, dass keine ausreichende Regelung der Injektionsvolumina des Wassers durchgeführt werden konnte. Vielmehr war es ausschließlich möglich, die Pumpleistung, also die
Injektionsleistung für das Wasser, zu dokumentieren und anhand der Ergebnisse an der Förderungsbohrung, insbesondere dem Wasseranteil im geförderten Öl, Rückschlüsse zu ziehen, welche für eine Veränderung der Steuerung der Injektionsleistung verwendet werden konnten. Mit anderen Worten handelt es sich also bei bekannten Verfahren um eine reine Steuerung beziehungsweise einen offenen Regelkreis, der keine
Rückkopplung zwischen der Regelstrecke und dem durch die Regelung erzielten Ergebnis aufweist. Auf diese Weise
beinhalten die bekannten Injektionssysteme zwar grundsätzlich die Möglichkeit den Druck innerhalb eines Reservoirs zu erhöhen, jedoch weisen sie die Problematik auf, dass eine gezielte Regelung der Injektion nicht durchgeführt werden kann . Es ist Aufgabe der vorliegenden Erfindung, die voranstehend beschriebenen Nachteile bekannter Injektionssysteme für ein Ölfördersystem beziehungsweise derartiger Ölfördersysteme und entsprechender Regelungsverfahren zu beheben. Insbesondere ist es Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Injektions- System für ein Ölfördersystem, ein derartiges Ölfördersystem sowie ein entsprechendes Verfahren zur Regelung eines
Injektionssystems eines Ölfördersystems zur Verfügung zu stellen, um in der Lage zu sein, eine gezielte Regelung der Menge eines in ein Ölreservoir einer Gesteinsformation injizierten Fluides durchzuführen. Dabei soll insbesondere ein geschlossener Regelkreis erzeugt werden.
Die voranstehende Aufgabe wird gelöst durch ein Injektions¬ system für ein Ölfördersystem mit den Merkmalen des
unabhängigen Anspruchs 1, ein Ölfördersystem mit den
Merkmalen des unabhängigen Anspruchs 10 sowie ein Verfahren zur Regelung eines Injektionssystems mit den Merkmalen des unabhängigen Anspruchs 12. Weitere Merkmale und Details der Erfindung ergeben sich aus den Unteransprüchen, der
Beschreibung und den Zeichnungen. Dabei gelten Merkmale und Details, die im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen
Injektionssystem beschrieben sind, selbstverständlich auch im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Ölfördersystem und dem erfindungsgemäßen Verfahren und jeweils umgekehrt, sodass bezüglich der Offenbarung zu den einzelnen Erfindungsaspekten stets wechselseitig Bezug genommen wird beziehungsweise werden kann.
Ein erfindungsgemäßes Injektionssystem für ein Ölfördersystem zur Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation weist eine Injektionsvorrichtung auf. Diese ist für das Einbringen eines Fluidstroms in das Reservoir der
Gesteinsformation mit zumindest einer Pumpe und wenigstens einer Injektionsbohrung in das Reservoir der Gesteinsformation ausgestattet. Die Injektionsbohrung ist also insbesondere ein Bohrloch, über welches mit Hilfe der Pumpe Fluid bis in die Gesteinsformation, insbesondere das
Reservoir der Gesteinsformation, gepumpt werden kann. Dabei weist die Injektionsbohrung in der Nähe des Reservoirs der Gesteinsformation oder direkt in denselben Öffnungen auf, durch welche das gepumpte Inj ektionsfluid die Injektions¬ bohrung verlassen kann und auf diese Weise der Fluidstrom durch das Reservoir der Gesteinsformation seinen Ausgang nimmt .
Die Injektionsbohrung ist dabei vorteilhafter Weise derart ausgestaltet, dass die Öffnungen in das Reservoir der
Gesteinsformation hinein variierbar sind. Dies ist zum
Beispiel mit Hilfe einer sogenannten Zylinder-in-Zylinder Ausführung möglich. So kann nicht nur der gesamte Öffnungsquerschnitt der Injektionsbohrung, für das Injizieren des Fluides in das Reservoir der Gesteinsformation angepasst, sondern darüber hinaus vorteilhafter Weise auch der exakte
Ort für das Injizieren in das Reservoir der Gesteinsformation bestimmt werden. Darüber hinaus ist auch die Pumpe regelbar, sodass durch die Kombination der Regelung der Pumpe, der Öffnungsquerschnitte in der Injektionsbohrung und/oder der exakten Position der Öffnungen in der Injektionsbohrung der Fluidstrom durch das Reservoir der Gesteinsformation nicht nur eingebracht, sondern darüber hinaus hinsichtlich seiner Einbringungsorte und hinsichtlich seines Massen¬ beziehungsweise Volumenstroms variierbar bleibt.
Ein erfindungsgemäßes Injektionssystem für ein Ölfördersystem ist weiter mit einer Regeleinheit zur Regelung des
Fluidstroms durch die Injektionsvorrichtung hindurch
ausgestattet. Diese kann zum Beispiel durch einen Rechner, insbesondere die CPU eines Computers, ausgebildet sein.
Selbstverständlich ist es auch möglich, dass die Regeleinheit kombiniert mit einer Regeleinheit eines Ölfördersystems , insbesondere einem Regelcomputer eines Ölfördersystems , ausgebildet ist. So ist es denkbar, dass die Regeleinheit als Software-Applikation auf einem solchen Computer für das
Injektionssystem und/oder das Ölfördersystem läuft.
Darüber hinaus ist bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem ein mit der Regeleinheit in signalkommunizierender Weise verbundenes Sensorsystem vorgesehen. Dieses weist wenigstens einen Fluidsensor für die Überwachung des
Fluidstroms innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation auf. Es ist damit möglich mit einem solchen Sensorsystem, insbesondere mit dem wenigstens einen Fluidsensor, die tatsächliche Bewegung des Fluides durch das Reservoir der Gesteinsformation zu erkennen. Durch diese Erkennung
beziehungsweise durch diese Überwachung des Fluidstroms durch das Reservoir der Gesteinsformation wird eine Rückkopplungsmöglichkeit gegeben, durch welche die Regeleinheit eine Information über die realen Verhältnisse innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation erhält. Diese Rückkopplung schließt den Regelkreis, sodass die Regeleinheit auf Basis dieser Informationen den Fluidstrom durch die Injektionsvorrichtung regeln kann. Dabei regelt die Regeleinheit zum Beispiel die Pumpleistung der Pumpe, die Öffnungsquerschnitte der Injektionsbohrung in das Reservoir der Gesteinsformation und/oder die exakte Örtlichkeit der jeweiligen Öffnung in das Reservoir der Gesteinsformation. Mit anderen Worten erfolgt im Gegensatz zu bekannten Systemen eine Überwachung der Fluidfront innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation und damit eine Überwachung der realen
Verteilung beziehungsweise des realen Verlaufs des
Fluidstroms innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation. Eine Überwachung des injizierten Fluidstroms kann zusätzlich erfolgen, ist jedoch für den Kern der vorliegenden Erfindung nicht zwingend erforderlich. Die Überwachung wird dabei insbesondere auf einen Bereich zwischen der Injektionsbohrung und zumindest einer Förderbohrung ausgerichtet. Vorzugsweise wird die gesamte Erstreckung eines Reservoirs einer
Gesteinsformation zwischen der Injektionsbohrung und einer Förderbohrung in erfindungsgemäßer Weise überwacht. Damit kann vorzugsweise ein zweidimensionaler oder auch ein
dreidimensionaler Verlauf des Fluidstroms überwacht werden. Der Verlauf des Fluidstroms ist dabei neben dem
Injektionsdruck abhängig von einer Vielzahl von Parametern der Ausbildung des Reservoirs. Durch die erfindungsgemäße Überwachung innerhalb des Reservoirs wird das Ergebnis der Injektion direkt bestimmbar, so dass ein Rückschluss und eine entsprechende Regelung der Injektion erst durch ein
erfindungsgemäßes Injektionssystem möglich werden.
Es ist darauf hinzuweisen, dass bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem auch mehrere Injektionsbohrungen denkbar sind. So kann die Regeleinheit zusätzlich auch die
entsprechenden Injektionsbohrungen auswählen beziehungsweise neben einem Ein- und Ausschalten einzelner Injektionsbohrungen auch die variable Verteilung des einzubringenden Fluidstroms über die Regelung der jeweiligen Injektions¬ bohrung, zum Beispiel mit Hilfe von variablen Ventilen, einstellen .
Unter einem Reservoir in einer Gesteinsformation ist im
Rahmen der vorliegenden Erfindung sowohl ein Hohlraum, als auch eine Gesteinsformation zu verstehen, in welcher das Öl in offener, teilgebundener oder gebundener Form vorliegt. Es ist also auch denkbar, dass das Reservoir als eine Art Schwammgebilde (sedimentäre Lagerstätte) im Inneren einer Gesteinsformation ausgebildet ist. Unter einer Gesteinsformation kann im Rahmen der vorliegenden Erfindung auch eine Sandformation verstanden werden. Als Gestein gelten alle möglichen Materialien, in denen Öl vorkommen kann.
Bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem kann als
gefördertes Gut neben der Förderung von Öl selbstverständlich auch ein anderes Fördermedium vorhanden sein. Zum Beispiel kann ein erfindungsgemäßes Injektionssystem auch für die
Förderung von Gas, insbesondere Erdgas einsetzbar sein. Als einzubringendes Fluid für die Erzeugung des Fluidstroms ist insbesondere Wasser zu verwenden. Selbstverständlich sind jedoch auch andere Fluide, insbesondere Mischungen von
Fluiden denkbar. Grundsätzlich ist es auch möglich, dass der Fluidstrom in Form eines Gasstromes eingesetzt wird.
Durch ein erfindungsgemäßes Injektionssystem ist es möglich, insbesondere zwei Ziele zu erreichen.
Zum einen kann auf diese Weise ein taktisches Ziel der
Regeleinheit vorgegeben werden, welches zum Beispiel
beinhaltet, dass der Wasseranteil in der Fördermenge des Öls möglichst gering gehalten werden soll. Ein solches taktisches Ziel beruht darauf, dass bei der Einbringung eines
Fluidstroms, zum Beispiel von Wasser, die Gefahr besteht, dass sich Fluidkurzschlüsse im Reservoir ausbilden. Das bedeutet, dass Wasser nicht nur das Öl aus dem Reservoir verdrängt und den Druck erhöht, sondern direkt, als
Kurzschluss zwischen einer Injektionsbohrung und einer
Förderbohrung, nach dem Einbringen wieder gefördert wird. Um dies zu vermeiden ist insbesondere ein möglichst geringer Druck beim Einbringen des Fluidstroms erwünscht. Parallel zu dem taktischen Ziel ist ein weiteres, sogenanntes strategisches Ziel denkbar. Nach diesem soll eine möglichst hohe Ausbeute an Öl erzielt werden, also die Restmenge an Öl im Reservoir, welche nicht mehr mit vertretbarem Aufwand gefördert werden kann, minimiert werden. Um das strategische Ziel zu erreichen, ist ein besonders hoher Druck durch das eingebrachte Fluid, also durch den Fluidstrom, notwendig. Augenscheinlich widersprechen sich die Notwendigkeiten für das taktische Ziel und das strategische Ziel zumindest teilweise. Es ist also vorteilhaft, wenn durch die
Regeleinheit eine Möglichkeit geschaffen wird, sich einem Überschneidungsbereich zwischen den beiden Zielen zu nähern, welcher einen ausreichend hohen Erfüllungsgrad für beide Ziele ermöglicht. Insbesondere wird die Regeleinheit zu
Beginn des Verfahrens ein Einpendeln zwischen dem Erreichen des taktischen Ziels und des strategischen Ziels durchführen. Dabei wird zum Beispiel durch die Regelung der Pumpe der Fluidstrom auf den gewünschten Wert eingestellt, welcher einen ausreichend geringen Wasseranteil in der Fördermenge des Öls und eine ausreichend hohe Ausbeute an Öl in der
Fördermenge erreichen lässt. Zusätzlich ist es auch möglich, dass durch die Wahl der Injektionsbohrung, durch den
Öffnungsquerschnitt derselben und/oder die Auswahl des Ortes der Öffnung ein Kurzschluss in der Gesteinsformation
unabhängig vom Druck vermieden oder reduziert wird.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann das Sensorsystem in der Gesteinsformation sowohl direkt, als auch indirekt messend vorgesehen sein. Bei einer indirekten Anordnung ist es vorteilhaft, wenn das Sensorsystem, insbesondere dessen Sensoren, direkt auf der Oberfläche oberhalb einer
Gesteinsformation angeordnet sind. In diesem Fall ist es nicht notwendig eine separate Bohrung für das Sensorsystem durchzuführen, wodurch Kosten und Zeit eingespart werden können .
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung ist es möglich, dass der Fluidstrom zum Teil auf einem Fluid basiert, welches bei der Förderung von Öl als Abfallstoff entsteht. Dies kann zum Beispiel Wasser sein. Bei der Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation ist dieses Öl häufig mit weiteren Stoffen verunreinigt. Diese werden in einer
Ölabtrennvorrichtung (Separationsanlage) abgeschieden, sodass das Öl als reines Produkt des Förderprozesses verbleibt. Die übrigen Stoffe sind grundsätzlich Abfallstoffe, die entsorgt oder weiterverarbeitet werden müssen. Ein solcher Abfallstoff ist zum Beispiel Wasser, welches als Bestandteil der
geförderten Menge des Öls von diesem abgetrennt wird. Dieses Wasser kann direkt oder nach einer entsprechenden Behandlung, wie zum Beispiel die Entfernung von Schwebstoffen und
Ölresten, der erfindungsgemäßen Injektionsvorrichtung des
Injektionssystems zugeführt und wieder auf diese Weise zurück in das Reservoir der Gesteinsformation gepumpt werden.
Je nach Ausbildungsform eines erfindungsgemäßen Injektions- Systems ist es möglich, dass das Sensorsystem Bestandteil der Regeleinheit ist. Dies ist insbesondere dann von Vorteil, wenn eine besonders robuste und/oder kompakte Baueinheit für ein erfindungsgemäßes Injektionssystem erreicht werden soll. So ist es möglich, dass die Regeleinheit die einzelnen
Sensoren des Sensorsystems als einzelne Komponenten in sich selbst aufweist.
Durch die Injektionsvorrichtung eines erfindungsgemäßen
Injektionssystems kann der Fluidstrom dabei insbesondere kontinuierlich eingebracht werden. Das bedeutet, dass durch die Pumpe Fluid in kontinuierlicher Weise gefördert wird, sodass über die Injektionsbohrung ebenfalls in kontinu¬ ierlicher Weise das Fluid dem Reservoir in der Gesteinsformation zugeführt wird. Durch den Austritt an den Öffnungen der Injektionsbohrung wird ein Fluidstrom durch das Reservoir der Gesteinsformation erzeugt, welcher aufgrund von
Dichteunterschieden und/oder Viskositätsunterschieden zum dort lagernden Öl dieses sozusagen vor sich her schiebt. Das Vor-sich-Herschieben bildet sozusagen eine Fluidfront, insbesondere eine Wasserfront aus, welche sich möglichst kontinuierlich durch das Reservoir in der Gesteinsformation schieben soll. Insbesondere ist es durch die Regeleinheit und das Sensorsystem eines erfindungsgemäßen Injektionssystems möglich, dass Kurzschlüsse zwischen der Injektionsbohrung und einer Förderbohrung vermieden werden.
Vorteilhaft kann es sein, wenn bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem das Sensorsystem ausgebildet ist für die
Überwachung einer Fluidfront innerhalb der Gesteinsformation. Wie bereits weiter oben beschrieben worden ist, kann auf diese Weise der reale Verlauf des Fluidstroms innerhalb des Reservoirs überwacht werden. Auf diese Weise wird ein
geschlossener Regelkreis möglich, welcher als
Überwachungsgröße das Ergebnis der Injektion und nicht nur die Parameter der Injektion zur Verfügung stellt. Damit wird eine wesentlich genauere Regelung des Injektionssystems, insbesondere bezüglich des taktischen und des strategischen Ziels, möglich.
Es kann von Vorteil sein, wenn im Rahmen der vorliegenden Erfindung zumindest ein Injektionssensor für die Überwachung des Fluidstroms durch die Injektionsvorrichtung angeordnet ist. Dies ermöglicht eine Erweiterung des geschlossenen
Regelkreises. So ist es zwar grundsätzlich möglich, dass in besonders einfacher Weise die Pumpleistung, eine Ventil¬ steuerung, die Öffnungssituation von Öffnungen in der
Injektionsbohrung oder die Auswahl des Ortes derselben rein auf Basis der gemessenen Daten des Fluidsensors des
Sensorsystems erfolgt. Jedoch ist es von Vorteil, wenn die Ergebnisse der einzelnen Regelaktionen direkt bei der
Injektionsvorrichtung überwacht werden. Insbesondere misst ein solcher Injektionssensor den Fluiddurchfluss hinsichtlich seines Massen- beziehungsweise Volumenstroms in die
Inj ektionsbohrung .
Auch vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem der wenigstens eine Fluidsensor als
seismischer, als akustischer und/oder als elektromagnetischer Sensor ausgebildet ist. Dies sind unterschiedliche mögliche Sensormöglichkeiten, um den Fluidstrom im Inneren des
Reservoirs der Gesteinsformation in erfindungsgemäßer Weise zu überwachen. Selbstverständlich sind im Rahmen der
vorliegenden Erfindung diese unterschiedlichen Messmethoden auch miteinander kombinierbar. Sämtliche dieser Messmethoden sind dabei vorteilhafterweise sowohl oberhalb des Reservoirs der Gesteinsformation, also an der Oberfläche, wie auch im Inneren der Gesteinsformation einsetzbar. Dabei kann auch eine Kombination solcher direkten und indirekten
Messverfahren im Rahmen der vorliegenden Erfindung denkbar sein .
Auch vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem wenigstens ein Fluidsensor innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation angeordnet ist. Dies geschieht zum Beispiel über Sensorbohrungen, die in die Nähe des Reservoirs der Gesteinsformation oder in dasselbe
eingesetzt werden. Diese sind insbesondere an unter¬ schiedlichen Orten beziehungsweise in unterschiedlichen
Teufen im Reservoir der Gesteinsformation angeordnet. Auf diese Weise ist es möglich die Überwachung durch das
Sensorsystem in zweidimensionaler und/oder sogar in
dreidimensionaler Weise durchzuführen. So kann die
entstehende Fluidfront beim Erzeugen des Fluidstroms in dem Reservoir der Gesteinsformation in zweidimensionaler und/oder dreidimensionaler Weise überwacht werden. Je größer das Sensorsystem einen Abdeckungsbereich definiert, umso größer ist die Sicherheit, dass Kurzschlüsse zwischen der
Injektionsbohrung und einer Förderbohrung vermieden werden können . Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann es weiter von
Vorteil sein, wenn wenigstens ein Fluidsensor an der
Oberfläche oberhalb des Reservoirs der Gesteinsformation angeordnet ist. Dies bringt den Vorteil mit sich, dass teure und zeitaufwendige Sensorbohrungen unterbleiben können.
Darüber hinaus sind die einzelnen Fluidsensoren besser zugänglich, sodass deren Installation aber auch deren Wartung vereinfacht ist und Kosten spart. Dabei erstreckt sich das Reservoir der Gesteinsformation in einer dreidimensionalen Weise über einen zweidimensionalen Bereich sowie, in dritter Dimension, unterschiedliche Teufenbereiche innerhalb einer Gesteinsformation. Über die Abbildung dieses dreidimensionalen Reservoirbereiches auf der Oberfläche oberhalb desselben sind vorteilhafterweise in regelmäßigen Abständen die entsprechenden Fluidsensoren verteilt. Dabei kann es sich bei der Anordnung auf der Oberfläche um Fluidsensoren
handeln, welche in der Lage sind, nicht nur im Zwei¬ dimensionalen, sondern auch im Dreidimensionalen eine Messung durchzuführen. Das bedeutet, dass trotz der reinen Anordnung auf der Oberfläche die unterschiedlichen Teufen hinsichtlich der Ausbildung der Fluidfront im Reservoir der Gesteinsformation messbar und bestimmbar sind. Auch vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem einer der wenigstens einen Fluidsensoren derart ausgestaltet ist, dass er den Fluidstrom an
unterschiedlichen Orten des Reservoirs der Gesteinsformation, insbesondere in unterschiedlichen Teufen, überwachen kann. Wie bereits in dem voranstehenden Absatz erläutert, können dabei sowohl zweidimensionale, als auch dreidimensionale Abbilder hinsichtlich des Fluidstroms, insbesondere der
Fluidfront im Reservoir der Gesteinsformation erzeugt werden. Ebenfalls vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungs¬ gemäßen Injektionssystem die Regeleinheit die Injektions¬ vorrichtung, insbesondere deren Pumpe, hinsichtlich des
Fluidstroms anhand der von dem Sensorsystem zur Verfügung gestellten Daten automatisch und/oder semiautomatisch regelt. Eine automatische Regelung bringt den Vorteil mit sich, dass ein aktiver Eingriff des Bedienpersonals nicht notwendig ist. Vielmehr kann die Regeleinheit auf Basis der zur Verfügung gestellten Daten vollautomatisch den Injektionsvorgang regeln. Selbstverständlich ist auch eine semiautomatische Regelung denkbar, insbesondere eine Regelung, bei welcher auf Basis der zur Verfügung gestellten Daten eine Handlungsanweisung dem Bedienpersonal vorgeschlagen wird. Dieser
Vorschlag kann zum Beispiel dergestalt sein, dass eine Empfehlung durch die Regeleinheit abgegeben wird, dass eine Gefahr für die Ausbildung eines Kurzschlusses besteht und dementsprechend ein Regeleingriff hinsichtlich des
Öffnungsquerschnittes der Injektionsbohrungen, deren exakte Position sowie des Massen- beziehungsweise Volumenstroms, der durch die Pumpe erzeugt wird, notwendig ist.
Diese automatische und/oder semiautomatische Regelung kann nicht nur auf Basis der aktuellen Daten erfolgen, sondern darüber hinaus bereits gemessene Daten aus der Vergangenheit in Betracht ziehen. Auf diese Weise ist es möglich, dass durch die Aufzeichnung der Überwachung des Sensorsystems Trends erkannt werden können, die hinsichtlich der Steigung oder des Absinkens des Druckes beziehungsweise der
zukünftigen Ausbildung der Fluidfront in dem Reservoir des Gesteinssystems eine frühzeitige Warnung und/oder ein
frühzeitiges Eingreifen ermöglichen.
Auch vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungsgemäßen Injektionssystem in der Injektionsvorrichtung zumindest eine Reinigungsvorrichtung für den einzubringenden Fluidstrom, insbesondere für die Reinigung von Ölrückständen und/oder Feststoffrückständen vorhanden ist. Die Ölrückstände sind insbesondere dann zu entfernen, wenn es sich bei dem Fluid wenigstens zum Teil um eine abgetrennte Fraktion aus der Fördermenge eines Ölfördersystems handelt. Insbesondere handelt es sich um abgetrenntes Wasser, in welchem noch
Restspuren des Öls vorhanden sind. Die physikalischen Unterschiede hinsichtlich einzelner
Parameter dienen unter anderem dazu, den Fluidstrom
hinsichtlich seiner Fluidfront möglichst scharf von dem enthaltenen Öl im Reservoir der Gesteinsformation abzugrenzen und eine Vermischung der beiden Stoffe Inj ektiuonsfluid und zu produzierendes Fluid zu reduzieren oder zu vermeiden, so dass eine Verdrängung anstatt einer Vermischung stattfindet. Zusätzlich oder alternativ ist es möglich, dass Chemikalien zur Veränderung der Viskosität zugeführt werden, z. B. zur Vergelung (Initiierung unter bestimmten Bedingungen, dass sich ein Gel in der injizierten Fluidfront bildet) oder
Stoffe, die sich unter bestimmten Bedingungen ausdehnen und so zu einer Blockierung der bestimmten Schicht führen.
Da es sich bei der abgetrennten Fraktion des Wassers meist um eine Menge handelt, welche nicht ausreicht, um die zu
injizierende Menge des Fluides zu stellen, kann zusätzlich frisches Fluid, insbesondere Frischwasser, diesem
abgetrennten Fluid, also diesem abgetrennten Wasser,
zugeführt werden.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist ein Ölfördersystem für die Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation mit zumindest einem erfindungsgemäßen Injektionssystem. Bei einem derartigen erfindungsgemäßen Ölfördersystem können die gleichen Vorteile erzielt werden, wie sie voranstehend ausführlich für ein erfindungsgemäßes Injektionssystem erläutert worden sind. Dabei ist darauf hinzuweisen, dass sich die Förderungsbohrung beziehungsweise die Förderungsbohrungen von der Injektionsbohrung
beziehungsweise den Injektionsbohrungen beabstandet befinden muss/müssen. Vorteilhafterweise sind die Förderungsbohrungen an einem Ende des Reservoirs in der Gesteinsformation
ausgebildet und die Injektionsbohrungen an einem anderen Ende .
Ein erfindungsgemäßes Ölfördersystem kann dahingehend
weitergebildet sein, dass der wenigstens eine Fluidsensor des Sensorsystems zwischen der Förderungsbohrung und der
Injektionsbohrung, insbesondere mittig oder im Wesentlichen mittig, angeordnet ist. Die Überwachung wird dabei, wie bereits beschrieben, insbesondere auf einen Bereich zwischen der Injektionsbohrung und zumindest einer Förderbohrung ausgerichtet. Vorzugsweise wird die gesamte Erstreckung eines Reservoirs einer Gesteinsformation zwischen der
Injektionsbohrung und einer Förderbohrung in
erfindungsgemäßer Weise überwacht. Damit kann vorzugsweise ein zweidimensionaler oder auch ein dreidimensionaler Verlauf des Fluidstroms überwacht werden. Mit anderen Worten befinden sich die Fluidsensoren beabstandet von der Förderbohrung und der Injektionsbohrung.
Auch Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist ein Verfahren zur Regelung eines Injektionssystems für ein zur Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation
ausgebildetes Ölfördersystem. Ein solches Verfahren weist die folgenden Schritte auf:
Überwachung eines in das Reservoir der Gesteinsformation eingebrachten Fluidstroms innerhalb des Reservoirs,
Auswerten des überwachten Fluidstroms und Regelung des einzubringenden Fluidstroms innerhalb der
Injektionsvorrichtung auf Basis der Auswertung.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren ermöglicht das Ausbilden eines geschlossenen Regelkreises zur Regelung des
Injektionssystems. Unter der Regelung des einzubringenden Fluidstroms, zum Beispiel mittels einer Regeleinheit, ist dabei insbesondere zu verstehen, dass der Massen¬ beziehungsweise Volumenstrom des einzubringenden Fluides Öffnungsquerschnitte beziehungsweise Öffnungsorte innerhalb einer Injektionsbohrung sowie die Auswahl unterschiedlicher Injektionsbohrungen variiert werden kann. Auch hier ist es Ziel mit Hilfe eines erfindungsgemäßen Verfahrens
insbesondere zwei Ziele, also die beiden als taktisches und strategisches Ziel erläuterten Ziele, in kombinierter Weise zu erreichen. Die Auswertung erfolgt dementsprechend mit Bezug auf das taktische und das strategische Ziel. Bei dem
Regelkreis wird als Eingangsgröße das Ergebnis der Injektion und nicht nur die Parameter der Injektion zur Verfügung gestellt .
Auch vorteilhaft ist es, wenn bei einem erfindungsgemäßen Verfahren zusätzlich der folgende Schritt durchgeführt wird:
Überwachen des einzubringenden Fluidstroms innerhalb einer
Inj ektionsVorrichtung Durch die Überwachung des einzubringenden Fluidstroms kann die Regelstrecke eine zusätzliche Kontrollfunktion erhalten. So wird nicht nur das Ergebnis der Regelung in der Gesteins- formation überwacht, sondern darüber hinaus auch ein
Zwischenergebnis, wenn nicht der Fluidstrom durch die
Injektionsvorrichtung selbst, überwacht. Auf diese Weise wird ein erfindungsgemäßes Verfahren noch genauer und noch besser einstellbar beziehungsweise noch reaktionsschneller
hinsichtlich der gewünschten Regelung.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren kann dahingehend
weitergebildet sein, dass der Schritt des Auswertens die beiden folgenden Teilschritte aufweist:
- Speichern der Überwachungsergebnisse zu jedem Über¬ wachungszeitpunkt und
Vergleich aktueller Überwachungsergebnisse mit Über¬ wachungsergebnissen aus den vergangenen Überwachungszeitpunkten .
Durch das Splitten des Auswertschrittes gemäß dieser
vorliegenden Ausführung wird der folgende Vorteil erzielt. Es handelt sich dabei insbesondere um eine kontinuierliche
Messung, bei welcher eine kontinuierliche Aufzeichnung der Überwachungsergebnisse stattfindet. Unter kontinuierlicher Messung ist dabei zu verstehen, dass in vorher bestimmten einzelnen Zeitabständen oder aber voll kontinuierlich eine Überwachung stattfindet. Durch das Überwachen, Aufzeichnen und den Vergleich mit vergangenen Überwachungszeitpunkten ist es möglich, dass Trends erkannt werden, welche eine gewisse Vorhersagbarkeit für zukünftige Entwicklungen hinsichtlich der zu erwartenden Überwachungsergebnisse zukünftiger
Überwachungszeitpunkte zulassen. Es ist damit möglich, eine Vorhersage für die Entwicklung des Fluidstroms im Reservoir der Gesteinsformation mit einem erfindungsgemäßen Verfahren zu treffen. Auf diese Weise kann neben einer Reaktion auf bestehende Verhältnisse innerhalb des Reservoirs der
Gesteinsformation auch eine Vorabreaktion auf zu erwartende zukünftige Verhältnisse in dem Reservoir der Gesteins¬ formation durchgeführt werden.
Die vorliegende Erfindung wird näher erläutert anhand der beigefügten Zeichnungsfiguren. Die dabei verwendeten Begrifflichkeiten „links", „rechts", „oben" und „unten" beziehen sich auf eine Ausrichtung der Zeichnungsfiguren mit normal lesbaren Bezugszeichen. Es zeigen:
Figur 1 in schematischer Ansicht ein erfindungsgemäßes
Ölfördersystem mit einem erfindungsgemäßen Injektionssystem, und Figur 2 eine schematische dreidimensionale Querschnitts¬ darstellung der Ausführungsform eines
erfindungsgemäßen Ölfördersystems mit einem erfindungsgemäßen Injektionssystem gemäß Fig. 1. Elemente mit gleicher Funktion und Wirkungsweise sind in den Figuren 1 und 2 jeweils mit denselben Bezugszeichen versehen.
Anhand von Figur 1 wird schematisch die Funktionsweise eines erfindungsgemäßen Injektionssystems 10, eines erfindungs- gemäßen Ölfördersystems 100 sowie eines entsprechenden erfindungsgemäßen Verfahrens erläutert.
Figur 1 zeigt ein Ölfördersystem 100, das mit einem
erfindungsgemäßen Injektionssystem 10 ausgestattet ist. Das Ölfördersystem 100 ist zur Förderung von Öl mit einer
Förderungsbohrung 110 versehen, die in das Reservoir einer Gesteinsformation 200 ragt. Die Förderungsbohrung 110 ist innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200 mit
Öffnungen versehen, die ein Aufnehmen von Öl aus dem
Reservoir der Gesteinsformation 200 ermöglichen. Dabei wird für die Förderung sowohl ein Pumpvorgang durchgeführt, als auch durch den Eigendruck im Reservoir der Gesteinsformation 200 ein Fördern von Öl durch die Förderungsbohrung 110 ermöglicht. Selbstverständlich sind auch mehr als eine
Förderungsbohrung 110 möglich.
Da es sich bei dem geförderten Öl nicht um reines Öl, sondern um ein vermischtes Fluid handelt, ist der Förderungsbohrung 110 eine Ölabtrennvorrichtung 112 nachgeschaltet, aus welcher das Öl als Produkt der Förderung abgetrennt wird. Das
abgetrennte Öl wird abgegeben und den weiteren Nutzungszyklen zugeführt. Bei der Ausführungsform gemäß der Figur 1 wird ein Teil der abgetrennten Abfälle, in diesem Fall des
abgetrennten Wassers, wiederverwendet. Die Wiederverwendung erfolgt bei dieser Ausführungsform in einem erfindungsgemäßen Injektionssystem 10, welches nachfolgend näher erläutert wird .
Das Injektionssystem 10 der Ausführungsform der Figur 1 ist mit einer Injektionsvorrichtung 20 ausgestattet. Die
Injektionsvorrichtung 20 weist eine Injektionsbohrung 24 auf, welche ebenfalls in das Reservoir der Gesteinsformation 200 ragt. Dabei ist die Injektionsbohrung 24 deutlich von der Förderungsbohrung 110 beabstandet. Insbesondere liegen die beiden Bohrungen 24 und 110 an unterschiedlichen Enden des Reservoirs der Gesteinsformation 200. Um nun den gewünschten Fluidstrom durch das Reservoir der Gesteinsformation 200 zu erzeugen, ist die Injektionsvorrichtung 20 mit einer Pumpe 22 ausgestattet. Diese Pumpe 22 stellt einen Massen¬ beziehungsweise Volumenstrom an Fluid, insbesondere Wasser, zur Verfügung, welcher durch die Injektionsbohrung 24 in das Reservoir der Gesteinsformation 200 eingepumpt wird. Dazu ist die Injektionsbohrung 24 mit Öffnungen zum Reservoir der
Gesteinsformation 200 ausgestattet, welche hinsichtlich ihres Öffnungsquerschnittes und/oder hinsichtlich der exakten
Position, zum Beispiel ihrer Tiefe, innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200 variierbar sind.
Um das einzubringende Fluid innerhalb des Injektionssystems 10 noch weiter vorzubereiten und an die gewünschte Funktion im Inneren des Reservoirs der Gesteinsformation 200 anzupassen, sind bei der vorliegenden Ausführungsform weitere Einrichtungen vorgesehen. So sind Reinigungsvorrichtungen 26 vorhanden, welche in der Lage sind das einzubringende Fluid, insbesondere das Wasser, zu reinigen. Auf diese Weise wird das Wasser, welches als abgetrennte Fraktion von dem
geförderten Öl dem Injektionssystem 10 zugeführt wird, hinsichtlich Feststoffen und Ölrückständen gereinigt. Auch ist es möglich, dass eine Additivzugabe 28 vorhanden ist, die über chemische Additive insbesondere die Viskosität des einzubringenden Fluides verändert. Da normalerweise das abgetrennte Wasser aus der Förderung von Ol nicht ausreicht, um das gewünschte Volumen für die Erzeugung des Fluidstroms im Reservoir der Gesteinsformation 200 zur Verfügung zu stellen, ist zusätzlich eine Frischwasserzufuhr 29
vorgesehen, über die ebenfalls über Reinigungsvorrichtungen 26 Frischwasser mit der abgetrennten Fraktion des Wassers vermischt und von der Pumpe 22 durch die Injektionsbohrung 24 dem Reservoir der Gesteinsformation 200 zugeführt wird. Um dem Injektionssystem 10 dieser Ausführungsform die
erfindungsgemäße Qualität zu geben, ist eine Regeleinheit 30 vorgesehen. Diese Regeleinheit 30 ist in signal¬ kommunizierender Weise mit einem Sensorsystem 40 verbunden. Dieses Sensorsystem 40 in dieser Ausführungsform zeigt exemplarisch zwei verschiedene Formen von Fluidsensoren 44, die alternativ oder aber parallel zueinander einsetzbar sind. So sind zum einen an der Oberfläche oberhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200 Fluidsensoren 44 angeordnet. Diese können in seismischer, akustischer oder elektromagnetischer Weise den Fluidstrom im Inneren des Reservoirs der
Gesteinsformation 200 überwachen. Dabei wird der Fluidstrom insbesondere hinsichtlich seiner Wasserfront 210 überwacht. So wird vermieden, dass sich Kurzschlüsse zwischen dem
Einbringen des Fluides durch die Injektionsbohrung 24 und der Förderbohrung 110 ergeben. Vielmehr bildet sich die
Wasserfront 210 in einer Art und Weise aus, wie sie
schematisch und beispielhaft in Figur 1 dargestellt ist.
Insbesondere schiebt sie komplett oder im Wesentlichen komplett über das gesamte Reservoir in der Gesteinsformation 200 das darin enthaltene Öl auf die Förderbohrung 110 zu.
Zusätzlich oder alternativ zu den Oberflächenfluidsensoren 44 ist es möglich, dass auch durch Tiefenbohrungen Fluidsensoren 44 direkt in das Reservoir der Gesteinsformation 200 oder in dessen Nähe eingebracht sind. Diese sind, wie aus der
schematischen Abbildung der Figur 1 zu erkennen ist,
insbesondere in unterschiedlichen Teufen innerhalb des
Reservoirs der Gesteinsformation 200 oder in dessen Nähe angeordnet. So ist es nicht nur möglich die Wasserfront 210 hinsichtlich der Ausbildung von Kurzschlüssen grundsätzlich zu überwachen, sondern darüber hinaus auch die Gefahr von Kurzschlüssen hinsichtlich der einzelnen Teufen der
Fluidsensoren zu bestimmen. So können je nach Tiefe des
Fluidsensors 44 unterschiedliche Gefahrenpotenziale erhoben werden, sodass die Zufuhr von Fluid zur Erzeugung des
Fluidstroms nicht nur grundsätzlich, sondern auch hinsichtlich der eingebrachten Tiefe variiert werden kann. So ist es möglich, dass unter Vermeidung von Kurzschlüssen trotzdem eine Maximierung des eingebrachten, also injizierten, Wassers durch die Injektionsbohrung 24 erfolgt. Je feiner die
messbare Auflösung des Sensorsystems ist, umso genauer kann auch die Regelung durchgeführt werden.
Die Regeleinheit 30 weist darüber hinaus signalkommuni¬ zierende Verbindungen sowohl zur Injektionsbohrung 24, als auch zur Förderbohrung 110 auf. An der Injektionsbohrung 24 ist ein Injektionssensor 42 vorgesehen, welcher sozusagen das Zwischenergebnis der Regelung durch die Regeleinheit 30 abnimmt. Hierfür ist der Injektionssensor 42 insbesondere ausgestaltet, um den Massen- beziehungsweise Volumenstrom, welcher durch die Pumpe 22 zur Verfügung gestellt wird, zu überwachen. In gleicher oder ähnlicher Weise kann eine
Sensorik in der Förderungsbohrung 110 vorgesehen sein.
Darüber hinaus ist es möglich, dass die Regeleinheit 30 Daten über den Wasseranteil erhält, welcher in der Ölabtrenn- vorrichtung 112 anfällt. Um die Regelung in erfindungsgemäßer Weise durchführen zu können, ist die Regeleinheit 30 mit der Pumpe 22 und/oder anderen Komponenten des Injektionssystems 10 verbunden.
In Figur 2 ist die Ausführungsform der Figur 1 in
dreidimensionaler Weise dargestellt. Hier ist zu erkennen, dass sich wiederum die Förderungsbohrung 110 und die
Injektionsbohrung 24 an unterschiedlichen Positionen
hinsichtlich ihrer zweidimensionalen Ausdehnung innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200 befinden. Auch die
Fluidsensoren 44 sind sowohl an der Oberfläche oberhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200, wie auch innerhalb desselben an unterschiedlichen Positionen angeordnet. Durch die unterschiedliche Positionierung wird eine zwei¬ dimensionale, insbesondere eine dreidimensionale, Überwachung erzielt. Eine dreidimensionale Überwachung beinhaltet neben der flächigen Überwachung auch eine Tiefenüberwachung des Fluidstroms zwischen der Injektionsbohrung 24 und der
Förderbohrung 110. Sowohl die Fluidsensoren 44 innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200, wie auch diejenigen auf der Oberfläche können dabei vorteilhafter Weise in einer Art Matrix angeordnet sein, welche hinsichtlich der Tiefe
und/oder der zweidimensionalen Erstreckung ein möglichst hoch auflösendes Abbild der exakten Fluidstromsituation innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation 200 wiedergeben. Auf diese Weise kann eines der erfindungsgemäßen Ziele, nämlich die Erzeugung eines geschlossenen Regelkreises zur
Verbesserung der Erreichung der taktischen und strategischen Ziele in optimaler Weise erreicht werden.
Die voranstehend beschriebenen Ausführungsformen beschreiben die vorliegende Erfindung ausschließlich im Rahmen von
Beispielen. Die beschriebenen Merkmale einzelner
Ausführungsformen können dementsprechend frei, sofern
technisch sinnvoll, miteinander kombiniert werden ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.

Claims

Patentansprüche
1. Injektionssystem (10) für ein Ölfördersystem (100) zur Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation (200), aufweisend
eine Injektionsvorrichtung (20) für das Einbringen eines Fluidstroms in das Reservoir der Gesteinsformation (200) mit mindestens einer Pumpe (22) und wenigstens einer Injek¬ tionsbohrung (24) in das Reservoir der Gesteinsformation (200),
eine Regeleinheit (30) zur Regelung des Fluidstroms durch die Injektionsvorrichtung (20), gekennzeichnet durch
ein mit der Regeleinheit (30) in signalkommunizierender Weise verbundenes Sensorsystem (40) mit wenigstens einem Fluid- sensor (44) für die Überwachung des Fluidstroms innerhalb des Reservoirs der Gesteinsformation (200).
2. Injektionssystem (10) nach Anspruch 1, dadurch
gekennzeichnet, dass das Sensorsystem (30) ausgebildet ist für die Überwachung einer Fluidfront (210) innerhalb der Gesteinsformation (200).
3. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest ein
Injektionssensor (42) für die Überwachung des Fluidstroms durch die Injektionsvorrichtung (20) angeordnet ist.
4. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei dem wenigstens einem Fluidsensor (44) um einen seismischen, einen akustischen und/oder einen elektromagnetischen Sensor
handelt .
5. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens ein
Fluidsensor (44) innerhalb des Reservoirs der Gesteins¬ formation (200) angeordnet ist.
6. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens ein
Fluidsensor (44) an der Oberfläche oberhalb des Reservoirs der Gesteinsformation (200) angeordnet ist.
7. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass einer der wenigstens einen Fluidsensoren (44) derart gestaltet ist, dass er den Fluidstrom an unterschiedlichen Orten des Reservoirs
innerhalb der Gesteinsformation (200), insbesondere in unterschiedlichen Tiefen, überwachen kann.
8. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinheit (30) die Injektionsvorrichtung (20), insbesondere die Pumpe (22), hinsichtlich des Fluidstroms anhand der von dem Sensorsystem (40) zur Verfügung gestellten Daten automatisch und/oder semiautomatisch regelt.
9. Injektionssystem (10) nach einem der vorangegangenen
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in der Injek¬ tionsvorrichtung (20) zumindest eine Reinigungsvorrichtung (26) für den einzubringenden Fluidstrom, insbesondere für die Reinigung von Olrückständen und/oder Feststoffrückständen, vorhanden ist.
10. Ölfördersystem (100) für die Förderung von Öl aus einem Reservoir einer Gesteinsformation (200) mit zumindest einer Förderungsbohrung (110) und zumindest einem Injektionssystem (10) mit den Merkmalen eines der Ansprüche 1 bis 9.
11. Ölfördersystem (100) nach Anspruch 10, dadurch
gekennzeichnet, dass der wenigstens eine Fluidsensor (44) des Sensorsystems (40) zwischen der Förderungsbohrung (110) und der Injektionsbohrung (24), insbesondere mittig oder im
Wesentlichen mittig, angeordnet ist.
12. Verfahren zur Regelung eines Injektionssystems (10) für ein, zur Förderung von Öl aus einem Reservoir einer
Gesteinsformation (200) ausgebildetes Ölfördersystem (100), aufweisend die folgenden Schritte:
· Überwachung eines in das Reservoir der Gesteinsformation (200) eingebrachten Fluidstroms innerhalb des Reservoirs,
• Auswerten des überwachten Fluidstroms und
• Regelung des einzubringenden Fluidstroms innerhalb der Injektionsvorrichtung (20) auf Basis der Auswertung.
13. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der folgende zusätzliche Schritt durchgeführt wird:
• Überwachen des einzubringenden Fluidstroms innerhalb einer Injektionsvorrichtung (20).
14. Verfahren nach Anspruch 12 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt des Auswertens die beiden
folgenden Teilschritte aufweist:
• Speichern der Überwachungsergebnisse zu jedem Über- wachungszeitpunkt und
• Vergleich aktueller Überwachungsergebnisse mit Über¬ wachungsergebnissen aus den vergangenen Überwachungszeitpunkten .
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass das Injektionssystem (10) die Merkmale eines der Ansprüche 1 bis 9 aufweist.
PCT/EP2012/059385 2011-05-31 2012-05-21 Injektionssystem für ein ölfördersystem WO2012163714A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11168172.2 2011-05-31
EP11168172A EP2530239A1 (de) 2011-05-31 2011-05-31 Injektionssystem für ein Ölfördersystem

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012163714A1 true WO2012163714A1 (de) 2012-12-06

Family

ID=46208455

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2012/059385 WO2012163714A1 (de) 2011-05-31 2012-05-21 Injektionssystem für ein ölfördersystem

Country Status (2)

Country Link
EP (1) EP2530239A1 (de)
WO (1) WO2012163714A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105370249A (zh) * 2015-12-09 2016-03-02 中国石油天然气股份有限公司 一种数字式分注累积流量自动调节系统和方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2015058417A (ja) * 2013-09-20 2015-03-30 株式会社日立製作所 水処理システム
CN106499372B (zh) * 2016-10-18 2019-09-03 中国石油天然气股份有限公司 集成电磁式流量计智能配注器
CN108222903B (zh) * 2017-10-24 2020-12-22 中国石油化工股份有限公司 分层注水井井下流量计量装置及方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20010040033A1 (en) * 1999-06-18 2001-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same
US6408943B1 (en) * 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
US20030159828A1 (en) * 2002-01-22 2003-08-28 Howard William F. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US20030220750A1 (en) * 2002-05-24 2003-11-27 Jean-Perre Delhomme methods for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using permanent sensors
DE19983231B4 (de) * 1998-05-12 2005-12-01 Lockheed Martin Corporation System und Verfahren zur Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff
US20080041594A1 (en) * 2006-07-07 2008-02-21 Jeanne Boles Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones
US20100147511A1 (en) 2008-12-11 2010-06-17 Schlumberger Technology Corporation Injection well surveillance system

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19983231B4 (de) * 1998-05-12 2005-12-01 Lockheed Martin Corporation System und Verfahren zur Sekundärförderung von Kohlenwasserstoff
US20010040033A1 (en) * 1999-06-18 2001-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Self-regulating lift fluid injection tool and method for use of same
US6408943B1 (en) * 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
US20030159828A1 (en) * 2002-01-22 2003-08-28 Howard William F. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US20030220750A1 (en) * 2002-05-24 2003-11-27 Jean-Perre Delhomme methods for monitoring fluid front movements in hydrocarbon reservoirs using permanent sensors
US20080041594A1 (en) * 2006-07-07 2008-02-21 Jeanne Boles Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones
US20100147511A1 (en) 2008-12-11 2010-06-17 Schlumberger Technology Corporation Injection well surveillance system

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105370249A (zh) * 2015-12-09 2016-03-02 中国石油天然气股份有限公司 一种数字式分注累积流量自动调节系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2530239A1 (de) 2012-12-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE102008045524B4 (de) Verfahren zur autonomen Steuerung eines Chemikalien-Einspritzsystems für Öl- und Gas-Bohrlöcher
DE69735828T2 (de) Verfahren und multifunktionale Vorrichtung zum Verteilen und Zirkulieren von Flüssigkeiten in Futterrohren
DE60019829T2 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Optimierung der Produktion von Gasliftbohrungen
WO2012163714A1 (de) Injektionssystem für ein ölfördersystem
DE3545550A1 (de) Bohrlochkomplettierung
DE3233434A1 (de) Vorrichtung und verfahren zum materialtransport
DE19918775A1 (de) Durchlauf-Mischanlage
EP3253947B1 (de) Verfahren und anordnung zum betrieb einer förderung in einem bohrloch
DE102013018281B4 (de) Volumetrische Dosiereinheit
DE102005029910B4 (de) Verfahren zum Betreiben eines Horizontalfilterbrunnens sowie Brunnenanordnung
EP0994235B1 (de) Durchlauf-Mischanlage für Bohrflüssigkeit
WO2009052791A2 (de) Vorrichtung und verfahren zum aktivieren oder reinigen von brunnen
DE4102398A1 (de) Vorrichtung zum foerdern von rohoel aus einem untertaegigen speicher
DE102017005798B3 (de) Mischanlage und Verfahren zum Herstellen einer Bohrflüssigkeit für eine Erdbohrung sowie Verwendung beim Herstellen einer Bohrflüssigkeit für eine Erdbohrung
DE2355870C2 (de) Wasserdampftrieb-Verfahren zur Erdölgewinnung aus einer einfallenden Erdöl- lagerstätte
DE3541674C2 (de)
DE102012109332A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Herstellen von im Boden eingelassenen Ortbetonstrukturen
DE19532493C2 (de) Verfahren zur fortlaufenden Bestimmung der Tiefe des Blanketspiegels
DE1941882A1 (de) Vorrichtung zur Erzeugung eines pulsierenden Fluessigkeitsstromes
DE2612385C2 (de) Vorrichtung zum Entwässern von Schlamm
DE1944686B2 (de) Vorrichtung zum einbringen eines bohrloches in das erdreich fuer ein fundierungselement und verfahren zum betrieb der vorrichtung
DE2748268A1 (de) Einrichtung zur stabilisierung von erdreich
DE10356805A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Dosierung von Flüssigkeit auf der Grundlage einer Zumesspumpe
AT515947B1 (de) Vorrichtung zur kontinuierlichen Solegewinnung aus Streusalz und Wasser
DE2557873C2 (de) Verfahren und Anordnung zum hydraulischen Fördern von Feststoffen

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12725662

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12725662

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1