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Tertiäre Ölförderung

Zurtertiären

ErdölgewinnungDipl.-Ing A. Möhring

80. Geburtstag Prof. Dr.-Ing. C. Marx


Die beste Zeit einen Baum zu pflanzen war vor

20 JahrenWinston Churchill

Die zweitbeste Zeit einen Baum zu pflanzen

ist heuteWinston Churchill


Gas

ÖlWasser

Lagerstätte

InjektionsbohrungProduktionsbohrung

EOR Sys.

Prinzip der Erdölförderung

Injektionsbohrung


Definitionen


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


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


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


Chemical Floods Projekt Status

OGJ April 12, 2004

China

Venezuela

France

IndiaIndonesia USA

Total Number of Projects : 27


Chemical Floods Production

OGJ April 12, 2004


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


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


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


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


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


Emlichheim - Start 1981, Projektgebiet ca. 35% des Feldes OIIP(WIHO) - Heute: 90 Fördersonden / 6 Dampfinjektoren



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


Rühlertwist

Auch heute haben Bohrungen imBedampfungsgebiet Temperaturen > 80°C


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


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

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


800

800

900

850

750

840

800

850

750

800

50° C

100° C

150° C


800

800

900

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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



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



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


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


Operations

ReservoirManagement

Produkt

EOR Projekt Erfahrungen aus vierPolymer Feldanwendungen


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


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


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


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


Die Summe des Ganzen ist mehr als die Summe der Einzelnen

Management

Operations

Reservoir

Produkt

Synergistische Alliance


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


Die zweitbeste Zeit einEOR Projekt zu planen undzu realisieren ist jetzt !!!


Vielen Dank fürIhre

Aufmerksamkeit

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