(12) Oversettelse av europeisk patentskrift

Transkript

1 (12) Oversettelse av europeisk patentskrift (11) NO/EP B1 (19) NO NORGE (1) Int Cl. C09K 8/88 (06.01) E21B 43/ (06.01) E21B 47/ (06.01) E21B 47/ (12.01) Patentstyret (21) Oversettelse publisert (80) Dato for Den Europeiske Patentmyndighets publisering av det meddelte patentet (86) Europeisk søknadsnr (86) Europeisk innleveringsdag (87) Den europeiske søknadens Publiseringsdato () Prioritet , FR, (84) Utpekte stater AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR (73) Innehaver S.P.C.M. SA, ZAC de Milieux, Andrezieux Boutheon, Frankrike (72) Oppfinner PICH, René, ZAC de Milieux, F Andrezieux Boutheon, Frankrike (74) Fullmektig Protector Intellectual Property Consultants AS, Oscarsgate, 032 OSLO, Norge (4) Benevnelse Forbedring ved stimulert oljeutvinning med polymer uten tilleggsutstyr eller produkt (6) Anførte publikasjoner US-A US-A US-A US-A US-A

2 FORBEDRING VED STIMULERT OLJEUTVINNING MED POLYMER UTEN TILLEGGSUTSTYR ELLER PRODUKT. Foreliggende oppfinnelse vedrører en forbedret fremgangsmåte for stimulert oljeutvinning. Den vedrører spesielt anvendelse av en hydrofil polymerløsning med en meget høy konsentrasjon og høys viskositet (viskøs plugg) under en begrenset tidsperiode for å forbedre graden av stimulert oljeutvinning med polymer under produksjon av en oljeførende geologisk formasjon og uten hjelpeutstyr eller kjemikalier. De fleste felt som produseres i dag har blitt modne og har derfor en redusert produksjon eller er rett før dette punktet. Gjenvinningsraten til disse feltene er nå ca. til 3 % i gjennomsnitt. De har derfor fremdeles et betydelig produksjonspotensiale. Råoljen i reservoarene blir generelt utvunnet i flere trinn. Produksjonen er først resultatet av den naturlige energien til fluidene og berggrunnen som blir dekomprimert. Ved komplettering av denne utladningsfasen, er mengden av utvunnet olje ved overflaten i gjennomsnitt til % av den initielle reserven. Det er derfor nødvendig, i det andre trinnet, å anvende teknikker som er rettet mot å øke utvinningsutbyttet. 2 Den metoden som vanligvis benyttes består i å injisere vann, eller saltvann, inn i reservoaret ved hjelp av injeksjonsbrønner som er dedikert for dette formålet. Dette blir betegnet som sekundær utvinning. Denne sistnevnte fasen stanser når vanninnholdet i blandingen produsert ved produksjonsbrønnene blir for høy. Utvinningen her, med hensyn til den totale utvinningsraten, er ca. %. 3 Effektiviteten av spyling ved vanninjeksjon kan da forbedres ved å redusere mobiliteten til saltvannet erholdt ved tilsetning av vannløselige polymerer. Dette blir betegnet som stimulert oljeutvinning (EOR Enhanced Oil Recovery) med polymer. Denne metoden består i å injisere, inn i den oljeførende formasjonen, en viskøs polymerløsning produsert fra en polymer med høy molekylvekt (MW) gjennom en injeksjonsbrønn boret inn i formasjonen. Denne danner spyleenergien og virkningen som er nødvendig for at den gjenværende oljen i formasjonen blir presset jevnere inn i de tilgrensende brønnene. Effektiviteten til en slik utvinningsmetode varierer med heterogeniteten til

3 2 formasjonen, det vil si med variasjonene i permeabilitet til formasjonen og viskositeten til oljen som skal fortrenges. 2 Polymer EOR ble utviklet i USA i 1970-årene. På grunn av fallet i oljeprisene i årene, ble imidlertid de fleste prosjektene lagt ned. US beskriver en fremgangsmåte for bruk av en liten mengde polymer. Fremgangsmåten består i å injisere en initiell plugg av et vandig medium inneholdende en polymer med en lav viskositet i forhold til oljens viskositet (se eksempel 1) og deretter injisere en andre plugg inneholdende en redusert polymerkonsentrasjon. En slik prosess kan ikke anvendes industrielt. I de tidlige 1990-årene viste Daqing feltet i Kina at det var en god kandidat for polymerinjeksjon, og SNF ble valgt for planlegging og konstruksjon av et 000 tonn polyakrylamid anlegg. Mens oljeutvinningen i Daqing med saltvannsinjeksjon alene var 40% i gjennomsnitt, ble den økt til i gjennomsnitt 2% med polymerinjeksjon. Samtidig ble også bruk av surfaktanter for stimulert oljeutvinning også omfattende beskrevet. Mange typer surfaktanter har blitt foreslått for stimulert oljeutvinning. De fleste vanlig brukte surfaktantene, av stabilitets- og kostnadsårsaker, er av sulfonat typen. Deres anvendelse har rollen med å redusere den interfaciale spenningen mellom vannet og oljen og derved fremme emulsifiseringen av oljen i den vandige fasen. Mengden av surfaktanter som er nødvendig for effektivt å løse opp oljen på stedet er imidlertid svært høy (andeler på 000 til 000 masse-ppm av det injiserte sjøvannet gjør prosjektet økonomisk ikke levedyktig). En fremgangsmåte av denne typen er beskrevet i US og US hvor mengden av surfaktantfluidet som må brukes blir bestemt ved bruk av en tracer. 3 For å løse dette store problemet, ble det utviklet en teknikk kalt ASP (Alkali/Surfaktant/Polymer). Den krever bruk av natrium hydroksid eler natrium karbonat, vanligvis kombinert med vannløselige polymerer, for å senke surfaktantkonsentrasjonene som benyttes (med ca. 00 til 000 ppm). Denne teknikken krever imidlertid rensing av injeksjonsvannet, hvilket innebærer store industrielle problemer. Dette skyldes at divalente ioner som er tilstede i injeksjonsvannet reagerer med alkaliene og danner presipitater og må derfor fjernes fra injeksjonsvannet for å unngå tilteting av reservoaret. Disse problemene forklarer spesielt hvorfor utviklingen av ASP ved Deqing har blitt holdt tilbake. Disse forsøkene

4 har imidlertid vist at utvinningsraten kunne økes med minst % for et vannkutt (prosentandel produksjonsvann med hensyn til produsert olje) på 98%. 3 Til slutt har det blitt utført tester med permanent (det vil si kontinuerlig) økning av polymerkonsentrasjonen (SPE 12) men den erholdte produktiviteten viste seg å være lav grunnet tap av injektivitet, samtidig som de viste at det i et meget langt løp kunne erholdes en ytterligere gjenvinningsrate tilsvarende den til ASP. Konvensjonelt har produksjonsøkningen ved polymerinjeksjon blitt forklart med økningen av det spylte volumet og ikke med en forbedring av effektiviteten per volumenhet. Når det brukes polymerer med meget høy molekylvekt (MW > 18 millioner) har imidlertid resultatene observert i laboratorier på kjerner (som viser at den mikroskopiske fortrengningen av olje ble forbedret) ikke blitt bekreftet på feltet. Dette har blitt forklart med det faktum at kjernetestene anvender bestemte ikkenedbrytbare polymerer, mens polymerene på feltet gjennomgår betydelige forandringer, hvilke normalt ikke er reproduserbare i laboratorier. Siden 199 har SNF analysert disse modifikasjonene på en rekke prøver av vann produsert i EOR prosjekter. De erholdte resultatene viser at nedbrytningen av polymeren på feltet enkelte ganger kan være ekstremt høy, hvilket derved bekrefter at disse kjernetestene kun tillater en delvis undersøkelse, som kun gjelder injektivitet. 2 På Daqing eller Shengli feltene i Kina, hvor polymer blir injisert uten fjerning av oksygen, ble det observert en meget høy grad av nedbrytning: - ved frie radikaler: når den injiserte løsningen inneholder oksygen, reagerer den med oksygen inhibitoren (ammonium hydrosulfitt), jern, hydrogen sulfid, ved å danne frie radikaler som, ved kjedereaksjoner, ødelegger molekylvekten, og oppnår dette på noen få timer eller i løpet av kun noen få dager etter injeksjon. Nedbrytingen er større med høyere molekylvekter; - på grunn av mekaniske påkjenninger: polymeren, ved injeksjonstidspunktet, gjennomgår høy akselerasjon, opp til til m/sek både på grunn av det lille injeksjonsarealet og reduksjonene derav over tid: sand, leire, rust, harde geler (ikke-nedbrytbare kryssbundede polymerer) eller av mekanisk utstyr (dyser).

5 4 Den momentane passeringshastigheten kan sterkt nedbryte polymeren, spesielt dersom dens molekylvekt er høy; - på grunn av kjemisk nedbryting med virkningen av økt hydrolyse av visse funksjoner til polymeren og muligheten for utfelling, spesielt i nærvær av Ca 2+, hvilket medfører en reduksjon av konsentrasjon og viskositet. 2 3 Spesielt dersom feltinjeksjonsbetingelsene ikke er optimale, kan derfor følgende observeres, sammenlignet med laboratorieforsøk: - et fall i viskositeten til injeksjonsfluidet med en faktor til, - en reduksjon av molekylvekten til polymeren med en faktor 3 til, - et fall i konsentrasjonen ved utfelling eller fortynning med en faktor på 2 til. Av denne årsak har SNF utviklet og patentert praktiske løsninger for å redusere disse negative effektene: - spesialisert utstyr for å løse opp polymeren med lav skjærkraft ved høy konsentrasjon under nitrogen for å redusere injeksjonen til et minimum av oksygen, - effektiv bruk av et minimum av oksygenreduserer for å redusere dannelsen av frie radikaler, - bruk av absorbere for frie radikaler som forhindrer dem fra å ødelegge polymeren ved kjedereaksjon, - produksjon av polymerer som ikke har harde, ikke-injiserbare geler og minimale mengder av myke gler, som er injiserbare ved lavt trykk, - kontroll med jern i vannet som brukes, - kontroll av hydrolyseratefordelingen ved å bruke metoder med kopolymerisering og ikke ko-hydrolyse eller post-hydrolyse som fremmer utfelling på feltet, - justering av hydrolyseraten, spesielt ved felttemperaturen, for å unngå eller begrense utfelling, - introduksjon av funksjonelle monomerer som er mindre sensitive overfor hydrolyse og utfelling. Tilsvarende, for å begrense virkningen av nedbrytning av polymeren, har studier vist at det finnes en optimal molekylvekt, ofte beliggende mellom 12 og 18 millioner avhengig av feltet, dets temperatur, dets saltholdighet, dets permeabilitet, dets injeksjonsbetingelser, som gir det beste kost-nytte forholdet.

6 På tross av alle disse forholdsreglene må det tas i betraktning at nedbrytingen av molekylvekten vil være ca. til %, hvilket krever en overkonsentrasjon ved injeksjon og også at fortynningen i reservoaret er spesifikt for dette. I motsetning til hva som ble testet ved Daqing (SPE 12) kan en meget høy nedbrytning imidlertid bare forskyves ved ganske enkelt å øke polymerkonsentrasjonen i injeksjonsvannet, fordi dette vil kollidere med problemer med injektivitet (injeksjonskapasitet) når denne konsentrasjonen blir økt med en faktor 2 eller mer. Det foreligger derfor fysiske umuligheter som må overvinnes for å erholde en passende strømningsrate per brønn. I tillegg til problemene forårsaket av polymernedbryting, var hovedproblemet som oppstod for å erholde effektiv utvinning basert på det faktum at det er praktisk talt ingen eksisterende oljeførende formasjon som har en uniform permeabilitet. Tvert om innbefatter typiske oljeførende formasjoner mange lag med berg med forskjellige permeabiliteter og porøsiteter i området fra 1 til 000 millidarcies (med porøsiteter på for eksempel til %) og som danner meget forskjellige trykkfall i henhold til væskene (saltvann, olje, akvifer vann, etc.). Under slike betingelser er det klart at et fortrengningsmedium har en tendens til selektivt å følge minste motstands vei, for eksempel en høy impermeabilitets sone, og infiltrere denne raskt og omgå oljen. Under disse uheldige omstendighetene vil produserende brønner raskt tilføre en mengde av fortrengningsmediet som er så høy, sammenlignet med oljen, at den stimulerte oljeutvinningsmetoden ikke lenger er lønnsom. 2 Løsningene som ble godtatt for å modifisere profilen og redusere de foretrukne passasjene er: 3 A- vann avstengning (shut-off)hvor injeksjonen av en polymer og et kryssbindingsmiddel virker til å danne en gel i prioritet fra disse foretrukne passasjene. Mange vann avstengninger har imidlertid mislyktes enten på grunn av at de mangler enhver effekt eller ved at de blokkerer injeksjonen, hvilket da må løses ved kjemisk nedbryting av polymeren. En metode av denne typen er beskrevet i US A hvor et flytende middel som silika blir injisert i reservoaret for å danne et pluggemateriale som reduserer formasjonens permeabilitet.

7 6 B- Injeksjon av kryssbundede polymerer hvis viskositet øker i reservoaret over tid: - Dow (US ) som injiserer en viskøs kryssbundet polyakrylamid emulsjon - BJ med injeksjon av kryssbundet emulsjon i saltvann som øker sin viskositet og som erholder sin effekt ved fortynning i feltet (US 73349) - BJ med injeksjon av en dobbelt kryssbundet emulsjon (stabil og labil) i et hydrokarbon som erholder sin viskositet ved hydrolyse (US ) - Nalco (US & US ) ved injeksjon, i suspensjon i vann, av en emulsjon av dobbelt kryssbundet polyakrylamid (stabil og labil) som blir viskøs ved hydrolyse ved felttemperatur eller ved injeksjon av en base. Installasjonen av disse prosessene krever imidlertid bruk av ekstensive og spesifikke ressurser som kun blir bestemt som en siste utvei. Videre krever antallet av polymertilførselsbrønner (flere tusen på enkelte felt) både enkle og rimelige løsninger. Nåværende profilmodifiseringsmetoder er ikke i stand til å erholde denne hensikten. US 44033A beskriver en fremgangsmåte for oljeutvinning bestående i å føre inn i formasjonen et micellefluid inneholdende surfaktanter og deretter et mobilitetsregulerende fluid inneholdende polymeren. Viskositeten til fluidene som bli injisert er gradert fra en lav viskositet ved fronten derav til en høyere viskositet ved den bakre delen derav, og hindrer derved dannelse av viskøse soner i de injiserte fluidene på grunn av interferensen til polymeren og surfaktanten. 2 Foreliggende oppfinnelse løser all ulempene beskrevet over og er spesielt utformet til å redusere de foretrukne passasjene samtidig som det anvendes små mengder av polymer og med høye produksjonsrater. 3 Foreliggende oppfinnelse vedrører en ny og ekstremt effektiv kontinuerlig metode for stimulert oljeutvinning. Det har overraskende blitt funnet at det er mulig å opprettholde kvaliteten til drivfluidet for stimulert oljeutvinning: - først ved å injisere en viskøs plugg, med en høyere viskositet enn oljen på stedet, i sonene med høy permeabilitet, hvilket betyr injeksjon av en plugg inneholdende en polymer hvis konsentrasjon øker inntil den når en viskositet som er høyere enn den til oljen inne i reservoaret,

8 7 2 - deretter, med en gang de foretrukne passasjene har blitt behandlet, ved å redusere viskositeten til det injiserte drivfluidet til det normale, hvilket betyr å redusere progressivt konsentrasjonen av polymeren inntil den når den initielle viskositeten som virker til å gå tilbake til de initielle produksjonsratene. Mer detaljert er hensikten med oppfinnelsen å blokkere de foretrukne passasjene for vannet som er tilstede i den oljeførende formasjonen ved å injisere polymeren ved en høyere viskositet enn oljen, det vil si ved injeksjon av en viskøs plugg for å modifisere profilen. Den viskøse pluggen vil da fylle sonen med høy permeabilitet invadert av vannet og proporsjonalt redusere passeringshastigheten. Gjenopprettelsen av den initielle viskositeten ved injeksjon virker til å føre tilbake til de initielle produksjonsratene, men med et mye høyere oljekutt (olje/vann forhold). Den underordnede effekten er å redusere mengden av polymer som er nødvendig per produsert fat med olje. Med andre ord vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for stimulert oljeutvinning i en oljeførende formasjon med soner med høy permeabilitet som utgjør fortrukne passasjer for den injiserte væsken bestående av: a) eventuelt bestemme volumet av de foretrukne passasjene som skal behandles, b) behandle de foretrukne passasjene ved injeksjon inn i formasjon av, fortrinnsvis et korresponderende volum, av en vandig løsning basert på vannløselige polymerer ved en slik konsentrasjon at viskositeten til den vandige løsningen er høyere enn den til oljen (viskøs plugg), c) med en gang trinn b) er ferdig, blir det injisert en vandig løsning som har en identisk sammensetning til den som ble brukt i b) ved en lavere polymerkonsentrasjon. 3 I henhold til en første utførelsesform av oppfinnelsen, for å bestemme volumet til foretrukne passasjer som skal behandles: - ved tidspunkt T1, injisere en vandig løsning inneholdende et sporstoff i den oljeførende formasjonen, - mengden av vandig løsning som injiserer blir deretter målt inntil tilsynekomst av sporstoffet ved tidspunkt T2 i produksjonsvannet ved å multiplisere injeksjonsraten med differansen mellom T2 og T1.

9 8 I henhold til en andre utførelsesform av oppfinnelsen, for å bestemme volumet av foretrukne passasjer som skal behandles: - ved tidspunktet T1 blir en vandig løsning av en polymer inneholdende et sporstoff injisert i den oljeførende formasjonen, - mengden av injisert vandig løsning blir deretter målt inntil tilsynekomst av sporstoffet ved tidspunkt T2 i produksjonsvannet ved å multiplisere injeksjonsraten med differansen mellom T2 og T1. I den andre utførelsesformen er polymeren som er tilstede i den vandige løsningen inneholdende sporstoffet, identisk med polymeren som er tilstede i injeksjonsløsningen tiltenkt for behandling av de foretrukne passasjene. Fordelaktig er konsentrasjonen av polymer som er tilstede i den vandige løsningen inneholdende sporstoffet relativt lavere enn konsentrasjonen av polymeren som er tilstede i injeksjonsløsningen tiltenkt for behandlingen av de foretrukne passasjene. I henhold til et annet trekk, er konsentrasjonen av polymeren som er tilstede i den vandige løsningen inneholdende sporstoffet identisk med konsentrasjonen av polymer injisert i løsningen ved komplettering av trinn b). Mer detaljert er fremgangsmåtetrinnene i praksis de følgende: 2 TRINN 1 (analyse): før bestemmelse av nærværet av polymer i produksjonsvannet og/eller et sporstoff eller en vesentlig økning av vannkuttet. Dette trinnet virker til å kontrollere det mulige nærværet av foretrukne passasjer og overskuddspolymeren som skal injisere på grunn av sin nedbrytning. TRINN 2 (analyse): når nærværet av foretrukne passasjer er validert, bestemmes passeringstiden for drivfluidet i sonene med høy permeabilitet. Denne målingen skjer ved bruk av et sporstoff (vanligvis jod) som blir injisert i tilførselsbrønnen. Deretter bestemmes tiden som er nødvendig for å gjenvinne sporstoffet i brønnproduksjonsvannet. Det da tilstrekkelig å konvertere denne tiden til injisert volum (V) (strømningsrate x tid) og det derved målte volumet korresponderer med volumet som skal behandles.

10 9 TRINN 3 (injeksjon): et volum tilsvarende volum V av viskøs plugg blir deretter injisert i formasjonen ved om mulig å ta i betraktning nedbryting av polymeren. Begrepet viskøs plugg betyr et drivfluid med en viskositet som er høyere enn den til oljen på stedet ved propageringsrater med en sikkerhetsfaktor på ca. til %. På grunn av fortrengningen av olje under denne perioden, kan ytterligere mengder injiseres med hensyn til det bestemte volumet V. Mer nøyaktig, for å erholde denne konsentrasjonen, blir fortynningen av polymerløsningen progressivt redusert med opprettholdelse av injeksjonstrykket med det injiserte volumet for å unngå frakturering av formasjonen. Dette utføres kun ved å endre injeksjonsparametrene på hjelpeutstyr eller produkt på kontrollpanelet. Denne injeksjonen ved høy konsentrasjon kan vare, i henhold til V, mellom 1 og uker i vanskelige tilfeller. TRINN 4 (injeksjon): Med en gang volumet V av den viskøse pluggen har blitt injisert, blir fortynningen sakte økt for å gjenoppta den normale polymerinjeksjonen mens injeksjonstrykket kontrolleres. 2 I henhold til oppfinnelsen krever ikke de vannløselige polymerene som brukes utvikling av en spesiell polymeriseringsprosess. De kan erholdes ved hjelp av enhver polymeriseringsteknikk som er vel kjent for fagmannen innen området (løsningspolymerisasjon, gelpolymerisasjon, utfellingspolymerisasjon, emulsjonspolymerisasjon (vandig eller invers) etterfulgt eller ikke av et sprøytetørkingstrinn, suspensjonspolymerisasjon, micellærpolymerisasjon etterfulgt eller ikke av et presipiteringstrinn. 3 I praksis består polymeren som anvendes av: a) minst en monomer valgt fra ikke-ioniske polymerer: akrylamid, metakrylamid, N- vinyl pyrrolidon, vinylacetat, vinyl alkohol, akrylat estere, allyl alkohol, N-vinyl acetamid, N-vinyl formamid, b) og eventuelt en eller flere ioniske monomerer valgt fra anioniske monomerer med en karboksylisk funksjon (for eksempel akrylsyre, metakrylsyre, og salter derav) eller med en sulfonsyre funksjon (for eksempel 2-akrylamido-2- metylpropan sulfonsyre og salter derav).

11 Polymeren kan være linjær, forgrenet, assosiativ, komb, blokk, etc men i alle tilfeller vannløselig. I praksis har polymeren en molekylvekt høyere enn million g/mol, fordelaktig høyere enn 8 million g/mol, spesielt for behandling av foretrukne passasjer med permeabilitet høyere enn 00 millidarcies. Fortrinnsvis er polymerene vannløselige, anioniske basert på akrylamid og har en molekylvekt generelt mellom 8 og millioner g/mol. Anionisiteten er resultatet av en kopolymerisasjon, ko-hydrolyse eller post-hydrolyse prosess. I henhold til oppfinnelsen varierer konsentrasjonen av polymer som er tilstede i den vandige løsningen inneholdende sporstoffet mellom 00 og 00 masse-ppm. Tilsvarende varierer konsentrasjonen av polymer i den viskøse pluggen mellom 00 ppm og 000 masse-ppm. 2 I henhold til oppfinnelsen behøver ikke sporstoffene som brukes noen spesiell utvikling. De er generelt vel kjent for en fagmann og kan være: - av fargestofftypen, ved fargesammenligning, valgt fra derivater av fluorescein eller uranin; - radioaktiv isotoptype, valgt fra Na 24, Ca 47, J 131, cesium, tritium, - saltløsningstypen, ved mikrokjemisk måling, valgt fra natrium eller kalium jodid, kalium klorid, zink eller kobber sulfat. Behandlingsmetoden i henhold til oppfinnelsen kan utføres en gang eller gjentas dersom oljekonsentrasjonen i produksjonsvannet begynner å avta. Den stimulerte oljeutvinningsmetoden i henhold til oppfinnelsen virker til å øke andelen av olje i det produserte vannet med en faktor på mellom 2 og. Videre har det blitt funnet at implementering av oppfinnelsen, i tillegg til å øke produksjonsraten og den totale produksjonen til et felt, også virker til å redusere

12 mengden av polymer som er nødvendig per produsert fat olje, hvilket utgjør et betydelig gjennombrudd sammenlignet med eksisterende prosesser. 11 Oppfinnelsen vil nå bli illustrert mer fullstendig ved hjelp av ikke-begrensende eksempler og som spesielt ikke kan anses som begrensende to sammensetningene og formene for polymerer. EKSEMPEL Det valgte reservoaret har følgende egenskaper: - trykk: 7 Pa (0 bar) - temperatur: 4 C - saltholdighet: 000 ppm TDS - oljeviskositet: 2 mpa.s (2 cps) - vannviskositet: 0,6 mpa.s (0,6 cps) - vertikal/horisontal permeabilitet (Kv/Kh): 0,1 - S wir Irreducible Water Saturation : andel vann tilstede i brønnen: 0,2 - S or Residual Oil Saturation : andel ikke-utvinnbar olje i brønnen: 0, Operasjonsskjemaet er som følger: 2 Injeksjonsrate 0 m 3 /h Nedihullstrykket opprettholdes under fraktureringstrykket på 1,7 x 7 Pa (170 bar). Start av produksjon 80 m 3 /dag per brønn. Denne startet kan justeres for å opprettholde minimum brønntrykk i den produserende brønnen ved 6 Pa ( bar). Den injiserte polymeren er en akrylamid/natrium akrylat kopolymer med en molekylvekt på millioner. Den blir oppløst i en bruksløsning ved bruk av en PSU (WO 08/7492) under nitrogen inneholdende mindre enn ppm oksygen ved en konsentrasjon på g/l, med en initiell oksygenkonsentrasjon på 0,02 ppm ( ppb). 3 Den blir deretter fortynnet med behandlet produksjonsvann inneholdende 0,01 ppm ( ppb) oksygen. Denne bruksløsningen blir fortynnet til 800 ppm som gir en Brookfield UL 6 rpm viskositet på 19 mpa.s (19 cps) og en null-rate viskositet (Bohlin Gemini) på

13 3 mpa.s (3 cps). Feltet var tidligere behandlet med vanninjeksjon til en vann-i-olje konsentrasjon på 4% med en beregnet teorietisk utvinning ved 2% olje på 24.3%. 12 En polymerløsning inneholdende 800 ppm ble deretter injisert i tre år opp til en oljekonsentrasjon på 7% som ved beregning ga en utvinning på 32,% ved 2% olje. Det ble injisert et jod-sporstoff og dette ble funnet i produksjonsvannet etter 17 dager og et injisert volum på 3400 m 3. Den produserte polymeren hadde en molekylvekt på 12, millioner. Med disse detaljene, ble det bestemt å øke polymerkonsentrasjonen til 10 ppm for å erholde en Brookfield UL 6 rpm viskositet på 3 mpa.s (3 cps) og en null-rate viskositet (Bohlin Gemini) på 70 mpa.s (70 cps) for å ta i beregning både nedbrytingen og fortynning. Vannstrømsraten ble progressivt redusert under opprettholdelse av injeksjonstrykket og likevekt ble nådd for 10 ppm polymer ved en strømningsrate på 1 m 3 /dag. Denne strømningsraten ble opprettholdt i 26 dager. Vann og polymer strømningsraten ble deretter gjenopprettet under overvåkning av injeksjonstrykket i 8 dager. 2 Andelen av olje i produksjonsvannet steg til 26% og beregningen vist at utvinningen ved sluttkonsentrasjonen på 2% er ca 44%. Forbruket av polymer med hensyn til produsert olje ble redusert med en faktor på mer enn 3 over en periode på 2 år. Anvendelse av denne metoden krever ingen modifikasjoner av overflateutstyret og ingen nye kjemikalier. Dette erstattet den permanente og massive økningen i forbruket av polymer som ble valgt som løsningen i tilfellet med meget høy feltnedbryting. 3

14 13 14 P a t e n t k r a v 1. Fremgangsmåte for stimulert oljeutvinning i en oljeførende formasjon med soner med høy permeabilitet som utgjør foretrukne passasjer for den injiserte væsken, innbefattende a) eventuelt bestemme volumet av foretrukne passasjer som skal behandles, b) behandle de fortrukne passasjene ved injeksjon inn i formasjonen av n vandig løsning basert på vannløselige polymerer ved en konsentrasjon slik at viskositeten til den vandige løsningen er høyere enn den til olje, c) med en gang trinn b) er ferdig, injisere en vandig løsning med en identisk sammensetning til den som ble brukt i trinn b) ved en lavere polymerkonsentrasjon. 2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at for å bestemme volumet til foretrukne passasjer som skal behandles: - ved tidspunkt T1, injisere en vandig løsning av polymer inneholdende et sporstoff inn i den oljeførende formasjonen, - deretter måle mengden av vandig løsning som er injisert inntil tilsynekomst av sporstoffet ved tidspunkt T2 i produksjonsvannet ved å multiplisere injeksjonsraten med differansen mellom T2 og T Fremgangsmåte i henhold til krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at polymeren som er tilstede i den vandige løsningen inneholdende sporstoff er identisk med polymeren som er tilstede i injeksjonsløsningen tiltenkt for behandling av de foretrukne passasjene Fremgangsmåte i henhold til krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at injeksjonen av den vandige løsningen basert på polymerer tiltenkt for behandling av foretrukne passasjer blir utført ved progressivt å redusere fortynningen av den vandige polymerløsningen inneholdende sporstoffet samtidig som injeksjonstrykket opprettholdes.

15 14. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at injeksjonen av den vandige løsningen endt trinn b) blir utført ved fortynning av injeksjonsløsningen tiltenkt for behandling av de foretrukne passasjene, samtidig som injeksjonstrykket opprettholdes. 6. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at polymerkonsentrasjonen i den vandige polymerløsningen inneholdende et sporstoff er mellom 00 og 00 masseppm. 7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at polymerkonsentrasjonen i den vandige løsningen tiltenkt for behandling av de foretrukne passasjer er mellom 00 og 000 masse-ppm. 8. Fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at polymeren har en molekylvekt over millioner g/mol Fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at polymeren består av: a) minst en monomer valgt fra de ikke-ioniske monomerene: akrylamid, metakrylamid, N-vinyl pyrrolidon, vinylacetat, vinyl alkohol, akrylat estere, allyl alkohol, N-vinyl acetamid, N-vinyl formamid, b) og eventuelt en eller flere ioniske monomerer valgt fra anioniske monomerer med en karboksylisk funksjon: akrylsyre, metakrylsyre, og salter derav, eller med en sulfonsyre funksjon: 2-akrylamido-2-metylpropan sulfonsyre og salter derav.

16 16. Fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at sporstoffet er: - av fargestofftypen, ved fargesammenligning, valgt fra derivater av fluorescein eller uranin; - radioaktiv isotoptype, valgt fra Na 24, Ca 47, J 131, cesium, tritium, - saltløsningstypen, valgt fra natrium eller kalium jodid, kalium klorid, zink eller kobber sulfat.