NO20101571L - Oljegjenvinning med sekvensiell vannflomming, oljereinjisering og oljerelokkering - Google Patents

Oljegjenvinning med sekvensiell vannflomming, oljereinjisering og oljerelokkering

Info

Publication number
NO20101571L
NO20101571L NO20101571A NO20101571A NO20101571L NO 20101571 L NO20101571 L NO 20101571L NO 20101571 A NO20101571 A NO 20101571A NO 20101571 A NO20101571 A NO 20101571A NO 20101571 L NO20101571 L NO 20101571L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
oil
reservoir
water
recovery
waterflooding
Prior art date
Application number
NO20101571A
Other languages
English (en)
Inventor
Norman R Morrow
Sheena Xina Xie
Nina Loahardjo
Original Assignee
Univ Wyoming
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 Univ Wyoming filed Critical Univ Wyoming
Publication of NO20101571L publication Critical patent/NO20101571L/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Removal Of Floating Material (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Water Treatment By Sorption (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Abstract

Det beskrives en fremgangsmåte for øking av oljegjenvinningen fra reservoarer. Fremgangsmåten innbefatter delvis refylling av soner med poreplass i et reservoar som tidligere har vært vannflømmet for uttrekking av olje, for på den måten å kunne oppnå øket ultimat olje-gjenvinning med revannflømming av de refylte sonene. Refyllingen kan oppnås enten ved å reinjisere olje, eller ved hjelp av endringer i injeksjonsprosessen, så som endring av en oljeproduserende brønn til en vanninjise-ringsbrønn. Denne prosedyren med refylling med olje, etterfulgt av vannflømming, kan gjentas. Det forventes at bruk av foreliggende fremgangsmåte kan øke gjenvinningen fra reservoarer som produserer tørr (vannfri) olje, og fra gamle reservoarer som produserer store vann-olje- forhold.

Description

Den foreliggende oppfinnelsen krever prioritet fra amerikansk patentsøknad (provi-sional) med søknadsnummer 61/046068 vedrørende "Olj egj en vinning med sekvensiell vannflømming og oljereinjisering" av Norman R. Morrow et al., innlevert 7 april 2008, hvilken patentsøknads beskrivelse og lærdom innlemmes her.
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt bedring av oljegjenvinning fra underjor-diske reservoarer, mer særskilt bedret oljegjenvinning etter vannflømming, med delvis refylling av reservoarporerom med olje etterfulgt av gjentatt vannflømming.
Omtrent halvparten av verdens oljegjenvinning skjer ved hjelp av vannflømming (Eng. water flooding). Betydelige oljemengder, typisk mer enn halvparten av den
opprinnelige oljen på stedet, forblir i reservoaret etter en vannflømming, og har derfor svært ofte behov for bedrede oljegjenvinningsprosesser. Når råolje fortrenges fra berget med vann, slik det er vanlig når det gjennomføres oljegjenvinning med vann-flømming, viser laboratorieprøver at det foregår endringer i råolje-/saltløsning-/bergegenskapene. Eksempelvis viser kjernestrømningsstudier (Eng. coreflood) i laboratorium at det oppnås økt oljegjenvinning ved å bruke vannflømming med vann med lavt saltinnhold, sammenlignet med injisering av sjøvann eller produsert vann med høyt saltinnhold (se eksempelvis "Salinity, Temperature, Oil Composition and Oil Recovery By Waterflooding" av G. Q. Tang og N. R. Morrow, SPE Reservoir Engineering 12(4), 269-276 (november 1997); "Influence of Brine Composition And Fines Migration On Crude Oil/Brine/Rock Interactions And Oil Recovery" av G. Q. Tang og N. R. Morrow, J. Pet. Sei. Eng. 24, 99-111 (1999); og "The Role Of Reservoir Condition Corefloods" av K. J. Webb et al., 13th European Symposium On Improved Oil Recovery, Budapest, Ungarn (april 2005)). Den bedrede oljegjenvinningen skyldes komplekse råolje/saltløsning/berg-interaksjoner. Laboratoriekjer-nestrømninger antyder at det kan produseres så mye som 50 % ekstra olje dersom vann med lavt saltinnhold (< 4000 ppm) injiseres i reservoaret, sammenlignet med sjøvann eller produsert vann med høyere saltinnhold. Disse resultatene har vist seg å gjelde i nærmiljøet rundt oljeboringer i et oljefelt: "Low Salinity Oil Recovery-Log-Inject-Log" av K. J. Webb et al., SPE 89379, 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 17.-21. (april 2004). En produserende brønn (dvs. en brønn som produserer olje) ble benyttet i testen for å sikre at alle metningsendringene foregikk under kontrollerte testbetingelser, og at resultatene ikke skulle bli påvirket av tidligere kraftige vanninjiseringer. 10-15 "porevolumer" av sterk saltløsning ble injisert i "det interessante volumet" for oppnåelse av en basisrestoljemetning. Dette ble etterfulgt av sekvenser med mer uttynnet
saltløsning etterfulgt av sterk saltløsning for kalibreringsformål. Det ble kjørt minst tre ytterligere gjennomløp for å sikre at det etablerte seg en stabil metnings verdi etter injiseringen av hver saltløsning. Det ble gjennomført utstrakt vannprøvetaking
for å bekrefte saltinnholdene og øke kvaliteten av de kvantitative metningsresultate-ne. Resultatene stemte overens med tidligere laboratoiretester fra andre felt, og viste
25-50 % reduksjon i restoljemetning når det ble gjennomført vannflømming med saltløsninger med lavt saltinnhold.
Injiseringen av diskrete fluidvolumer i forbindelse med en reservoargjenvinnings-prosess, er kjent. I eksempelvis WAG-prosessen (Water Alternating Gas) kan en ti-endedel av reservoarhydrokarbonvolumet injiseres i løpet av en periode på 1 år, med en endring fra karbondioksidinjisering i 1 måned til vanninjisering i 1 måned, osv.
Etter en primær- og sekundærgjenvinning forblir det fremdeles betydelige oljemengder i reservoarene.
Det er således en hensikt med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for bedring av oljegjenvinningen fra reservoarer.
Nok en hensikt med oppfinnelsen er å redusere restoljemengder som er fanget i olje-reservoarer, slik at den totale oljegjenvinningen bedres.
Andre ikke-begrensende hensikter, fordeler og nye trekk ved oppfinnelsen vil delvis gå frem av den etterfølgende beskrivelse, og vil delvis også forstås av fagfolk ved et studium av beskrivelsen eller i forbindelse med en utøvelse av den. Hensiktene og fordelene med oppfinnelsen kan realiseres og oppnås ved hjelp av de innretninger og kombinasjoner som særlig er fremhevet i patentkravene.
For oppnåelse av de foran nevnte og andre hensikter, og i samsvar med oppfinnelsen som fremlagt og i store trekk beskrevet her, innbefatter fremgangsmåten for bedring av oljegjenvinningen fra et reservoar som har vært vannflømmet, trinnene: refylling av i det minste en del av reservoaret med olje, og vannflømming av den refylte delen av reservoaret, hvorved det dannes en voksende oljebank som beveges foran vannflommen.
Gevinster og fordeler med oppfinnelsen innbefatter, uten at det skal være begrensende, øking av oljegjenvinningen fra reservoarer på alle utviklingstrinn, opptil og innbefattende gamle reservoarer som produserer høye vann-olje-forhold.
Tegningen, som inngår i, og utgjør en del av beskrivelsen, viser utførelser av oppfinnelsen og tjener sammen med beskrivelsen til forklaring av de inventive prinsip-pene. På tegningen viser: Fig. 1 skjematisk en innretning som brukes for kjernerensing, etablering av initiell vannmetning i en kjerne, og for olje- og vannflømming av en kjerne for derved å demonstrere den inventive fremgangsmåten. Fig. 2 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved T<j = 60°C for en første karbonatkjerne, hvor Sw, er den initielle vannmetningen ved romtemperatur, og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de - nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 3 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 60°C for en andre karbonatkjerne, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med olje, og en syklus, som vist med kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 4 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 60°C for en tredje karbonatkjerne, hvor Sw, er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 5 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, Rwf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 60°C for en reservoarsandstenskjerne, hvor SW]er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 6 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, Rwf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 22°C for en andre sandstenskjerne, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i den nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 7 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 22°C for en tredje sandstenskjerne, hvor SWier den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 8 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 60°C for en fjerde sandstenskjerne, hvor SWIer den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 9 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter ved Td = 60°C for en femte sandstenskjerne, hvor Sw, er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje, og en syklus, som vist i de nummererte kurvene, er bestemt som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 10 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av antall sykler ved Td = 60°C for karbonat-og sandstenkjerner, hvor en syklus defineres som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje. Fig. 11 er en graf som viser restoljemetning, Sor (%), som en funksjon av antall sykler ved Td = 60°C for karbonat- og sandstenskjerner, hvor en syklus defineres som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning ved flømming med råolje.
Kort sagt innbefatter foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for bedring av oljegjenvinningen fra reservoarer. "Reservoar", slik uttrykket er brukt her, refererer seg til reservoarer på ulike utviklingstrinn, fra tidlig produksjon og til gamle reservoarer som har vært vannflømmet nær opptil eller til deres økonomiske grense, og derfor produserer høye vann-oljeforhold. Uttrykket reservoar kan innbefatte reservoarer som brukes for underjordisk oljelagring, herunder lagring av strategiske olje-reserver. Som nevnt foran, når råolje skyves ut fra en bergformasjon ved hjelp av vann, slik vanlig praksis er ved oljegjenvinning ved hjelp av vannflømming, viser laboratorietester at det vil foregå endringer i råolje-/vann-/bergegenskapene. Laboratorietester gjennomført av oppfinnerne viser videre at dersom en kjerne refylles med olje, istedenfor å reprodusere den opprinnelige produksjonskurven for olje-gjenvinning versus porevolum som er vanninjisert, vil den oljegjenvinningen som oppnås med vannflømming øke betydelig. Videre, dersom det gjennomføres sykler med olje- og vanninjisering, så vil det skje en sekvensiell øking av oljegjenvinningen. Disse resultater er observert i tester med reservoarkjerner, synlig (Eng. outcrop) sandsten og synlig karbonat for et initielt vannmetningsområde ("Oil Recovery by Cyclic Waterflooding of Mixed-Wet Sandstone and Limestone" av N. Loahardjo et al., the 10th International Symposium on Reservoir Wettability, Abu Dhabim UAE (oktober 2008)). Gjenvinninger som oppnås med vannflømming av slike materialer, med opptil fire flømmingssykluser, er vist i de nedenfor gitte eksempler.
Som brukt her innbefatter uttrykket "vann" vann som inneholder salter og som van-ligvis betegnes som en saltløsning, men uten noen begrensning hva angår saltkon-sentrasjonen (og uttrykket innbefatter rent vann). Bedret oljegjenvinning fra oljere-servoarer kan således også oppnås når injiseringen av vann etterfølges av sekvensiell injisering av olje og vann. Denne bedringen av oljegjenvinningen observeres uten endring av sammensetningen av det injiserte vannet, selv om variasjoner i sammensetningen av injisert vann også vil kunne gi bedret oljegjenvinning.
Som brukt her skal uttrykket "olje" innbefatte produsert olje, produsert olje med modifisert sammensetning, eller produsert eller modifisert produsert olje med tilsetning av additiver som fremmer oljegjenvinningen som følge av bedret mikroskopisk forflytning og vertikal- og områdesveipingseffektivitet. Den injiserte oljekilden er ikke begrenset til produsert olje fra målreservoaret. Uttrykket olje skal også innbefatte olje som finnes i målreservoaret, og som følge av valg av injiseringsmetode medfører at denne reservoaroljen refyller soner, dvs. refyller de porerommene som har vært vannflømmet. For eksempelvis brønner som i hovedsaken produserer vannfri olje, kan en omstilling av en brønn fra oljeproduksjon til vanninjisering medføre en forflytning av en voksende oljebank som beveges gjennom den tidligere vannsveipede sonen foran en vannflom som har motsatt retning. Selvfølgelig kan olje produseres fra reservoaret når oljebanken når en produksjonsbrønn.
Tilsetning av additiver til den reinjiserte oljen, så som solventer, skjellinhibitorer og overflateaktive midler for redusering av den interfasiale spenningen og for å endre fuktemuligheten, her bare nevnt som eksempler, som er beregnet for å bedre brønn-boreytelsen så som injektivitet eller produktivitet, kan også være aktuelt. Tilsetning av additiver til de injiserte vannmengdene for oppnåelse av bedret mikroskopisk forflytting av olje og bedret vertikal- og områdesveipingseffektivitet, og bedret injektivitet og/eller produktivitet, kan også være aktuelt. Eksempelvis, uten at man er begrenset til sådant, kan additiver innbefatte surfaktanter som fremmer gjenvinningen, og polymerer for å bedre sveipeeffektiviteten.
Størrelsen til de injiserte vann- og oljemengdene (volumer) vil være avhengig av reservoaregenskapene, og av egenskapene til den injiserte oljen. Typisk vil størrel-sen til en injisert oljemengde være meget mindre enn reservoarvolumet. Eksempelvis kan oljemengder med et tilstrekkelig volum for dannelse av forplantende olje-banker, kunne bli injisert vekslende med vann over en periode på måneder og opp til flere år.
Olje kan reinjiseres på mange mulige måter. En grunnleggende fremgangsmåte innbefatter imidlertid en sekvensiell refylling eller delvis refylling med olje i reservo-arområder (i det minste en del av reservoaret) som tidligere har vært vannflømmet, for derved å øke oljemettingen, og hvor en voksende oljebank er oppnådd ved hjelp av etterfølgende vannflømming av området. Antallet sykluser kan bestemmes som tilstrekkelig når kostnadene for ekstra sykluser er større enn verdien til den ekstra oljen som gjenvinnes. For brønner som produserer under kapasiteten, kan det være en klar økonomisk fordel å reinjisere produsert olje fra overskytende produksjons-kapasitet, for på den måten å oppnå en høyere ultimat gjenvinning ved hjelp av sekvensiell vannflømming.
Som nevnt foran kan refylling også oppnås ved å forskyve eller relokere olje i reservoaret, slik at derved soner som har vært vannflømmet, blir refylt. Sekvensiell vannflømming kan oppnås eksempelvis ved å reversere vannflømmingsretningen ved å endre vanninjiseringsbrønner til produksjonsbrønner, og endre oljeproduk-sjonsbrønner til vanninjiseringsbrønner. En strømningsreversering kan gjentas, i ut-gangspunktet avhengig av økonomiske og logistiske betraktninger, dvs. at en oljebank forplantes gjennom de vannflømmede områdene, og oljen som forblir bak banken reduseres i volum i forhold til oljen foran banken.
En endring av brønner fra injisering til produksjon og tilbake til oljeinjisering, slik at derved strømningsretningen reverseres, kan også brukes for refylling eller delvis refylling av sveipede oljesoner for på den måten å oppnå en høyere total reservoar-gjenvinning. Svepede soner kan refylles med olje ved hjelp av tyngdekraftdrenering for derved å oppnå en bedre vannflomgjenvinning. Refyllingen av de vannflømmede volumene oppnås uten reinjisering av produsert olje, selv om produsert olje fremdeles fordelaktig kan injiseres.
Etter å ha beskrevet fremgangsmåten mer generelt, skal nå laboratoriegenererte de-taljer angis i de etterfølgende eksemplene.
I eksemplene ble materialene preparert som følger:
A. Råolje:
Råoljen fra et US-felt ble filtrert for å fjerne partikkelmateriale, og ble så utsatt for et undertrykk i to timer ved romtemperatur. Råoljeegenskapene er angitt i tabell 1:
B. Saltløsninger:
Syntetisk sjøvann ble tilveiebrakt med den sammensetningen som er angitt i tabell 2. Slikt syntetisk sjøvann betegnes heretter som sjøvann eller vann. Vannet ble av-gasset under undertrykk i to timer, og hadde en viskositet på ca. 0,6 cP ved 60°C. I tabell 2 er NaN3et biocid som hindrer bakterievekst, og TDS/L er totalt løste fast-stoffer pr. liter.
Tabell 2
C. Kjerner:
Kjerneopprinnelsene samt deres litologier, porøsitet (porevolum) og permeabilitet er angitt i tabell 3. Alle kjernene var sylindriske, med en ytterdiameter på 3,8 cm (1,5 tommer) og en lengde på 7,6 cm (3 tommer). Permeabilitetene ble målt ved hjelp av nitrogengass. Åpne kjerner ble kappet og tørket i en ovn ved 105°C.
Fig. 1 viser rent skjematisk en innretning 10 som brukes for demonstrering av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i en laboratorieskala. Innretningen ble brukt for tes-ting av kjerner skåret ut fra ulike bergtyper, og for etablering av initiell vannmetning, oljefylling og kjerneflømming, Noe som er beskrevet nærmere hos "Brine Composition And Waterflooding Recovery For Selected Crude Oil/Brine/Rock Sys-tems", av G. Q. Tang, Ph.D. Thesis, University of Wyoming, mai 1998.
En reservoar- eller åpen kjerne 12, ble plassert i kjerneholderen 14, og trykksatt til ca. 21 kP/cm<2>(300 psi) i innretningen 10. Kjernen ble først spylt med 2 cm3/min., med 10 porevolumer (PV) toluen for derved å fjerne organiske materialer, ble spylt med 10 PV metanol for å fjerne salter, og ble så spylt med toluen igjen for å fjerne eventuelle nyeksponerte organiske materialer. Dersom effluenten ikke var klar, ble kjernen flømmet med metanol og så igjen med toluen. Den rensede kjernen ble tør-ket med evaporering under romtemperatur. Åpne kjerner ble skåret ut fra utsprengte blokker og ble så ovntørket. Etter tørkingen ble hver kjernes permeabilitet med hen-syn til nitrogen målt.
Hver kjerne ble fullstendig mettet med vann 18, som angitt i tabell 2 foran, og for-ble neddykket i det samme vannet i 14 dager under romtemperatur, for derved å etablere en ionisk likevekt. Kjernen ble så flømmet med 80 cm<3>råolje 20 fra én retning, og med 20 cm3 råolje fra den motsatte retningen ved hjelp av pumpen 22, for derved å etablere en initiell vannmetning. Etter etableringen av den initielle vannmetningen med forskyvning med råolje, ble kjernen tatt ut fra kjerneholderen og ble holdt neddykket i råoljen for eldring i 14 dager ved 75°C i en tett beholder.
En syklus, C, som beskrevet i kurvene i de nedenfor gitte eksemplene, og angitt på abscissen i grafene på fig. 10 og 11, defineres som flømming med vann etterfulgt av en reetablering av den initielle vannmetningen ved hjelp av flømming med råolje. SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur, og som etablert med forskyvning med råolje. Tester for hver kjerne er identifisert i samsvar med fløm-mingssyklussekvensen.
Etter eldringen ble en kjerne plassert i kjerneholderen 14, og vannflømmet med 1 ft/d. All vannflømming ble gjennomført enten ved 60°C eller ved romtemperatur, som indikert. Temperaturen Td = 60°C ble valgt fordi reservoarer ofte finnes med denne temperaturen. I praksis blir injiseringsvannet hevet til reservoartemperaturen som følge av kontakten med reservoaret. Under vannflømmingen ble effluent-olje— og-vann-volum så vel som trykkfallet langs kjernen registrert.
Eksempel 1
Fig. 2 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet (OOIP), RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter, PV, for en første karbonatkjerne (EdGc 1) ved Td = 60°C, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. På fig. 2, kurve Cl, ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur, kjernen ble så igjen eldret og vannflømmet med sjøvann; kurve C2 ble tatt etter kurve Cl, og den initielle vannmetningen ble reetablert ved hjelp av flømming med råolje ved romtemperatur. Deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann, og i kurve C3 ble den samme prosedyren som for kurve C2 gjentatt.
Eksempel 2
Fig. 3 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en andre karbonatkjerne (EdGc 3) ved Td = 60°C, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. På fig. 3, kurve
Cl, ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur, kjernen ble så eldret og vannflømmet med sjøvann; kurve C2 ble tatt etter kurve Cl, og den initielle vannmetningen ble reetablert med flømming med råolje ved romtemperatur. Deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann. I kurve C3 ble samme prosedyre som for kurve C2 gjentatt.
Eksempel 3
Fig. 4 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, Rwf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en tredje karbonatkjerne (EdGc 4) ved Td = 60°C, hvor SWier den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet ved forskyvning med råolje. På fig. 4, kurve Cl, ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur, kjernen ble så eldret og vannflømmet med sjøvann; kurve C2 ble tatt etter kurve Cl, og den initielle vannmetningen ble reetablert med flømming med råolje ved romtemperatur, hvoretter kjernen ble vannflømmet med sjøvann. I kurve C3 ble samme prosedyre som for kurve C2 gjentatt.
Eksempel 4
Fig. 5 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en reservoarsandstenskjerne (LK 2) ved Td = 60°C, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommer forskjøvet med råolje. På fig. 5, kurve Cl, ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur etter rensing av kjernen. Kjernen ble så eldret og vannflømmet med sjøvann. Kurve C2 ble tatt etter kurve Cl, idet den initielle vannmetningen ble reetablert ved romtemperatur med flømming med råolje ved romtemperatur, og kjernen ble deretter vannflømmet med sjøvann. I kurvene C3 og C4 ble samme prosedyre som for kurve C2 gjentatt.
Eksempel 5
Fig. 6 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en andre sandstendskjerne (BS 4) ved Td = 22°C, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. På fig. 6, kurve Cl, ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur. Kjernen ble så
eldret med råolje under en hevet temperatur. Deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann ved romtemperatur for oppnåelse av kurve Cl. Den initielle vannmetningen ble reetablert ved romtemperatur, og deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann ved romtemperatur for oppnåelse av kurve C2. Kurvene C3 og C4 ble oppnådd ved å gjenta den prosedyren som ble benyttet for å få frem kurve C2.
Eksempel 6
Fig. 7 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en tredje sandstenskjerne (BS 5) ved Td = 22°C, hvor Sw, er den initielle vannmetning en ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. For kurve Cl på fig. 7 ble den initielle vannmetningen etablert ved romtemperatur. Kjernen ble så eldret med råolje under hevet temperatur. Deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann ved romtemperatur for oppnåelse av kurve Cl. Den initielle vannmetningen ble reetablert ved romtemperatur, og deretter ble kjernen vannflømmet med sjøvann ved romtemperatur for oppnåelse av kurve C2. Kurvene C3 og C4 ble oppnådd ved å gjenta prosedyren som benyttet for oppnåelse av kurve C2.
Eksempel 7
Fig. 8 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en fjerde sandstenskjerne (BS 6) ved Td = 60°C, hvor Sw, er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. På fig. 8, for oppnåelse av kurve Cl, ble kjernen mettet med sjøvann ved romtemperatur. Den initielle vannmetningen ble etablert med en strøm av råolje ved romtemperatur. Kjernen ble så eldret i råolje og vannflømmet med sjøvann ved en hevet temperatur. Kurve C2 ble tatt etter kurve Cl. Den initielle vannmetningen ble reetablert ved romtemperatur etterfulgt av vannflømming med sjøvann under hevet temperatur. Kurve C3 ble oppnådd ved hjelp av samme prosedyre som for kurve C2.
Eksempel 8
Fig. 9 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, RWf(%OOIP), som en funksjon av injisert vann i porevolumenheter for en fjerde sandstenskjerne (BS 7) ved Td = 60°C, hvor SW1er den initielle vannmetningen ved romtemperatur og fremkommet forskjøvet med råolje. I fig. 9, for oppnåelse av kurve Cl, ble kjernen mettet med sjøvann ved romtemperatur. Den initielle vannmetningen ble etablert med en strøm av råolje ved romtemperatur. Kjernen ble så eldret i råolje, og vannflømmet med sjøvann ved en hevet temperatur. Kurve C2 ble tatt etter kurve Cl. Den initielle vannmetningen ble reetablert ved romtemperatur etterfulgt av vannflømming med sjøvann under en hevet temperatur. Kurvene C3 og C4 ble oppnådd ved hjelp av samme prosedyre som benyttet for kurve C2.
Eksempel 9
Fig. 10 er en graf som viser prosentandel gjenvunnet av den opprinnelige oljen på stedet, Rwf(%OOIP), som en funksjon av antall sykluser ved Td = 60°C for karbonat- og sandstenskjerner, idet en syklus defineres som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning med råoljeflømming. Det kan observeres en konsistent og vesentlig gjenvinningsøking som en funksjon av flømmings-sykluser. Fig. 11 er en graf som viser restoljemetningen, Sor (%), som en funksjon av antall sykluser ved Td = 60°C for karbonat- og sandstenskjerner, hvor en syklus defineres som flømmingen med vann etterfulgt av en reetablering av initiell vannmetning med råoljeflømming. Det kan observeres en sammenlignbar reduksjon av restoljemetningen for både sandsten- så vel som karbonatkjerner, som en funksjon av flømmingssykluser.
Den her gitte beskrivelsen av oppfinnelsen er ment for belysning og forklaring av oppfinnelsen, og beskrivelsen er ikke ment å være uttømmende eller å begrense oppfinnelsen til det som er beskrevet. Det kan således tenkes mange mulige modifikasjoner og varianter. Her beskrevne utførelser er valgt for best å forklare oppfinnelsen og dens realisering, slik at derved andre fagfolk kan utnytte den på best måte i ulike former og med mulige modifikasjoner som måtte passe den enkelte bruk. Rammen for oppfinnelsen anses å være bestemt av patentkravene.

Claims (13)

1. Fremgangsmåte for bedret oljegjenvinning fra et tidligere vannflømmet reservoar, innbefattende trinnene: refylling av i det minste en del av reservoaret med olje, og vannflømming av den refylte delen av reservoaret, hvorved det dannes en voksende oljetank som beveges foran vannflommen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved videre å omfatte trinnet med produsering av olje fra oljebanken.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at oljen som brukes i trinnet for refylling av en del av reservoaret med olje, innbefatter olje oppnådd fra reservoaret.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at ved oljen som forskyves med en tidligere vann-flømming av i det minste en del av reservoaret, brukes for refylling av delen av reservoaret før trinnet med vannflømming av den refylte delen av reservoaret.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at oljen som forskyves med en tidligere vannflømming av i det minste en del av reservoaret, brukes for refylling av i det minste en andre del av reservoaret før trinnet med vannflømming av den refylte andre delen av reservoaret.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at trinnet med vannflømming i en retning motsatt et tidligere trinn med vannflømming, for forflytting av en oljebank i motsatt retning av oljebanken som forflyttes i det nevnte tidligere vannflømmingstrinnet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at trinnet med vannflømming gjennomføres ved hjelp av saltløsning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at den nevnte saltløsningen innbefatter sjøvann.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at saltløsningen innbefatter additiver.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at additivene velges fra surfaktanter og polymerer som kan bedre vannflømmingseffektiviteten, og blandinger av disse.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at trinnet med refylling av i det minste en del av reservoaret med olje, gjennomføres med olje som inneholder additiver.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at additivene velges fra solventer, skjellinhibitorer og overflateaktive midler, og blandinger av disse.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at trinnene gjentas helt til kostnadene for etterfølgende trinn overskrider verdien av den utseparerte oljen.
NO20101571A 2008-04-07 2010-11-05 Oljegjenvinning med sekvensiell vannflomming, oljereinjisering og oljerelokkering NO20101571L (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US4306808P 2008-04-07 2008-04-07
PCT/US2009/039825 WO2009126663A2 (en) 2008-04-07 2009-04-07 Oil recovery by sequential waterflooding with oil reinjection and oil relocation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20101571L true NO20101571L (no) 2010-11-05

Family

ID=41162559

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20101571A NO20101571L (no) 2008-04-07 2010-11-05 Oljegjenvinning med sekvensiell vannflomming, oljereinjisering og oljerelokkering

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8413718B2 (no)
AU (1) AU2009233853B2 (no)
CA (1) CA2718666A1 (no)
GB (1) GB2471441B (no)
NO (1) NO20101571L (no)
WO (1) WO2009126663A2 (no)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2010276423A1 (en) * 2009-07-18 2012-03-01 University Of Wyoming Single-well diagnostics and increased oil recovery by oil injection and sequential waterflooding
US8550164B2 (en) * 2010-07-23 2013-10-08 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process for carbonate reservoirs
BR112013014867B1 (pt) * 2010-12-13 2021-01-19 University Of Wyoming aparelho de contrapressão constante de recirculação, e, método para inundar um núcleo através da recirculação em contrapressão constante de pelo um fluido
CN102518414B (zh) * 2011-12-28 2014-04-02 西南石油大学 缝洞型碳酸盐凝析气藏注水替气实验测试方法
CN102817598B (zh) * 2012-08-30 2014-11-05 中国石油天然气股份有限公司 稠油溶解气驱加密开采物理模拟实验装置和方法
CN102965091B (zh) * 2013-01-10 2014-12-17 西南石油大学 一种用于超低渗透油田的降压增注剂及其制备方法
US11242735B2 (en) 2013-02-08 2022-02-08 Chevron U.S.A. Inc. System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid
US10907455B2 (en) * 2013-02-08 2021-02-02 Chevron U.S.A. Inc. System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid
WO2014130250A2 (en) 2013-02-22 2014-08-28 Conocophillips Company Low ph crossslinking of polymers
CN103954731A (zh) * 2013-08-02 2014-07-30 西南石油大学 一种模拟注水过程中油干层对驱油效率影响的装置
WO2015038912A1 (en) * 2013-09-13 2015-03-19 General Electric Company Treatment of produced water for supercritical dense phase fluid generation and injection into geological formations for the purpose of hydrocarbon production
CN103527182B (zh) * 2013-10-28 2016-04-13 东北石油大学 稠油重力泄水辅助蒸汽驱垂向分异实验装置
CN104675370B (zh) * 2014-12-23 2017-05-03 东北石油大学 一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法
US10066469B2 (en) 2016-02-09 2018-09-04 Frank Thomas Graff Multi-directional enhanced oil recovery (MEOR) method
US10519757B2 (en) 2016-02-09 2019-12-31 Frank Thomas Graff, JR. Multi-directional enhanced oil recovery (MEOR) method
KR101914223B1 (ko) 2017-08-21 2018-11-01 한국해양대학교 산학협력단 석유회수증진용 폴리머 용액의 성능 평가 방법 및 시스템
CN110617042B (zh) * 2019-10-12 2021-09-28 中国石油化工股份有限公司 高耗水层带发育油藏分层注水调控方法
CN113216944B (zh) * 2021-04-27 2022-10-18 中国地质科学院水文地质环境地质研究所 研究深层基岩回灌影响因素的装置及方法
CN114167035B (zh) * 2021-12-14 2024-02-27 西安石油大学 一种驱油效率的测量方法
US12162046B2 (en) 2022-01-07 2024-12-10 Saudi Arabian Oil Company Cleaning system for core samples and method of cleaning core samples
CN114737924B (zh) * 2022-04-20 2023-04-18 中国矿业大学(北京) 一种水平井分段压裂煤体瓦斯抽采模拟装置及使用方法
CN116877055B (zh) * 2023-08-07 2026-04-10 西安石油大学 评价非均质储层均衡动用程度的方法

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3075918A (en) * 1958-12-08 1963-01-29 Pure Oil Co Secondary recovery of petroleum
US3053765A (en) * 1959-05-01 1962-09-11 Jersey Prod Res Co Viscous water waterflooding
US3240272A (en) * 1962-03-16 1966-03-15 Jersey Prod Res Co Recovery of waterflood residual oil
US3254712A (en) * 1962-03-29 1966-06-07 Socony Mobil Oil Co Inc Miscible phase displacement method of recovering oil
US3258071A (en) * 1962-09-19 1966-06-28 Monsanto Co Secondary hydrocarbon recovery process
US3303878A (en) * 1963-08-27 1967-02-14 Mobil Oil Corp Method of improving injectivity of input wells in waterflood process
US3818989A (en) * 1972-12-27 1974-06-25 Texaco Inc Method for preferentially producing petroleum from reservoirs containing oil and water
US3957116A (en) * 1975-05-19 1976-05-18 Cities Service Company Fluid flow control in waterflood
US4008766A (en) * 1976-03-01 1977-02-22 Mobil Oil Corporation Oil recovery by waterflooding employing a biopolymer-surfactant system
US4113013A (en) * 1976-11-04 1978-09-12 Texaco Inc. Asphaltenes as sacrificial agents in oil recovery processes
US4066126A (en) * 1976-12-20 1978-01-03 Mobil Oil Corporation Surfactant waterflooding with hydrocarbon slug
US4510997A (en) * 1981-10-05 1985-04-16 Mobil Oil Corporation Solvent flooding to recover viscous oils
US5846432A (en) 1994-11-28 1998-12-08 Brinkley; Herman E. Method for lifting oil-based liquid
US5725054A (en) * 1995-08-22 1998-03-10 Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process
US5826656A (en) * 1996-05-03 1998-10-27 Atlantic Richfield Company Method for recovering waterflood residual oil
US6305472B2 (en) 1998-11-20 2001-10-23 Texaco Inc. Chemically assisted thermal flood process
US7549472B2 (en) * 2004-03-25 2009-06-23 University Of Wyoming Method for increasing the production of hydrocarbon liquids and gases

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009126663A3 (en) 2009-12-30
US20110036580A1 (en) 2011-02-17
AU2009233853A1 (en) 2009-10-15
GB2471441B (en) 2012-05-16
US8413718B2 (en) 2013-04-09
GB201018691D0 (en) 2010-12-22
GB2471441A (en) 2010-12-29
WO2009126663A2 (en) 2009-10-15
CA2718666A1 (en) 2009-10-15
AU2009233853B2 (en) 2015-01-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20101571L (no) Oljegjenvinning med sekvensiell vannflomming, oljereinjisering og oljerelokkering
US10519362B2 (en) Single-well diagnostics and increased oil recovery by oil injection and sequential waterflooding
CN103582688B (zh) 对碳酸盐岩储层进行采油的方法
Shehata et al. Waterflooding in carbonate reservoirs: Does the salinity matter?
US8550163B2 (en) Oil recovery process for carbonate reservoirs
CN103842469B (zh) 用于可渗透碳酸盐的聚合物增强的表面活性剂驱油
Ayirala et al. A state-of-the-art review to develop injection-water-chemistry requirement guidelines for IOR/EOR projects
CN102762688B (zh) 使用高碱度硬盐水用于提高采收率应用的方法
Hernandez et al. ASP system design for an offshore application in La Salina Field, Lake Maracaibo
Babadagli Selection of proper enhanced oil recovery fluid for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs
Ayirala et al. Injection water chemistry requirement guidelines for IOR/EOR
Ramanathan et al. Water Alternating CO2 Injection Process-Does Modifying the Salinity of Injected Brine Improve Oil Recovery?
Shaddel et al. Core flood studies to evaluate efficiency of oil recovery by low salinity water flooding as a secondary recovery process
Reinholdtsen et al. Why Such a Small Low Salinity EOR–Potential from the Snorre Formation?
Sohrabi et al. Improved oil recovery and injectivity by carbonated water injection
DK179488B1 (en) Process for extracting oil
WO2015138429A1 (en) Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation
US11939522B2 (en) Method for enhancing oil recovery in a subterranean carbonate formation using an injected amphoteric water-soluble polymer
Crecente et al. An experimental study of microbial improved oil recovery by using Rhodococcus sp. 094
Zampieri et al. Water injection, polymer injection and polymer alternating water injection for enhanced oil recovery: a laboratory study
Zekri et al. Possible application of enhanced oil recovery technology in low permeability carbonate reservoir
Omer et al. Effect of Using Polymer Buffer on Efficiency of Crude Oil Recovery by Ionic Liquids
Nagre et al. Efficacy of Synthetic Hydrophobic Associative Tetrapolymers for Improved Recovery of Viscous Oil in Sandpack Model
Wilson UK field benefits from reduced-salinity enhanced-oil-recovery implementation
Hasan et al. CO2 Sequestration/EOR in Bartlesville Sandstone Reservoir Bearing Heavy Oil

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application