EP2180139A2 - Verfahren zur Erdölförderung - Google Patents

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Publication number
EP2180139A2
EP2180139A2 EP09013223A EP09013223A EP2180139A2 EP 2180139 A2 EP2180139 A2 EP 2180139A2 EP 09013223 A EP09013223 A EP 09013223A EP 09013223 A EP09013223 A EP 09013223A EP 2180139 A2 EP2180139 A2 EP 2180139A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
fluid
injected
petroleum
line
injection
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Withdrawn
Application number
EP09013223A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP2180139A3 (de
Inventor
Michael Dr. Heisel
Werner Prof. Dr. Ernst
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde GmbH
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
Priority claimed from DE102009038445A external-priority patent/DE102009038445A1/de
Application filed by Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
Publication of EP2180139A2 publication Critical patent/EP2180139A2/de
Publication of EP2180139A3 publication Critical patent/EP2180139A3/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E21B43/168—Injecting a gaseous medium

Definitions

  • the invention relates to a method for injecting a fluid into a petroleum-containing rock or soil layer by means of a suitable conduit, wherein the conduit is introduced into the rock or earth layer, and the fluid for the purpose of increased production of petroleum from the petroleum-containing Rock or soil layer is injected.
  • Petroleum is typically found in oil deposits near and below the surface of the earth. From these deposits, the oil is depending on the depth of the deposit in the open pit, as in the Canadian oil sands fields, but usually in civil engineering or by means of oil rigs, which allow a pumping in the middle of the sea won. Mainly oil is extracted in civil engineering. For this purpose, delivery lines are introduced to the depth of the oil reservoir under the surface of the earth by means of boreholes. About this conveyor line, the oil is extracted from the oil reservoir.
  • the funding is essentially carried out in three phases.
  • the oil is under the pressure of the burdensome earth layers and the associated associated gas.
  • oil can often be pumped by the autogenous pressure in the reservoir without further action.
  • the oil can be pumped up with technical aids such as deep pumps.
  • the autogenous pressure of the oil reservoir alone is generally insufficient after 10% to 15% of the amount in the deposit to transport the oil to the surface of the earth.
  • This phase of primary oil production therefore follows the phase of secondary production.
  • the reservoir pressure is increased by the injection of water, steam or gas through, introduced into the soil by means of holes, lines.
  • water is usually pumped in at this stage, whereby between 30% and 40% of the oil originally present in the deposit (original oil in place or OOIP) can be conveyed to the earth's surface.
  • the remainder remaining increasingly dense and dense oil in the deposit hinders further constant promotion. Further oil can only be extracted from the deposit via special processes for tertiary mineral oil extraction.
  • Patent Publication GB 2 379 ⁇ 685 Such a tertiary petroleum production process is described in Patent Publication GB 2 379 ⁇ 685.
  • a second conduit for supplying a fluid is introduced into the crude oil deposit parallel to the delivery line of the petroleum.
  • a fluid consisting of water, steam, foam or foam, nitrogen and / or carbon dioxide is pressed into the oil reservoir.
  • water or an aqueous solution or foam is preferably used.
  • the line for the injection of the fluid consists after the in GB 2 379 685
  • the prior art disclosed two different sections. Both sections are separated by plugs, commonly called “packers" in the petroleum industry, and can be separately charged with the fluid.
  • the fluid is injected into the different regions of the oil reservoir via the two different sections in such a way that the supplied quantity of the fluid varies cyclically and asynchronously.
  • the process is described as being particularly suitable for petroleum deposits that occur in geological formations that have fractures or gaps.
  • the proportion of water in the conveyed via the delivery line, water-petroleum mixture should be kept below a certain limit.
  • the cyclical loading and the fractures and gaps present in the oil reservoir prevent an excessively large amount of water from entering the delivery line.
  • the fractures and cracks work like drains, which drain the water from the surrounding layers.
  • the injection of the fluid into the oil reservoir is done simply through horizontal holes in the supply line, which over the entire Scope of the line are distributed. The fluid is thus pressed spherically evenly distributed in all spatial directions from the supply line.
  • gas is used in a process for tertiary mineral oil production, it usually has to be transported to the source of oil in a complex manner.
  • An extreme example here are platforms for oil production in the sea. If carbon dioxide is to be used for tertiary mineral oil production in such oil fields, it must be brought to the oil platform first by ship or by pipeline.
  • nitrogen would have to be generated on site, i. a small air separation unit will be installed.
  • the present invention is therefore based on the object, a method of the type mentioned input in such a way that the consumption of fluid is minimized.
  • the present object is achieved in that the fluid is injected discontinuously into the petroleum-containing rock or earth layer.
  • the fluid is discontinuously injected into the petroleum-containing rock or soil layer. That is, according to the invention, the fluid is not injected over the entire duration of the tertiary petroleum production process, but is injected intermittently into the petroleum-containing rock or earth layer only in certain phases or cycles.
  • a discontinuous injection is understood to mean that the fluid is injected over a certain predetermined period of time and this period is followed by a phase in which no fluid is injected, which in turn is followed by a phase of fluid injection.
  • a discontinuous injection of a gas thus takes place in several regular or irregular pulses or periods. That is, in a discontinuous injection of the fluid according to the invention, no fluid is injected over a certain and predetermined period of time. This period, in which no fluid is injected, may vary in duration, but always significantly more than a few seconds.
  • the injection or injection of a fluid is understood as meaning the injection or introduction of the fluid into the petroleum-containing rock or earth layer.
  • fluid can be saved in a number of ways.
  • fluid is saved because in the time when no fluid is injected, the already injected fluid in the petroleum-containing rock or earth layer expands.
  • the expanding fluid thus forms a fluid cushion which drives oil in the direction of the delivery line where it can be conveyed.
  • the flow rate of the fluid in the petroleum-containing rock or earth layer increases.
  • the oil dissolves from the rock or from the earth and is further promoted with significantly less pressure.
  • the fluid can surprisingly also liberate oil from the petroleum-containing rock or soil layer which adheres to water cuticles or high surface area minerals in the petroleum-containing rock or earth layer.
  • This fluid mixture which contains the oil dissolved out in this way, can be moved by the next injection and thus reaches a second line, which serves as a delivery line.
  • the fluid is directionally injected into the petroleum containing rock or soil layer.
  • a significantly higher saving of necessary fluid can be achieved with the same conveying effect.
  • the directed injection of the fluid ie targeted injection of the fluid in the direction of the delivery line, the amount of injected fluid is additionally minimized during the injection phase.
  • directed injection the fluid entry is no longer in the entire solid angle, but only in a partial area. This minimizes the amount of injected fluid.
  • a fluid cushion is formed, which, when directed, drives the crude oil in the direction of the delivery line, where it can be conveyed for days.
  • the fluid injection forms a fluid cushion.
  • this is set in motion by the following injections.
  • this fluid pad can be moved in the direction from the conduit to a second conduit, the second conduit serving as a delivery conduit.
  • the fluid is injected in the gaseous state.
  • the fluid consists of nitrogen, carbon dioxide and / or gaseous hydrocarbons, more preferably methane.
  • gaseous fluids such as nitrogen or carbon dioxide are usually not present in the vicinity of the petroleum-containing rock or earth layers in sufficient quantities. Therefore, these gaseous fluids usually have to be transported over longer distances.
  • the gaseous fluid used in each case is expediently selected according to the properties and conditions of the petroleum-containing rock or earth layer.
  • Gaseous hydrocarbons mix with the petroleum in the rock or soil layer, thereby reducing the capillary forces that hold the petroleum in the rock or earth layer and thus facilitate transport to the delivery line.
  • a similar effect occurs with the use of gaseous carbon dioxide.
  • Gaseous carbon dioxide mixes with the petroleum and reduces the viscosity.
  • gaseous carbon dioxide also easier transport of petroleum is achieved in the petroleum-containing rock or soil layer.
  • Nitrogen is preferably injected with superatmospheric pressure. Nitrogen enters the reservoir and spreads in the intended injection direction as long as the gas pressure remains. In this case, the remaining oil in the pore structure can be desorbed and moved together with the gas through the pore structure. If the injection is interrupted during the non-injection phase, the nitrogen gas can also expand laterally and thus penetrate into pore spaces in which oil still adheres to water cuticles or to minerals with a large internal surface or oil droplets are present in small pores. The thus formed oil-water mixture can be moved by the next injection in the direction of the delivery line.
  • gaseous fluid may be appropriate.
  • gaseous carbon dioxide is particularly advantageous in this case.
  • gaseous nitrogen is particularly advantageous in this case.
  • gaseous fluids such as carbon dioxide and liquid fluids such as water are combined.
  • carbon dioxide and water are mutually injected, that is, on the injection of carbon dioxide, followed by a phase without fluid injection, which in turn is followed by the injection of water.
  • the injected gas causes a better flowability of the oil and the subsequently injected water causes the formation of oil banks in the boundaries of the gas streams, which move more or less with straight boundary lines.
  • the fluid is injected in pulses.
  • the fluid is expediently injected in regular pulses of predetermined length.
  • a pulse is understood to be the time span from which Start until the stop of the injection of the fluid.
  • a plurality of pulses of predetermined length are expediently injected successively. There is no fluid injection between the pulses. The speed or the pressure of the fluid during a pulse are approximately constant. It has also proved to be advantageous to inject different fluids in successive pulses. By injecting different fluids in successive pulses, the various mechanisms of action and advantages of the respective fluids can advantageously be easily combined with one another.
  • gaseous carbon dioxide can be injected in a first pulse and thus the viscosity of the oil in the petroleum-containing rock or earth layer can be reduced.
  • gaseous nitrogen in the following pulse, the petroleum can be driven with now lower viscosity in the direction of the delivery line.
  • the time interval between two injection pulses is not shorter than the pulse length, and is preferably the simple to ten times the pulse length.
  • the pulsed injection ensures that the fluid cushion is reduced by increasing the pressure during the injection process and then increased again. This effect becomes smaller with shorter pulse lengths. Measurements have shown that too short pulse rates can even have a negative effect. In these cases, the injected fluid substantially exits through the conduit through which the fluid has been injected without propelling oil in the petroleum-rich rock or soil layer toward the production conduit. Therefore, care must be taken to ensure a sufficient pulse duration.
  • the time interval between two injection pulses i. the time in which no fluid is injected, must also be sufficiently long.
  • the time interval between two injection pulses is not shorter than the pulse length. Measurements have shown that sometimes at shorter times a negative effect occurs, i. the fluid is not pressed by the pulse in the direction of the delivery line. Longer times are possible.
  • a time interval between two injection pulses is preferably used, which is the simple to ten times the pulse length.
  • the minimum pulse length is the time required for the gas to travel halfway between the line through which the fluid is injected. and the support line.
  • the minimum pulse length is the time required for the gas to travel halfway between the line through which the fluid is injected. and the support line.
  • the fluid is injected as a directed pressure surge.
  • the fluid is injected as a short-term surge directed into the petroleum-containing rock or soil layer. This process is repeated several times, with no fluid being injected between the pressure surges.
  • the fluid is injected from more than one line directed, wherein pulse length, pulse interval and / or start of the injection at least one line is different from pulse length, pulse spacing and / or start the injection of at least one other line / are.
  • more than one line is used for directional and pulsed injection of fluid streams in the direction of a delivery line, it is expedient to inject both fluid streams at a time offset. It is expedient to wait until the fluid flow which has been injected first has actually come into the range of the second fluid flow. As a result, a displacement of the first fluid flow in the direction of the delivery line is possible. Too early or too late injection of the second fluid stream, the combined fluid stream is conducted past the delivery line. Pulse length, pulse interval and / or time of injections must be chosen so that the entire fluid is injected in the direction of the delivery line.
  • the amounts of injected fluids from at least two lines are adjusted so that the injected fluid from a first conduit through the Amount of injected fluid from at least one second line, the direction of the delivery line is deflected.
  • the amount of injected fluid from the second conduit is thereby adjusted so that it can deflect the injected fluid from the first conduit in the direction of the delivery line.
  • the amount of fluid injected in the second conduit is suitably similar to the magnitude of the amount of injected fluid from the first conduit.
  • the ratio of the amounts of injected fluids is between 10: 1 and 1: 1.
  • the direction of the induced fluids is expediently set from at least two lines such that the combined fluid flow is directed out of the lines in the direction of the delivery line.
  • the present invention has a number of advantages over the prior art.
  • the amount of induced fluid can be significantly reduced for an equal delivery rate over the prior art. Fluid is saved since the already-induced fluid propagates in the petroleum-containing rock or soil layer during the phase in which no fluid is induced.
  • the velocity of the induced fluid in the petroleum-containing rock or earth layer increases in phases, whereby the petroleum is much better dissolved out of the rock or earth layer than in a continuously flowing at the same speed fluid flow.
  • FIG. 1 shows an embodiment of the method according to the invention, wherein the fluid is injected via the two lines 1 and 2 in the petroleum-containing rock or soil layer. Both lines 1 and 2 are approximately equal to the delivery line. 3 away.
  • the gas stream G1 is pulsed injected into the petroleum-containing rock or soil layer.
  • the gas stream G2 is also pulsed induced in the petroleum-containing rock or earth layer. Here are pulse lengths of about 20 min. used.
  • the time interval between two pulses of an injection line is about 1 hour.
  • the injected gas quantities G1 and G2 are each of the same order of magnitude. Due to the superimposition of the directed and pulsed gas flows G1 and G2, a resulting gas flow G3, which moves in the direction of the delivery line 3, is formed.
  • the oil is driven in the direction of the delivery line 3 by the directional and pulsed gas streams.
  • nitrogen and carbon dioxide are alternately injected, so that the different properties of both gases can be used for crude oil production.
  • FIG. 2 shows an embodiment of the invention, wherein the fluid is injected via two lines 1 and 2 in the petroleum-containing rock or earth layer.
  • the two lines 1 and 2 spaced at different distances from the feed line 3.
  • the pulsed injection of the fluid from line 1 begins before the pulsed injection of the fluid from line 2. That is, the two pulses from line 1 and line 2 are staggered in time.
  • the time interval between an injection pulse in line 1 and an injection pulse in line 2 corresponds to the time required for the fluid induced from line 1 to reach line 2 in the injection area of the fluid.
  • the fluid is injected via line 1 with a pulse length of three hours.
  • the fluid from line 2 is injected with a pulse length of three hours. Subsequently, pulses are injected from both lines with a pulse length of one hour.
  • shorter pulse lengths are used, since from the second pulse the fluid cushion in the rock only has to be brought into motion or kept in motion.
  • a pulse duration of one hour for injection from line 1 and a pulse duration of 2 hours for injection from line 2 is also possible. If the petroleum-bearing rock or earth layer in the immediate vicinity of line 1 is very porous, a fluid cushion can build up there very quickly. Is the petroleum-containing rock or earth layer in the vicinity of line 2 less porous, longer pulse lengths are used here, since the construction of a fluid cushion also takes longer.

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Abstract

Die Erfindung beschreibt 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. Das Fluid wird über die beiden Leitungen 1 und 2 in die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert. 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.

Description

  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • Der vorliegenden Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, eine Verfahren der Eingangs erwähnten Art derart auszugestalten, dass der Verbrauch an Fluid minimiert wird.
  • Die vorliegende Aufgabe wird dadurch gelöst, dass das Fluid diskontinuierlich in die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert wird.
  • 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.
  • 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. D.h. bei einer diskontinuierlichen Injektion des Fluides im Sinne der Erfindung wird über einen bestimmten und vorgegebenen Zeitraum keinerlei Fluid injiziert. Dieser Zeitraum, in dem keinerlei Fluid injiziert wird, kann in seiner Dauer variieren, beträgt aber immer deutlich mehr als einige Sekunden.
  • 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.
  • Durch das erfindungsgemäße diskontinuierliche Injizieren des Fluides kann auf mehrere Weise Fluid gespart werden.
  • 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 und gelangt so zu einer zweiten Leitung, die als Förderleitung dient.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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. Zwischen den Pulsen erfolgt keine Fluidinjektion. Die Geschwindigkeit bzw. der Druck des Fluides während eines Pulses sind dabei annähernd konstant. 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 Erdölhaltigen 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • In einer Ausgestaltung der Erfindung wird das Fluid als gerichteter Druckstoß injiziert. In dieser Ausgestaltung der Erfindung wird das Fluid als kurzzeitiger Druckstoß gerichtet in die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert. Dieser Vorgang wird mehrfach wiederholt, wobei zwischen den Druckstößen kein Fluid injiziert wird.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • Im Folgenden soll die Erfindung anhand der in den Figuren dargestellten Ausführungsbeispiele näher erläutert werden. Es zeigen
    • Figur 1:
    ein Ausführungsbeispiel der Erfindung zur Injektion eines Fluides aus zwei Leitungen, die ungefähr gleich weit von der Förderleitung entfernt sind.
    Figur 2:
    Ein Ausführungsbeispiel der Erfindung zur Injektion eines Fluides aus zwei Leitungen, die unterschiedlich weit von der Förderleitung entfernt sind.
  • Figur 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.
  • Figur 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.
  • 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.

Claims (12)

  1. 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, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid diskontinuierlich in die Erdölhaltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid gerichtet in die Erdöl-haltige Gesteins- oder Erdschicht injiziert wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid im gasförmigen Zustand injiziert wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid aus Stickstoff, Kohlendioxid und/oder gasförmigen Kohlenwasserstoffen, bevorzugt Methan, besteht.
  5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid in Pulsen injiziert wird.
  6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass in aufeinander folgenden Pulsen verschiedene Fluide injiziert werden.
  7. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, dass der zeitliche Abstand zwischen zwei Injektionspulsen nicht kürzer als die Pulslänge ist, bevorzugt das einfache bis zehnfache der Pulslänge beträgt.
  8. Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass als minimale Pulslänge, die Zeit gewählt wird, die das Gas braucht um die halbe Strecke zwischen der Leitung, durch die das Fluid injiziert wird, und der Förderleitung zurückzulegen.
  9. Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid aus mehr als einer Leitung gerichtet injiziert wird, 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 sind/ist.
  10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Mengen an induzierten Fluiden aus mindestens zwei Leitungen derart eingestellt werden, dass das induzierte Fluid aus einer ersten Leitung durch die Menge des injizierten Fluides aus mindestens einer zweiten Leitung in Richtung der Förderleitung abgelenkt wird.
  11. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Richtung der induzierten Fluide aus mindestens zwei Leitungen derart eingestellt wird, dass der kombinierte Fluidstrom aus den Leitungen in Richtung der Förderleitung gerichtet ist.
  12. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid als gerichteter Druckstoß injiziert wird.
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