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Die
Erfindung betrifft ein Verfahren zur Injektion eines Fluides in
eine Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht mittels einer
geeigneten Leitung, wobei die Leitung in die Gesteins- oder Erdschicht
eingebracht wird, und das Fluid zum Zweck einer erhöhten Förderung
von Erdöl aus der Erdöl-haltigen Gesteins- oder
Erdschicht injiziert wird.
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Erdöl
befindet sich typischerweise in Erdöllagerstätten
nahe und unterhalb der Erdoberfläche. Aus diesen Lagerstätten
wird das Erdöl je nach Tiefe der Lagerstätte im
Tagebau, wie in den kanadischen Ölsandfeldern, meist jedoch
im Tiefbau oder mittels Bohrinseln, die ein Fördern mitten
im Meer ermöglichen, gewonnen. Hauptsächlich wird
Erdöl im Tiefbau gewonnen. Zu diesem Zweck werden mittels Bohrungen
Förderleitungen bis zur Tiefe der Erdöllagerstätte
unter die Erdoberfläche eingebracht. Über diese
Förderleitung wird das Erdöl aus der Erdöllagerstätte
gewonnen.
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Die
Förderung erfolgt dabei im Wesentlichen in drei Phasen.
In größerer Tiefe steht das Erdöl unter dem
Druck der auflastenden Erdschichten und des gegebenenfalls assoziierten
Erdölbegleitgases. In der ersten Phase lässt sich
das Erdöl oft ohne weitere Maßnahmen durch den
Eigendruck in der Lagerstätte fördern. Bei Nachlassen
des Eigendrucks kann das Öl mit technischen Hilfsmitteln
wie Tiefpumpen zutage gefördert werden.
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Der
Eigendruck der Erdöllagerstätte alleine reicht
in der Regel nach einer Förderung von 10% bis 15% der in
der Lagerstätte vorhandenen Menge nicht mehr aus, um das
Erdöl an die Erdoberfläche zu transportieren.
Dieser Phase der primären Erdölförderung
schließt sich daher die Phase der Sekundärförderung
an. In dieser zweiten Phase wird der Lagerstättendruck
durch das Einpressen von Wasser, Dampf oder Gas über, mittels
Bohrungen ins Erdreich eingebrachte, Leitungen erhöht.
Nach dem Stand der Technik wird in dieser Phase in der Regel Wasser nachgepumpt,
wodurch zwischen 30% und 40% des ursprünglich in der Lagerstätte
vorhandenen Öls (Original Oil In Place oder OOIP) an die
Erdoberfläche gefördert werden können.
Das restliche, in der Lagerstätte verbleibende, zunehmend
zähe und dichte Öl erschwert eine weitere konstante
Förderung. Weiteres Öl kann hier nur über
spezielle Verfahren zur tertiären Erdölförderung
aus der Lagerstätte gefördert werden.
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In
dieser Phase der Erdölförderung werden nach dem
Stand der Technik verschiedene Fluide unter Druck mit geeigneten
Leitungen in die Nähe bzw. direkt in die Lagerstätte
eingepresst. Bekannt sind hierbei u. a. Wärmeverfahren
wie das Einpressen von Heißwasser oder Heißdampf
oder das Einpressen von Gasen wie Stickstoff und Kohlenstoffdioxid. Kohlenstoffdioxid
erhöht zum einen den Druck in der Lagerstätte,
löst sich aber zum anderen auch unter geeigneten Bedingungen
im Erdöl. Durch das im Erdöl gelöste
Kohlendioxid wird die Viskosität des Erdöls deutlich
verringert und somit die Förderung verbessert.
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Ein
derartiges Verfahren zur tertiären Erdölförderung
wird in der Patentveröffentlichung
GB 2 379 685 beschrieben. Bei dem
in
GB 2 379 685 beschriebenen
Stand der Technik wird parallel zur Förderleitung des Erdöls
eine zweite Leitung zur Zuführung eines Fluides in die
Erdöllagerstätte eingebracht. Über diese
zweite Leitung wird ein Fluid bestehend aus Wasser, Dampf, Dampfschaum
oder Schaum, Stickstoff und/oder Kohlendioxid in die Erdöllagerstätte
eingepresst. Bevorzugt wird hierbei Wasser oder eine wässrige
Lösung bzw. Schaum verwendet. Die Leitung zur Injektion
des Fluides, besteht nach dem in
GB
2 379 685 offenbarten Stand der Technik aus zwei verschiedenen
Abschnitten. Beide Abschnitte sind durch Stopfen, in der Erdölindustrie üblicherweise ”Packer” genannt,
getrennt und können separat mit dem Fluid beaufschlagt
werden. Über die beiden verschiedenen Abschnitte wird das Fluid
in die verschiedenen Bereiche der Erdöllagerstätte
derart eingepresst, dass die zugeführte Menge des Fluides
zyklisch und asynchron variiert. Das Verfahren wird als besonders
geeignet für Erdöllagerstätten beschrieben,
die in geologischen Formationen vorkommen, welche Brüche
oder Spalte aufweisen. Mit Hilfe des in
GB 2 379 685 beschriebenen Verfahrens
soll der Wasseranteil in dem, über die Förderleitung
geförderten, Wasser-Erdöl-Gemisch unterhalb eines
bestimmten Grenzwertes gehalten werden. Durch die zyklische Beaufschlagung
und die in der Erdöllagerstätte vorhandenen Brüche
und Spalten wird verhindert, dass eine zu große Wassermenge
in die Förderleitung gelangt. Bei geeigneter Variation
der Zuführraten funktionieren die Brüche und Spalten
wie Drainagen, die das Wasser aus den umliegenden Schichten ableiten.
Die Injektion des Fluides in die Erdöllagerstätte
erfolgt dabei einfach über horizontale Löcher
in der Zufuhrleitung, welche über den gesamten Umfang der
Leitung verteilt sind. Das Fluid wird somit sphärisch gleichmäßig
in alle Raumrichtungen verteilt aus der Zufuhrleitung gepresst.
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Nachteilig
an dem bisher am Stand der Technik beschriebenen Verfahren ist jedoch
der hohe Verbrauch an Fluiden. Wird beispielsweise Gas bei einem
Verfahren zur tertiären Erdölförderung
eingesetzt, muss es in den meisten Fällen aufwändig
zur Ölquelle transportiert werden. Ein extremes Beispiel bilden
hier Plattformen zur Ölförderung im Meer. Soll bei
derartigen Erdölfeldern Kohlendioxid zur tertiären Erdölförderung
genützt werden, muss dieses erst per Schiff oder per Pipeline
zur Ölplattform gebracht werden. Bei einer alternativen
Verwendung von Stickstoff zur tertiären Erdölförderung
auf derartigen Plattformen müsste der Stickstoff vor Ort
erzeugt werden, d. h. eine kleine Anlage zur Luftzerlegung installiert
werden.
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Der
vorliegenden Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, eine Verfahren
der Eingangs erwähnten Art derart auszugestalten, dass
der Verbrauch an Fluid minimiert wird.
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Die
vorliegende Aufgabe wird dadurch gelöst, dass das Fluid
diskontinuierlich in die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht
injiziert wird.
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Gemäß der
vorliegenden Erfindung wird das Fluid diskontinuierlich in die Erdöl-haltige
Gesteins- oder Erdschicht injiziert. D. h., erfindungsgemäß wird das
Fluid nicht über die gesamte Dauer des Verfahrens zur tertiären
Erdölförderung injiziert, sondern diskontinuierlich
nur in bestimmten Phasen oder Zyklen in die Erdöl-haltige
Gesteins- oder Erdschicht injiziert.
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Im
Rahmen dieser Anmeldung wird unter einer diskontinuierlichen Injektion
verstanden, dass das Fluid über einen bestimmten vorgegebenen
Zeitraum injiziert wird und sich diesem Zeitraum eine Phase anschließt,
in der kein Fluid injiziert wird, welche wiederum von einer Phase
der Fluidinjektion gefolgt wird. Eine diskontinuierliche Injektion
eines Gases erfolgt somit in mehreren regelmäßigen
oder unregelmäßigen Pulsen bzw. Zeiträumen.
Unter der Injektion oder dem Injizieren eines Fluides wird im Rahmen
dieser Anmeldung das Einpressen oder Einbringen des Fluides in die
Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht verstanden.
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Durch
das erfindungsgemäße diskontinuierliche Injizieren
des Fluides kann auf mehrere Weise Fluid gespart werden.
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Zum
einen wird Fluid gespart, weil sich in der Zeit, in der kein Fluid
injiziert wird, das bereits injizierte Fluid in der Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschicht ausdehnt. Das sich ausdehnende Fluid bildet somit
ein Fluidkissen, welches Öl in Richtung der Förderleitung
treibt, wo es gefördert werden kann. Zum anderen steigt
nach dem Injizieren des Fluides die Fließgeschwindigkeit
des Fluides in der Erdöl-haltigen Gesteins- oder Erdschicht
an. Das Erdöl löst sich vom Gestein oder von der
Erde und wird mit deutlich weniger Druck weiter gefördert.
In Vergleichsversuchen hat sich überraschenderweise gezeigt,
dass bei einer diskontinuierlichen erfindungsgemäßen
Injektion des Fluides das Erdöl deutlich weniger an der
Erdöl-haltigen Gestein- oder Erdschicht haften bleibt,
als bei einer kontinuierlichen Injektion nach einem Verfahren nach
dem Stand der Technik. Durch die Phasen der Nicht-Injektion gemäß dem
erfindungsgemäßen Verfahren kann das Fluid überraschenderweise
auch Öl aus der Erdöl-haltigen Gesteins- oder
Erdschicht herauslösen, welches an Wasserhäutchen
oder Mineralen mit großer Oberfläche in der Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschicht haftet. Dieses Fluidgemisch, welches das
derart herausgelöste Öl enthält, kann
durch die nächste Injektion bewegt werden.
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Bevorzugt
wird das Fluid gerichtet in die Erdöl-haltige Gesteins-
oder Erdschicht injiziert. In dieser bevorzugten Ausgestaltung der
Erfindung kann bei gleich bleibendem Fördereffekt eine
deutlich höhere Einsparung an notwendigem Fluid erreicht
werden. Durch die gerichtete Injektion des Fluides, d. h. gezielte
Injektion des Fluides in Richtung der Förderleitung, wird
die Menge des injizierten Fluides während der Injektionsphase
zusätzlich minimiert. Durch das gerichtete Injizieren erfolgt
der Fluideintrag nicht mehr in den kompletten Raumwinkel, sondern
nur in einen Teilbereich. Dadurch wird die Menge des injizierten
Fluides minimiert. Durch die Kombination der erfindungsgemäßen
diskontinuierlichen Injektion mit einer gerichteten Injektion lässt
sich in dieser Ausgestaltung der Erfindung somit eine Minimierung
der injizierten Fluidmenge erreichen. Durch die erfindungsgemäße
diskontinuierliche Injektion bildet sich ein Fluidkissen, welches
bei gerichtetem Eintrag das Erdöl in Richtung zur Förderleitung
treibt, wo es über Tage gefördert werden kann.
Durch die Fluidinjektion bildet sich ein Fluidkissen. Dies wird
bei der erfindungsgemäßen diskontinuierlichen
Injektion durch folgende Injektionen in Bewegung gesetzt. Bei einer gerichteten
Injektion in dieser Ausgestaltung der Erfindung, kann dieses Fluidkissen
in der Richtung von der Leitung zu einer zweiten Leitung bewegt
werden, wobei die zweite Leitung als Förderleitung dient.
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Bevorzugt
wird das Fluid im gasförmigen Zustand injiziert. Besonders
bevorzugt besteht das Fluid aus Stickstoff, Kohlendioxid und/oder
gasförmigen Kohlenwasserstoffen, besonders bevorzugt Methan. Die
Vorteile des erfindungsgemäßen Verfahrens kommen
besonders bei der diskontinuierlichen Injektion von gasförmigen
Fluiden zum Tragen. Gasförmige Fluide wie Stickstoff oder
Kohlendioxid sind zumeist nicht in der Nähe der Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschichten in ausreichenden Mengen vorhanden. Daher
müssen diese gasförmigen Fluide zumeist über
längere Strecken herantransportiert werden. Eine deutliche
Verringerung der benötigten Fluidmengen, wie sie nach dem
erfindungsgemäßen Verfahren eintritt, verbessert
die Wirtschaftlichkeit eines Verfahrens zur Förderung von
Erdöl aus einer Erdöl-haltigen Gesteins- oder
Erdschicht deutlich. Dabei wird das jeweils verwendete gasförmige
Fluid zweckmäßigerweise nach den Beschaffenheiten
und Gegebenheiten der Erdöl-haltigen Gesteins- oder Erdschicht
ausgewählt. Gasförmige Kohlenwasserstoffe vermischen
sich mit dem Erdöl in der Gesteins- oder Erdschicht, verringern
dadurch die Kapillarkräfte, welche das Erdöl in
der Gesteins- oder Erdschicht festhalten und erleichtern so den
Transport zur Förderleitung. Ein ähnlicher Effekt
tritt bei der Verwendung von gasförmigem Kohlendioxid auf.
Gasförmiges Kohlendioxid vermischt sich mit dem Erdöl
und verringert die Viskosität. So wird bei der Verwendung von
gasförmigem Kohlendioxid ebenfalls ein leichterer Transport
des Erdöls in der Erdöl-haltigen Gesteins- oder
Erdschicht erreicht.
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Der
wirtschaftlich billigere Stickstoff dagegen vermischt sich praktisch
nicht mit dem Erdöl. Bei mehrfacher Injektion von gasförmigem
Stickstoff bildet sich eine Gasfront, in die die im Erdöl
enthaltenen leichten Kohlenwasserstoffe aus der Erdöl-haltigen Gesteins-
oder Erdschicht hinein diffundieren. Dadurch erhöht sich
die Viskosität des verbleibenden Restöls, das
folglich schwerer aus der Gesteins- oder Erdschicht herausgelöst
wird. Dieser Nachteil lässt sich dadurch beheben, dass
auf die Injektionsphase eine Ruhephase folgt, in der die verbliebenen Ölpartikel
Zeit haben, sich mit dem Lagerwasser zu vermischen. Dieses Gemisch
kann dann bei der nächsten Injektionsphase zur Förderleitung
getrieben werden. Vorteilhaft für Stickstoff ist auch,
dass er auf Metalle und die Gesteins- oder Erdschicht nicht aggressiv wirkt und
wegen der geringeren Dichte im Vergleich zu Kohlendioxid besonders
für weniger durchlässige Gesteins- oder Erdschichten
geeignet ist. Stickstoff wird dabei bevorzugt mit überstatischem
Druck injiziert. Stickstoff tritt in die Lagerstätte ein
und verbreitet sich in der vorgesehenen Injektionsrichtung, solange
der Gasdruck bestehen bleibt. Dabei kann das im Porengefüge
befindliche Restöl desorbiert und zusammen mit dem Gas
durch das Porengefüge bewegt werden. Wird die Injektion
unterbrochen kann sich in der Phase der Nichtinjektion sich das
Stickstoffgas auch seitlich ausdehnen und damit in Porenräume
eindringen, in denen Öl noch an Wasserhäutchen
oder an Mineralen mit großer innerer Oberfläche
haftet oder Öltröpfchen in Kleinporen vorhanden sind.
Das so gebildete Öl-Wasser-Gemisch kann durch die nächste
Injektion in Richtung der Förderleitung bewegt werden.
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Je
nach Beschaffenheit der Erdöl-haltigen Gesteins- oder Erdschicht
kann eine Kombination von einem oder mehreren der genannten gasförmigen
Fluid zweckmäßig sein. Besonders vorteilhaft ist hierbei
die Kombination von gasförmigem Kohlendioxid und gasförmigem
Stickstoff. Durch die Kombination der beiden Fluide können
auch die oben genannten Vorteile beider Fluide kombiniert werden.
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In
einer anderen Ausgestaltung der Erfindung werden gasförmige
Fluide wie Kohlendioxid und flüssige Fluide wie Wasser
kombiniert. In dieser Ausgestaltung der Erfindung werden Kohlendioxid und
Wasser wechselseitig injiziert, das heißt auf die Injektion
von Kohlendioxid, folgt eine Phase ohne Fluidinjektion, auf welche
wiederum die Injektion von Wasser folgt. Dabei verursacht das injizierte
Gas eine bessere Fließfähigkeit des Öls
und das anschließend injizierte Wasser die Bildung von Ölbänken
in den Grenzen der Gasströme, die sich mehr oder weniger
mit geraden Begrenzungslinien bewegen.
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Vorteilhafterweise
wird das Fluid in Pulsen injiziert. In dieser Ausgestaltung der
Erfindung wird das Fluid zweckmäßigerweise in
regelmäßigen Pulsen vorgegebener Länge
injiziert. Unter einem Puls wird dabei die Zeitspanne verstanden,
von dem Beginn bis zum Stopp der Injektion des Fluides. Dabei werden
zweckmäßigerweise mehrere Pulse vorgegebener Länge
nacheinander injiziert. Als ebenso vorteilhaft hat sich die Injektion
verschiedener Fluide bei aufeinander folgenden Pulsen erwiesen.
Durch die Injektion verschiedener Fluide in aufeinander folgenden
Pulsen können vorteilhafterweise die verschiedenen Wirkmechanismen
und Vorteile der jeweiligen Fluide einfach miteinander kombiniert
werden. So kann beispielsweise in einem ersten Puls gasförmiges
Kohlendioxid injiziert und somit die Viskosität des Öls
in der Erdöl-haltigen Gesteins- oder Erdschicht herabgesetzt
werden. Durch die Injektion von gasförmigem Stickstoff
im darauf folgenden Puls kann das Erdöl mit nunmehr geringerer
Viskosität in Richtung der Förderleitung getrieben
werden.
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Vorteilhafterweise
ist der zeitliche Abstand zwischen zwei Injektionspulsen nicht kürzer
als die Pulslänge, und beträgt bevorzugt das Einfache
bis Zehnfache der Pulslänge. Durch die gepulste Injektion
wird erreicht, dass sich das Fluidkissen durch Erhöhung
des Drucks während des Injektionsvorgangs verkleinert und
anschließend wieder vergrößert. Dieser
Effekt wird mit kürzer werdenden Impulslängen kleiner.
Messungen haben gezeigt, dass bei zu kurzen Pulsmengen sogar ein
negativer Effekt eintreten kann. In diesen Fällen tritt
das injizierte Fluid im Wesentlichen wieder durch die Leitung aus,
durch die das Fluid injiziert wurde, ohne dass Öl in der
Erdöl-haltigen Gesteins- oder Erdschicht in Richtung der Förderleitung
vorangetrieben zu haben. Daher muss auf eine hinreichende Pulsdauer
geachtet werden.
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Der
zeitliche Abstand zwischen zwei Injektionspulsen, d. h. die Zeit
in der kein Fluid injiziert wird, muss ebenfalls hinreichend lang
sein. Vorteilhafterweise ist daher der zeitliche Abstand zwischen
zwei Injektionspulsen nicht kürzer als die Pulslänge.
Messungen haben gezeigt, dass mitunter bei kürzeren Zeiten
ein negativer Effekt eintritt, d. h. das Fluid wird durch den Puls
nicht in Richtung zur Förderleitung gedrückt.
Längere Zeiten sind dagegen möglich. Für einen
wirtschaftlich sinnvollen Betrieb wird bevorzugt ein zeitlicher
Abstand zwischen zwei Injektionspulsen verwendet, der das Einfache
bis Zehnfache der Pulslänge beträgt.
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Besonders
bevorzugt wird als minimale Pulslänge die Zeit gewählt,
die das Gas benötigt, um die halbe Strecke zwischen der
Leitung, durch die das Fluid injiziert wird, und der Förderleitung
zurückzulegen. So wird in dieser Ausgestaltung der Erfindung sichergestellt,
dass das Erdöl in Richtung der Förderleitung durch
das injizierte Fluid vorangetrieben wird. Wenn keine Messungen zur
Fluidgeschwindigkeit in der jeweiligen Erdöl-haltigen Gesteins-
oder Erdschicht vorliegen, wird eine Geschwindigkeit im Bereich
von 0,5 m/min. bis 5 m/min. angenommen. Die Geschwindigkeit hängt
dabei von der Porosität der jeweiligen Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschicht ab. Bei Erdöl-haltigen Gesteins-
oder Erdschichten mit hoher Porosität kann eine hohe Fluidgeschwindigkeit angenommen
werden.
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In
einer Ausgestaltung der Erfindung wird das Fluid aus mehr als einer
Leitung gerichtet injiziert, wobei Pulslänge, Pulsabstand
und/oder Start der Injektion bei mindestens einer Leitung verschieden
von Pulslänge, Pulsabstand und/oder Start der Injektion
von mindestens einer anderen Leitung ist/sind. Werden mehr als eine
Leitung zur gerichteten und gepulsten Injektion von Fluidströmen
in Richtung einer Förderleitung verwendet, ist es zweckmäßig,
beide Fluidströme zeitlich versetzt zu injizieren. Sinnvollerweise
wird dabei gewartet, dass der zuerst injizierte Fluidstrom auch
tatsächlich in die Reichweite des zweiten Fluidstroms gekommen
ist. Dadurch wird ein Verschieben des ersten Fluidstroms in Richtung
der Förderleitung möglich. Bei zu früher
oder zu später Injektion des zweiten Fluidstromes wird
der kombinierte Fluidstrom an der Förderleitung vorbeigeleitet.
Pulslänge, Pulsabstand und/oder Zeitpunkt der Injektionen
müssen dabei so gewählt werden, dass das gesamte
Fluid in Richtung der Förderleitung injiziert wird.
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In
einer anderen Ausgestaltung der Erfindung, bei der das Fluid aus
zwei Leitungen injiziert wird, die beide gleich weit von der Förderleitung
entfernt sind, ist es zweckmäßig die Pulse gleichzeitig und
mit gleicher Pulslänge aber verschiedener Injektionsrichtung
zu starten.
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Zweckmäßigerweise
werden die Mengen an injizierten Fluiden aus mindestens zwei Leitungen derart
eingestellt, dass das injizierte Fluid aus einer ersten Leitung
durch die Menge des injizierten Fluides aus mindestens einer zweiten
Leitung die Richtung der Förderleitung abgelenkt wird.
Die Menge an injiziertem Fluid aus der zweiten Leitung wird dabei so
eingestellt, dass sie das injizierte Fluid aus der ersten Leitung
in Richtung der Förderleitung umlenken kann. Die Menge
des in der zweiten Leitung injizierten Fluides ist zweckmäßigerweise ähnlich
der Größenordnung der Menge des injizierten Fluides aus
der ersten Leitung. Bevorzugt liegt das Verhältnis der
Mengen der injizierten Fluide zwischen 10:1 und 1:1. Ebenfalls wird
zweckmäßigerweise die Richtung der induzierten
Fluide aus mindestens zwei Leitungen derart eingestellt, dass der
kombinierte Fluidstrom aus den Leitungen in Richtung der Förderleitung
gerichtet ist.
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Die
vorliegende Erfindung weist eine Reihe von Vorteilen gegenüber
dem Stand der Technik auf. Insbesondere kann die Menge induzierten
Fluides für eine gleiche Förderleistung gegenüber
dem Stand der Technik deutlich reduziert werden. Es wird Fluid gespart,
da sich das bereits induzierte Fluid während der Phase,
in der kein Fluid induziert wird, in der Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschicht ausbreitet. Ferner erhöht sich
phasenweise die Geschwindigkeit des induzierten Fluides in der Erdöl-haltigen
Gesteins- oder Erdschicht, wodurch das Erdöl deutlich besser
aus der Gesteins- oder Erdschicht herausgelöst wird als
bei einem kontinuierlich mit gleicher Geschwindigkeit fließenden
Fluidstrom.
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Im
Folgenden soll die Erfindung anhand der in den Figuren dargestellten
Ausführungsbeispiele näher erläutert
werden. Es zeigen
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1:
ein Ausführungsbeispiel der Erfindung zur Injektion eines
Fluides aus zwei Leitungen, die ungefähr gleich weit von
der Förderleitung entfernt sind.
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2:
Ein Ausführungsbeispiel der Erfindung zur Injektion eines
Fluides aus zwei Leitungen, die unterschiedlich weit von der Förderleitung
entfernt sind.
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1 zeigt
ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen
Verfahrens, wobei das Fluid über die beiden Leitungen 1 und 2 in
die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert wird.
Beide Leitungen 1 und 2 sind ungefähr
gleich weit von der Förderleitung 3 entfernt.
Aus der Leitung 1 wird der Gasstrom G1 gepulst in die Erdöl-haltige
Gesteins- oder Erdschicht injiziert. Aus der Leitung 2 wird
der Gasstrom G2 ebenfalls gepulst in die Erdöl-haltige
Gesteins- oder Erdschicht induziert. Dabei werden Pulslängen von
ca. 20 min. verwendet. Der zeitliche Abstand zwischen zwei Pulsen
einer Injektionsleitung beträgt ca. 1 Std. Die injizierten
Gasmengen G1 und G2 sind dabei jeweils in der gleichen Größenordnung.
Durch die Überlagerung der gerichteten und gepulsten Gasströme
G1 und G2 bildet sich ein resultierender Gasstrom G3, der sich in
Richtung der Förderleitung 3 bewegt. Somit wird
durch die gerichteten und gepulsten Gasströme das Erdöl
in Richtung der Förderleitung 3 getrieben. In
dieser Ausgestaltung der Erfindung werden abwechselnd Stickstoff
und Kohlendioxid injiziert, so dass die unterschiedlichen Eigenschaften
beider Gase für die Erdölförderung genutzt werden
können.
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2 zeigt
ein Ausführungsbeispiel der Erfindung, wobei das Fluid über
zwei Leitungen 1 und 2 in die Erdöl-haltige
Gesteins- oder Erdschicht injiziert wird. In diesem Ausführungsbeispiel
der Erfindung sind die beiden Leitungen 1 und 2 unterschiedlich weit
von der Förderleitung 3 beabstandet. In diesem Ausführungsbeispiel
der Erfindung beginnt die gepulste Injektion des Fluides aus Leitung 1 vor
der gepulsten Injektion des Fluides aus Leitung 2. Das heißt,
die beiden Pulse aus Leitung 1 und Leitung 2 sind
zeitlich versetzt. Der zeitliche Abstand zwischen einem Injektionspuls
in Leitung 1 und einem Injektionspuls in Leitung 2 entspricht
dabei der Zeit, die das aus Leitung 1 induzierte Fluid
benötigt, um in dem Injektionsbereich des Fluides aus Leitung 2 zu
gelangen. In diesem Ausführungsbeispiel der Erfindung wird
das Fluid über die Leitung 1 mit einer Pulslänge von
drei Stunden injiziert. Nach einer Verzögerung von ca.
einer Stunde wird das Fluid aus Leitung 2 mit einer Pulslänge
von drei Stunden injiziert. Anschließend werden aus beiden
Leitungen Pulse mit einer Pulslänge von einer Stunde injiziert.
Hier werden kürzere Pulslängen verwendet, da ab
dem 2. Puls das Fluidkissen im Gestein nur noch in Bewegung gebracht
bzw. in Bewegung gehalten werden muss.
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Abhängig
von der Charakteristik der jeweiligen erdölhaltigen Gesteins-
oder Erdschicht ist auch eine Pulslänge von einer Stunde
für die Injektion aus Leitung 1 und eine Pulslänge
von 2 Stunden für die Injektion aus Leitung 2 möglich.
Wenn die erdölhaltige Gesteins- oder Erdschicht in der
unmittelbaren Umgebung von Leitung 1 sehr porös
ist, kann sich dort sehr schnell ein Fluidkissen aufbauen. Ist die erdölhaltige
Gesteins- oder Erdschicht in der Umgebung von Leitung 2 weniger
porös, werden hier längere Pulslängen
verwendet, da hier der Aufbau eines Fluidkissen auch länger
dauert.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- - GB 2379685 [0006, 0006, 0006, 0006]