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Tertiäre Ölförderung
Zurtertiären
ErdölgewinnungDipl.-Ing A. Möhring
80. Geburtstag Prof. Dr.-Ing. C. Marx
Tertiäre Ölförderung
Die beste Zeit einen Baum zu pflanzen war vor
20 JahrenWinston Churchill
Die zweitbeste Zeit einen Baum zu pflanzen
ist heuteWinston Churchill
Tertiäre Ölförderung
Gas
ÖlWasser
Lagerstätte
InjektionsbohrungProduktionsbohrung
EOR Sys.
Prinzip der Erdölförderung
Injektionsbohrung
Tertiäre Ölförderung
Definitionen
Tertiäre Ölförderung
Wichtigsten EOR Systeme
Methode Wirkung Voraussetzung
Gasinjektion Viskositäts-reduktion
Homogenes ReservoirGeringes GÖV (5 – 20 m3/m3)
Visko.Öl: 10 – 70 mPas
Dampffluten Viskositäts-reduktion
Dampf Temp: < 320 °CVisko. Öl: < 250 mPasZusatz:BohrungsintegritätH2S & H2 Kontrolle im GasDemulgatoroptimierung
Polymer-injektion
Mobilitäts-kontrolle
Temp. R.; < 90 °CVisko. Öl: 10 – 70 mPasInj. Wasser Konditionierung Biocid-Dosierung InjektionAufbereitung nach Polymerdurchbruch
Tertiäre Ölförderung
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
MB
O/
Thermal
Gas: includesCO2, Hydrocarbon, Nitrogen, Flue
Gas, other
Chemical/Polymer
MBO
/d
From OGJ biennial surveys
US EOR Produktion seit 1986
Tertiäre Ölförderung
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1998 2000 2002 2004 2006 2008
MBO
/D
Thermal
Chemical / Polymer Gas: includes CO2, Hydrocarbon, Flue Gas, Other
From OGJ biennial surveys
EOR Produktion außerhalb USA
Tertiäre Ölförderung
Chemical Floods Projekt Status
OGJ April 12, 2004
China
Venezuela
France
IndiaIndonesia USA
Total Number of Projects : 27
Tertiäre Ölförderung
Chemical Floods Production
OGJ April 12, 2004
Tertiäre Ölförderung
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
Oil
Pro
duct
ion,
B/D
Total
Polymer
Micellar
AlkalineSurfactant
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
1995 1997 1999 2001 2003
Oil
Pro
du
ctio
n, B
/D
Total
USA China
Übersicht der Chemical Floods
Tertiäre Ölförderung
Rohölproduktion in Deutschland seit 1945
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Rohö
lpro
dukt
ion
, Mt/
a
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Ante
il EO
R Fö
rder
ung,
%
Rohölförderung ohne EOR EOR Förderung Anteil EOR Förderung an Gesamt
EOR Produktion begann 1967 , ab 1975 jährliche Erfassung, 1967 - 1974: kum 0,71 Mt
Quelle: WEG
Start EOR
Rohölproduktion in Deutschland nach 1945
Tertiäre Ölförderung
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
Oil
prod
ucti
on f
rom
EO
R p
roje
cts,
t
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Thermal Projekte
Polymer Projekte
Total
EOR Produktion in Deutschland
Tertiäre Ölförderung
EOR Feldesanwendungen BRD
Dampffluten
Georgsdorf, Rühlermoor
Emlichheim, Rühlertwist
Polymerfluten (eingestellt)
Hankensbüttel+, Oerrel-Süd+
Adorf+, Scheerhorn°
Eddesse-Nord°, Knesebeck°+ PAA ° Xanthan
RWE Dea
GDF SUEZ
EMPG
WiHo
Tertiäre Ölförderung
DampfinjektionEOR Projekte - Dampfinjektion
Georgsdorf - Start 1975, Projektgebiet ca. 18% des Feldes OIIP(EMPG) - Heute: 50 Fördersonden / 4 Dampfinjektoren
- Produktion 2010: 53 kt aus Projektgebiet (ca. 45% der Feldesförderung)- davon 41 kt Mehrförderung (75%)
Laufende Projekte
Rühlermoor - Start 1980, Projektgebiet ca. 30% des Feldes OIIP(EMPG) - Heute: 100 Fördersonden / 8 Dampfinjektoren
- Produktion 2010: 146 kt aus Projektgebiet (ca. 70% der Feldesförderung)- davon 133 kt Mehrförderung (90%)
Emlichheim - Start 1981, Projektgebiet ca. 35% des Feldes OIIP(WIHO) - Heute: 90 Fördersonden / 6 Dampfinjektoren
- Produktion 2010: 117 kt aus Projektgebiet (ca. 81% der Feldesförderung)- davon 116 kt Mehrförderung (99%)
Tertiäre Ölförderung
Dampfinjektion
EOR Projekte - Dampfinjektion
“Eingestellte” Projekte
Rühlertwist - Start 1979, Ende Bedampfung 1999(WIHO/DExPro) - Heute: 50 Fördersonden / kein Dampfinjektor
- Produktion 2010: 11 kt aus Projektgebiet davon 94% thermale Mehrförderung
- kum. Mehrförderung bis Ende 1999: 949 kt
- kum. Mehrförderung nach Ende Bedampfung: 148 kt
Tertiäre Ölförderung
Rühlertwist
Auch heute haben Bohrungen imBedampfungsgebiet Temperaturen > 80°C
EOR Projekte - Dampfinjektion
1985 1995
Initiale Lagerstättentemperatur 35° – 40° Grad
(vier Jahre nach Einstellung der Bedampfung)2003
50° C
850
800
750
840
800
850
750
800
800
100° C150° C
200° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 1985
50° C
850
800
750
840
800
850
750
800
800
100° C150° C
200° C
50° C
850
800
750
840
800
850
750
800
800
100° C150° C
200° C
50° C
850
800
750
840
800
850
750
800
800
100° C150° C
200° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 1985
900
850
800
750
840
800
850
750
800
800
50° C100° C
150° C
200° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 1995
900
850
800
750
840
800
850
750
800
800
50° C100° C
150° C
200° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 1995
900
850
800
750
840
800
850
750
800
800
50° C100° C
150° C
200° C
900
850
800
750
840
800
850
750
800
800
50° C100° C
150° C
200° C
900
850
800
750
840
800
850
750
800
800
50° C100° C
150° C
200° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 1995
800
800
900
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750
840
800
850
750
800
50° C
100° C
150° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 2003
800
800
900
850
750
840
800
850
750
800
50° C
100° C
150° C
800
800
900
850
750
840
800
850
750
800
50° C
100° C
150° C
Oilfield RühlertwistTemperatures 2003
Tertiäre Ölförderung
Rühlertwist
Einstellung der Bedampfung
Rohölproduktion Thermalgebiet
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009
Rohö
lpro
dukt
ion,
kt
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ante
il EO
R Pr
oduk
tion,
%
Rohölproduktion ohne EOR EOR Förderung Anteil Mehrförderung an Gesamtproduktion
EOR Projekte - Dampfinjektion
Tertiäre Ölförderung
Adorf
Eddesse - Nord
Scheerhorn
Knesebeck
1984 bis 1991
1984 bis 1991
1988 bis 1993
1988 bis 1994
Nalco
Bayer
Pfizer
Statoil
Projekt Zeitraum Polymer-lieferant
EOR Projekte bei GDF-SUEZ
Tertiäre Ölförderung
Scheerhorn
Eddesse-Nord
Vorhop-Knesebeck
Inkrement.Öl
(m³)
Polymer - Projekt Polymer
( t )
ÖlPolymer(m³ / t)
5 900
2 000
1 200
13 400
636
370
9,5
59
9,3
5,4
126,3
227,1
PAAM
/CA
Xant
han
Adorf
EOR Projekte bei GDF-SUEZ
Tertiäre ÖlförderungIn
krem
enta
le R
ohöl
meh
rförd
erun
g Δ
E, (
%)
Ausbeutesteigerung durch Polymerfluten
Ölviskosität, (mPa s)
0
5
10
15
20
25
30
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Feldprojekte
Feldes Simulations Studien
Model Simulation Studien
Model Labor Studien
100
Eddesse Nord
Shell, Oman
Scherhorn
Hankensbüttel West
Tertiäre Ölförderung
Operations
ReservoirManagement
Produkt
EOR Projekt Erfahrungen aus vierPolymer Feldanwendungen
Tertiäre Ölförderung
Reservoir
Keine Veränderung (Molmasse, Rheologie) am Xanthanmolekül nach 3Jahren in der Lagerstätte nachgewiesen (Projekt Eddesse-N)
Materialbilanz zeigt eine Xanthanretention am Gestein von 30 - 40 µg/g. Der Wert ist niedriger als erwartet (Temp.Lag.: 22 °C)
Reservoir Gegebenheiten
Alle Projekte wurden in Sandsteinlagerstätten durchgeführt:Valendis 2, Wealden 1, Dogger-beta 1
Aufwendige Reservoirsimulation der ausgewählten Scholle/Projektgebiet
Temperaturbereich der Projekte: 22 bis 70 °C; Salinität: 100 bis250 g/l TDS; Ölviskositäten: 7 bis 50 mPas
Tertiäre Ölförderung
Produkt
Polymer Screening
Injektivitätskontrolle der Anmischlösung über standardisierteSandpackungsteste
Geprüft wurden:
Polyacrylamid unterschiedlicher HydrolysegradeTyp: Emulsionspolymer
Xanthane unterschiedlicher Pyruvatgehalte Typ: ca. 3 % ige Brühe und Pulver
Produktergiebigkeit über standardisierte Scherung der Polymer-Lösung und anschließender Rheologie
Tertiäre Ölförderung
Ope
rat
ions
Keine Injektivitätsprobleme an den Einpreßsonden in allen Projekten
In drei Xanthanprojekten wurde aufbereitetes Lagerstättenwasser zur Polymeranmischung und Injektion benutzt
Konditionierung des Inj.-Wassers durch HCl auf pH-Wert 5,2 &in Xanthanprojekten 1000 ppm Formaldehyd als Biocid
Kontrolle der Inj.-Wasserqualität über Hydroguard II System
Logistik der Xanthananlieferungen bzw. Ersatzanlieferung durch 2. Lieferanten war kein Problem
Operative Anwendung
Tertiäre Ölförderung
Managemen
Management Erfordernisse
R&D Charakter der Projekte generell unterstützt
Klare definierte Zuständigkeiten in intergriertem Kernteam (Reserv. Eng.; Betrieb; Labor, Techn. Planung)
Team klar von übrigen Arbeiten im Betrieb trennen
Qualitätsmanagement und Reporting Verpflichtung
Kostenverantwortlichkeit des Teams
Tertiäre Ölförderung
Die Summe des Ganzen ist mehr als die Summe der Einzelnen
Management
Operations
Reservoir
Produkt
Synergistische Alliance
Tertiäre Ölförderung
Zusammenfassung
Ober- und Untertagetechnologie sind für thermale Maßnahmen vorhanden und erprobt, was die technischen Risiken grundsätzlich reduziert
Chemische Verfahren zeigen erfolgreiche weltweite Anwendungen, bedürfen aber weiterer Erprobungen und zugeschnittene Entwicklungsmaßnehmen
EOR Anwendungen könnten einen wesentlicheren Beitrag zur gesamten Ölproduktion leisten als bisher
EOR Anwendungen sind Langzeitaktivitäten, die nicht mit Kurzzeitbetrachtungen gemanagt werden können
Tertiäre Ölförderung
Die zweitbeste Zeit einEOR Projekt zu planen undzu realisieren ist jetzt !!!
Tertiäre Ölförderung
Vielen Dank fürIhre
Aufmerksamkeit
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