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Gebiet der Erfindung
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Diese
Erfindung betrifft ein Verfahren zum Entsorgen von Sauergasen und
insbesondere ein Verfahren zum Entsorgen von Sauergasen in einer
unterirdischen Formation.
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Hintergrund
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Erdgas
ist ein wichtiges Brenngas und wird umfassend als Basisrohmaterial
in der petrochemischen Industrie und anderen chemischen Verfahrensindustrien
verwendet. Die Zusammensetzung von Erdgas variiert weit von Feld
zu Feld. Viele Erdgasreservoirs enthalten relativ niedrige Prozentsätze an Kohlenwasserstoffen
(beispielsweise weniger als 40%) und hohe Prozentsätze an Sauergasen,
hauptsächlich
Kohlendioxid, jedoch auch Schwefelwasserstoff, Carbonylsulfid, Kohlenstoffdisulfid
und verschiedene Mercaptane. Die Sauergase sind für die Kohlenwasserstoffhandhabung
und den Kohlenwasserstoffgebrauch schädlich, und daher werden Sauergase
in der Regel nach wohl bekannten Verfahren aus den geförderten
Kohlenwasserstoffen entfernt. Das Erdgas kann auch Inertgase enthalten,
wie Stickstoff, die auch nach wohl bekannten Verfahren entfernt
werden. Das abgetrennte Sauergas und Inertgas haben oft keinen ausreichenden
Wert, um weitere Behandlung oder Reinigung für irgendeine weitere kommerzielle
Anwendung zu rechtfertigen. "Abgas" ist ein Begriff,
der in diesem Patent zur Beschreibung eines Gases verwendet wird,
das saure Komponenten, wie Schwefelwasserstoff oder Kohlendioxid,
enthält
und inerte Gase enthalten kann oder nicht. Das Abgas hat in der
Regel geringen oder keinen kommerziellen Wert.
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Es
sind Vorschläge
unterbreitet worden, das abgetrennte Abgas in Entsorgungsschichten über eine Injektionsbohrung
direkt in eine verarmte oder verbrauchte Zone der Kohlenwasserstoff
führenden
Formation zu reinjizieren, aus der das Gas ge fördert wurde (siehe beispielsweise
US 6,048,462 ,
US 5,267,614 ) oder in eine separate
unterirdische Schicht zu reinjizieren (siehe beispielsweise
US 6,149,344 und das Internationale Patent
mit der Veröffentlichungsnummer
WO 00/58603 ). Der Stand
der Technik spricht jedoch nicht an, wie gleichzeitig ein Gas gefördert werden
soll, während
ein Abgas in dieselbe Formation reinjiziert wird.
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Es
besteht ein Bedarf an einem verbesserten Verfahren zur effizienteren
und effektiveren Förderung von
Erdgas und gleichzeitigen Entsorgung von Abgasen in die gleiche
Formation.
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Zusammenfassung
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Diese
Erfindung ist ein Verfahren zum Gewinnen von Gas aus einer Gas führenden
unterirdischen Formation, bei dem Gas aus einem oberen Anteil der
Formation gefördert
wird und ein Abgas in einen unteren Anteil der Formation injiziert
wird, um das Abgas zu entsorgen. Das Abgas wird innerhalb eines
radialen Abstands von 3000 ft (914 m) von der Förderung des Gases injiziert.
Die Injektion und Förderung
können
unter Verwendung einer Bohrung oder mehrerer Bohrungen durchgeführt werden.
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In
einer Ausführungsform
hat eine unterirdische, Gas führende
Formation eine oder mehrere Produktionsbohrungen in dem oberen Anteil
der Formation und eine oder mehrere Injektionsbohrungen in dem unteren
Anteil der Formation, wobei der horizontale Abstand zwischen der
Injektion durch die Injektionsbohrungen und der Förderung
durch irgendeine der Förderbohrungen
mindestens ein Abstand D ist, wobei: D = h tan θwobei: θ =
Arccos [(0,64 h2/3/A1/3R1/3(kv/kh)2/3(I/W)1/3]
- h
- der vertikale Abstand
vom unteren Bereich der Produktionszone der Produktionsbohrung zu
dem oberen Bereich der Injektionszone der Injektionsbohrung ist;
- R
- ein Gewinnungsfaktor
für das
Bohrungsdrainagevolumen ist;
- A
- die Drainagefläche der
Produktionsbohrung ist;
- kv/kh
- das Verhältnis der
vertikalen Permeabilität
zu der horizontalen Permeabilität
der Formation ist, und
- I/W
- das Verhältnis der
Injektionsrate des Abgases zu der Förderrate des geförderten
Gases ist.
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Die
Erfindung liefert ein effizienteres Verfahren zum Reinfizieren von
gefördertem
Sauergas (wie Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Carbonylsulfid
und Kohlenstoffdisulfid), um den Druck von gasförmigen Kohlenwasserstoff führenden
Formationen aufrechtzuerhalten und ein Mittel zur Entsorgung von
unerwünschtem Sauergas
zur Verfügung
zu stellen, um den ökologischen
Schaden durch Freisetzung des Sauergases an die Oberfläche zu reduzieren.
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Kurze Beschreibung der Zeichnungen
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Die
Erfindung und ihre Vorteile werden unter Bezugnahme auf die Zeichnungen
besser verständlich, in
denen gleiche Ziffern für
gleiche Funktionen stehen.
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1 ist
eine schematische Seitenrissteilansicht einer Ausführungsform
der Erfindung, die die Förderung
von Gas aus einer unterirdischen Formation und Injektion von Abgas
in die gleiche Formation zeigt.
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2 ist
eine schematische Seitenrissteilansicht einer zweiten Ausführungsform
der Erfindung, die Trennung von Abgas von gefördertem Gas unten im Loch sowie
die Reinjektion des Abgases in den unteren Anteil der Formation
zeigt.
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3 ist
eine schematische Seitenrissteilansicht einer dritten Ausführungsform
der Erfindung ähnlich der
in 2 gezeigten Ausführungsform, die die Durchführung der
Erfindung in einer Umlenkbohrung zeigt.
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4 ist
eine schematische Seitenrissteilansicht einer vierten Ausführungsform
der Erfindung ähnlich der
in 1 gezeigten Ausführungsform, die die Injektion
von Wasser in die Formation zwischen den Förder- und Injektionsperforationen
zeigt.
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5 zeigt
schematisch eine Umlenkbohrung, die eine unterirdische Formation
durchdringt und den Winkel theta (θ) zeigt, der zur Berechnung
des horizontalen Mindestabstands zwischen der Injektion von Gas in
ein Reservoir und die Förderung
von Gas aus dem Reservoir verwendet wird.
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6 zeigt
schematisch eine Produktionsbohrung und eine Injektionsbohrung,
die in eine unterirdische Formation eindringen, wobei der Winkel
theta (θ)
gezeigt wird, der zur Berechnung des horizontalen Mindestabstands
zwischen den Gasinjektionsperforationen der Injektionsbohrung und
den Förderperforationen der
Produktionsbohrung verwendet wird.
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7 illustriert
graphisch die Ergebnisse von fünf
Reservoirsimulationsbeispielen, die die Mol.% CH4 in
gefördertem
Gas als Funktion der Zeit zeigen.
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8 illustriert
graphisch die Ergebnisse von fünf
Reservoirsimulationsbeispielen, die Drücke unten im Bohrloch als Funktion
der Zeit zeigen.
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Die
Zeichnungen illustrieren spezielle Ausführungsformen zur Durchführung des
erfindungsgemäßen Verfahrens.
Die Zeichnungen sollen andere Ausführungsformen, die das Ergebnis
von normalen und erwarteten Modifikationen dieser speziellen Ausführungsformen
sind, von dem Bereich der Erfindung nicht ausschließen.
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Detaillierte Beschreibung
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Die
Erfindung wird anhand der Förderung
von Erdgas aus einer unterirdischen Formation (oder einem Reservoir)
in Fluidverbindung mit einer oder mehreren Förderkomplettierungen und der
Injektion eines Abgases zur Entsorgung in eine oder mehrere Injektionskomplettierungen
in Fluidverbindung mit der gleichen Formation beschrieben. Die Abgasinjektion
und Erdgasförderung
können
unter Verwendung der gleichen Bohrung durchge führt werden, und gegebenenfalls
können
die Injektion und Förderung
unter Verwendung von einer oder mehreren Injektionsbohrungen und
einer oder mehreren und einer oder mehreren beabstandeten Produktionsbohrungen
durchgeführt
werden. Das erfindungsgemäße Verfahren
kann auf Komplettierungen mit oder ohne Futterrohrtour angewendet
werden. Für
erfindungsgemäße Zwecke
soll der Begriff "Bohrloch" sowohl Komplettierungen
mit Futterrohrtour als auch ohne Futterrohrtour umfassen. In der
folgenden Beschreibung sind nur Komplettierungen mit Futterrohrtour
beschrieben, die Erfindung ist jedoch nicht auf Komplettierungen
mit Futterrohrtour begrenzt.
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In 1 ist
eine Ausführungsform
der Erfindung schematisch als Seitenrissteildarstellung gezeigt. Eine
Produktionsbohrung 10, die nach konventionellen Techniken
gebohrt worden ist, ist als durch mindestens einen Teil der Förderformation 11 gebildet
gezeigt. Formation 11 ist durch eine überlagerte Schicht und eine unterlagerte
Schicht (nicht gezeigt) begrenzt. Die Bohrung 10 weist
ein längliches
Förderfutterrohr 13 auf,
das sich von der Erdoberfläche
(nicht gezeigt) abwärts
zu mindestens dem unteren Bereich der Produktionszone 11 oder
in die Nähe
desselben erstreckt. Das Futterrohr ist an Ort und Stelle zementiert
und von einer Vielzahl von Förderperforationen 14 im
oberen Teil der Produktionszone 11 durchlöchert und
einer Vielzahl von Injektionsperforationen 15 in dem unteren
Teil der Produktionszone 11 durchlöchert, um für Fluidverbindung zwischen
Formation 11 und dem Inneren des Futterrohrs 13 zu
sorgen. Die Perforationen 14 und 15 können in dem
Futterrohr durch konventionelle Perforationstechniken gebildet werden.
Ein Rohrstrang 20 hängt
im Inneren des Futterrohrs 13 und erstreckt sich in die
Nähe des
unteren Endes der Produktionszone 11. Die Produktionszone 11 gibt
Erdgas (dargestellt durch Pfeile 16) in den ringförmigen Raum
zwischen dem Futterrohr 13 und dem Rohrstrang 20 ab.
Wenn Bohrung 10 ohne Futterrohr wäre, würde das Gas aus Formation 11 in
die Bohrung oberhalb des obersten Packers 41 der Bohrung 10 fließen. Erdgas
fließt
in dem ringförmigen
Raum, der zwischen Rohrstrang 20 und der Innenseitenwind
von Futterrohr 13 gebildet ist, nach oben.
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In
diesem Patent bezieht sich der Begriff "Erdgas" auf ein Mehrkomponentengas, das aus
einer Gas führenden
Formation erhalten wurde (nicht assoziiertes Gas). Die Zusammensetzung
und der Druck von Erdgas können
erheblich variieren. Ein typischer Erdgasstrom enthält Methan
(C1) als bedeutsame Komponente. Das Erdgas
enthält
in der Regel auch Ethan (C2), Kohlenwasserstoffe
mit höherem
Molekulargewicht (C3+), ein oder mehrere
Sauergase und geringe Mengen an Verunreinigungen wie Wasser, Stickstoff,
Eisensulfid, Wachs und Rohöl.
Der Begriff "Sauergas" bedeutet in dieser
Beschreibung eine oder mehrere Verbindungen ausgewählt aus
der Gruppe, die Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Carbonylsulfid,
Kohlenstoffdisulfid und Mercaptane umfasst.
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Erdgas,
das aus dem obere Teil von Zone 11 gefördert wurde, gelangt in dem
ringförmigen
Raum aufwärts
und durch Leitung 80 zu einer konventionellen Gasbehandlungsanlage 81,
die ein oder mehrere Systeme zum Dehydratisieren des Gases, zum
Entfernen von Erdgasflüssigkeit
und/oder zum Süßen des
Gases umfassen kann, indem Sauergase wie H2S
und CO2 entfernt werden. Alle diese Behandlungssysteme
sind wohl bekannt. Die Behandlungsanlage 81 kann (1) einen
Produktstrom 82, der zur Einbringung in eine Gaspipeline
oder in eine Brennstoffleitung geeignet ist oder zu einer Verflüssigungsanlage
transportiert werden kann, um flüssiges
Erdgas (liquid natural gas, LNG) oder unter Druck stehendes flüssiges Erdgas
(pressurized liquid natural gas, PLNG) zu produzieren, (2) einen
Erdgasflüssigkeits-
(natural gas liquid; NGL)-Strom 83 und (3) einen Strom 84 produzieren,
in dem ein oder mehrere Sauergase wie CO2 angereichert
sind. Mindestens ein Teil von Strom 84 kann durch einen
oder mehrere Kompressoren 85 unter Druck gesetzt werden
und kann mit einem unter Druck stehenden Wasserstrom 86 vermischt
und in Rohrstrang 20 eingebracht werden.
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Wenn
die Abgasmischung in den Rohrstrang 20 abwärts fließt, steigt
der Druck infolge der hydrostatischen Fluidsäule an. Ein Gas oder eine Flüssigkeit,
das bzw. die in ein Bohrloch eingebracht wird, das durch seinen
hydrostatischen Überstand
unter Druck gesetzt wird, wenn das Gas oder die Flüssigkeit
das Loch hinunterfließt,
kann als "Autokompression" aufweisend bezeichnet
werden. Wenn es erwünscht
ist, dass der Fluiddruck unten im Loch in dem Rohrstrang 20 höher als
derjenige ist, der durch den hydrostatischen Überstand erzeugt wird, kann
der Injektionsdruck an dem Bohrungskopf unter Verwendung einer geeigneten
Druckerzeugungsvorrichtung erhöht
werden, wie einer Pumpe oder einem Kompressor 30.
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Ein
oder mehrere Bohrlochisolier- oder -dichtungsvorrichtungen werden
verwendet, um zu verhindern, dass Fluid, welches in dem Rohrstrang 20 nach
unten fließt,
sich mit dem Förderfluid
mischt, das aus Produktionszone 11 gefördert wird. Diese Bohrlochisolier-
oder -dichtungsvorrichtungen werden üblicherweise als Bohrloch-Packer
bezeichnet und befinden sich in mindestens einer Position zwischen
der untersten Perforation von Perforationen 14 und der
obersten Perforation von Perforationen 15. Zwei Packer 40 und 41 sind
in 1 dargestellt, die jeder geeignete, im Handel
erhältliche,
rückgewinnbare
oder permanente Packer mit aufblasbaren oder komprimierbaren elastomeren
Dichtungselementen sein können,
wie Fachleuten wohl bekannt ist. Der Packer 40 allein oder
beide Packer 40 und 41 können in einem Anteil des Bohrlochs
ohne Futterrohr angeordnet sein, ohne von den Prinzipien der vorliegenden
Erfindung abzuweichen.
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Die
Injektionsrate in den unteren Teil der Produktionszone wird vorzugsweise
kontrolliert, um ein Verhältnis
der Flussrate von Abgas durch den Rohrstrang 20 zu der
Flussrate von Erdgas, das gefördert
wird, aufrechtzuerhalten, um die Menge an Abgas, die in den oberen
Teil der Formation "durchbricht" und erneut durch Perforationen 14 gefördert wird,
unter einem akzeptablen Niveau zu. halten. Indem die Injektionsrate
des Abgases unter der Förderrate
gehalten wird, neigen die Abgase, die in der Regel eine höhere Dichte
und Viskosität
als das geförderte
Erdgas haben, dazu, in dem unteren Anteil der Produktionszone 11 zu
bleiben. Eine Injektionsrate des Abgases, die den Durchbruch bei
einer gegebenen Gewinnung minimiert, hängt von vielen Faktoren ab,
einschließlich
der Erdgasförderrate,
dem Abstand zwischen den Förderperforationen 14 und
den Entsorgungsperforationen 15, der vertikalen Permeabilität der Produktionsformation
relativ zu ihrer horizontalen Permeabilität, der Anwesenheit (oder Abwesenheit)
von natürlichen
oder induzierten Frakturen, der Anwesenheit (oder Abwesenheit) von
Schieferschichten in der Formation und davon, ob die Abgase mit
anderen Fluids, wie Wasser, gemischt sind. Die Rate des Durchbruchs
zu den Förderperforationen 15 kann
außerdem durch
die Injektion von Mitteln, wie Schaum oder Polymerlösung oder
anderen die relative Permeabilität
modifizierenden Fluids in den Bereich zwischen der Injektions- und
der Produktionszonen reduziert werden.
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2 ist
eine schematische Seitenrissteilansicht einer zweiten Ausführungsform
der Erfindung, die der in 1 illustrierten
Ausführungsform ähnlich ist,
außer
dass mindestens ein Teil des Abgases von einem Erdgasstrom-(dargestellt
durch Pfeile 16) durch ein oder mehrere unten im Loch befindliche
Membranmodule 21 getrennt wird (in der Zeichnung ist nur
ein Modul dargestellt) und mindestens ein Teil des Abgases (dargestellt
durch Pfeile 17) direkt in den unteren Teil der Produktionszone 11 geleitet
wird, ohne an die Oberfläche mit
dem Erdgas gefördert
zu werden.
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Membranmodul 21 arbeitet
nach dem Prinzip, dass eine Mischung von Gasen, das Erdgas, unter
relativ hohem Druck die Oberfläche
der Membran passiert, die adaptiert ist, um als selektive Barriere
zu wirken, wodurch einige Komponenten des Erdgases leichter passieren
können
als andere Komponenten. Der Druck auf der Einsatzmaterialseite der
Membran wird auf einem Druck gehalten, der ausreichend höher als
der Druck auf der Permeatseite der Membran liegt, um eine treibende
Kraft für
die Diffusion der stärker
permeierenden Komponenten der gasförmigen Mischung durch die Membran
zu liefern. Der Partialdruck der stärker permeierenden gasförmigen Komponenten
wird auf der Einsatzmaterialseite der Membran auch auf einem höheren Niveau
als auf der Permeatseite gehalten, indem konstant sowohl der Permeatstrom
als auch der Rest des Einsatzmaterialstroms, der Retentatstrom,
von dem Kontakt mit der Membran entfernt werden. Während der Permeatstrom
für das
gewünschte
Produkt stehen kann, ist in den meisten Permeationsverfahren das
gewünschte
Produkt der Reststrom, und der Permeatstrom besteht aus Verunreinigungen,
die aus dem Einsatzmaterialstrom entfernt werden.
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In 2 lässt Membranmodul 21 selektiv
eine oder mehrere Komponenten des Erdgases, wie ein Sauergas, in
das Innere des Rohrstrangs 20 passieren. Der sauergasreiche
Permeatstrom (dargestellt durch Pfeile 17) wird zu einer
Pumpe oder einem Kompressor 30 geleitet. Die Pumpe oder
der Kompressor 30 kann jedes geeignete Pumpsystem sein,
um das Permeat auf einen gewählten
Druck zu komprimieren, damit das unter Druck stehende Permeat durch
Injektionsperforationen 15 in den unteren Teil der Produktionszone 11 fließt. Die
Pumpe oder der Kompressor 30 ist vorzugsweise ein hydraulisch
angetriebenes oder ein versenkbares, elektrisch angetriebenes, mehrstufiges
Pumpensystem.
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Das
Retentat (dargestellt durch Pfeile 18) wird zur weiteren
Behandlung nach wohl bekannten Techniken an die Erdoberfläche gefördert. Fachleute
werden erkennen, dass, wenn das Retentat keine ausreichende Geschwindigkeit
hat, um an die Oberfläche
des Bohrlochs 10 zu steigen, jegliche Form von konventioneller Pumpe
oder konventionellem Kompressor (nicht gezeigt) in dem Bohrloch
montiert werden kann, um das Retentat auf einen höheren Druck
zu bringen. Eine solche nach oben pumpende oder komprimierende Vorrichtung
kann mittels konventioneller Geräte
erfolgen und bildet keinen Teil der Erfindung.
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Umlenkbohrung
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Obwohl
die in 1 und 2 dargestellten Bohrlöcher vertikal
gezeigt sind, können
in der Durchführung
dieser Erfindung die Bohrlöcher
auch geneigt sein, wie in 3 gezeigt
ist, und diese Neigung kann sich 90 Grad nähern, wobei die Bohrung in
diesem Fall einen horizontalen Abschnitt hat. Alternativ kann ein
multilaterales Bohrlochdesign (in den Zeichnungen nicht dargestellt)
in der Durchführung
der vorliegenden Erfindung verwendet werden, wobei die Förderung
von Gas und die Injektion von Abgas in separaten Schenkeln des Multilateralsystems
stattfinden. Die Produktivität
einer Bohrung nimmt in der Regel zu, wenn die Länge der Komplettierung mit
Perforationen zunimmt, die eine Produktionszone schneidet. Die Bohrung 10 kann
auch eine multilaterale Bohrung (in den Zeichnungen nicht gezeigt)
sein, in der eine oder mehrere abzweigende Bohrungen gebohrt werden
können,
um die Förderung
von Erdgas zu steigern und die Entsorgung von Abgas zu steigern.
Die Positionierung der abzweigenden Bohrlochwege und die Anzahl
der zu verwendenden Wege hängt
in der Regel von vielen Faktoren ab, die Fachleuten vertraut sind,
die die Lehren der vorliegenden Erfindung vorteilhaft nutzen konnten,
einschließlich
der speziellen Geologie der Formation sowie der Menge und Rate des
Erdgases, das aus der Formation gefördert werden soll, und der
Menge und Rate des Abgases, das in der Formation entsorgt werde
soll.
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Mehrere Bohrlöcher
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Obwohl 1 und 2 die
Förderung
von Erdgas aus einer Bohrung und die Entsorgung eines Abgases in
die gleiche Formation von der gleichen Bohrung aus illustrieren,
kann zur Durchführung
dieser Erfindung mehr als eine Bohrung verwendet werden. Das Erdgas
kann beispielsweise aus einer Produktionsbohrung gefördert werden,
und Abgas kann in eine beabstandete Injektionsbohrung injiziert
werden. Analog zu dem Fall, in dem eine Bohrung zur simultanen Förderung
und Reinjektion verwendet wird, können die Förder- und Injektionsorte nahe
beieinander liegen, so dass (a) die Injektorbohrung der Produktionsbohrung
Druckunterstützung
liefert und (b) das Injektionsmuster eine schwerkraftstabile (vorwiegend)
vertikale Verdrängung
des Erdgases durch das Abgas liefert. Für die Zwecke dieser Beschreibung
der Erfindung ist "nahe" definitionsgemäß we niger
als 3000 ft (914 m) Bohrlochabstand, vorzugsweise weniger als 2000
ft (610 m).
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Für die meisten
Anwendungen der vorliegenden Erfindung liegen die folgenden Zustände vor:
(1) das Abgas ist dichter und viskoser als das Roherdgas, welches
es verdrängt,
(2) in den meisten Reservoirs liegt die vertikale Permeabilität signifikant
unter der horizontalen Permeabilität und (3) die Menge des zu
entsorgenden Abgases liegt deutlich unter dem Volumen des zu fördernden
Gases. Durch Injektion des Abgases mit kontrollierten Raten so tief,
wie in den Reservoirperforationen durchführbar, kann das injizierte
Abgas das Formationsgas (das "verdrängte Gas") nach oben in Richtung
der Produktionsbohrung oder -bohrungen verdrängen. Obwohl es in den Zeichnungen
nicht so dargestellt ist, kann das Abgas gegebenenfalls vor der
Injektion in die Formation gekühlt
werden. Das Kühlen
des Abgases erhöht
seine Dichte und reduziert die Wahrscheinlichkeit des frühen Durchbruchs
des Abgases in die Förderperforationen.
Die Dichte des Abgases kann auch erhöht werden, indem das Abgas
vor der Injektion in die Formation mit Wasser gemischt wird, wodurch
für weitere Schwerkrafttrennung
gesorgt wird. Je größer der
Dichteunterschied zwischen dem injizierten Material und dem verdrängten Gas
ist, um so besser ist die Stabilität des Verdrängungsprozesses. Ein Dichteverhältnis von ρinj/ρdisp > 1,05 ist bevorzugt,
wobei ein Verhältnis über 1,2
besonders bevorzugt ist. Ein viskoseres injiziertes Material ist
in ähnlicher
Weise in Bezug auf Hindurchdringen durch das verdrängte Fluid
stabiler. Ein Viskositätsverhältnis des
injizierten Abgases zu dem Gas, das in dem Reservoir verdrängt wird,
(μinj/μdisp) größer als 1,05
ist allgemein bevorzugt, wobei ein Verhältnis von mehr als 1,1 besonders
bevorzugt ist.
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Die
nahe Injektion des Abgases trägt
dazu bei, den Reservoirdruck aufrechtzuerhalten, die Spüleffizienz
des Reservoirs zu verbessern und potentielle Senkung der Formation
oberhalb des Reservoirs abzumildern. Das Aufrechterhalten eines
höheren
durchschnittlichen Reservoirdrucks kann die Zahl der Produktionsbohrungen
verringern, die im Verlauf der Lebensdauer des Projekts erforderlich
sind, und/oder den Bedarf an Kompressoren bei den Produktionsbohrungen
reduzieren oder eliminieren.
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Fachleute
werden erkennen, dass hohe Abgasinjektionen und/oder Raten der Erdgasförderung
dazu führen
können,
dass sich ein hoher Druckgradient zwischen den Injektorperforationen
und den Förderperforationen
entwickelt. Dieser Druckgradient kann zu "Konusbildung" des injizierten Abgases in Richtung
der Förderperforationen
führen.
Dies kann durch eine Reihe von Faktoren gemildert werden, einschließlich beispielsweise:
- 1. Verteilung von kv/kh. Wenn das Verhältnis der vertikalen Permeabilität (kv) zu der horizontalen Permeabilität (kh) weniger als 0,3 beträgt, findet wesentliche radiale
Versetzung des injizierten Materials statt und die Gesamtspüleffizienz
des Reservoirs wird verbessert. Großflächige Permeabilitätsbarrieren
(wie Schiefergänge)
können
die Wahrscheinlichkeit des frühen
Durchbruchs reduzieren, reduzieren jedoch auch den Vorteil der Druckunterstützung des
injizierten Materials auf die oberen Produktionsschichten. Das Verhältnis kv/kh wird durch das
Reservoir diktiert und kann global nicht geändert werden. Injektions- und
Produktionsbohrungen können
jedoch mit mehr Sorgfalt platziert werden, wenn die Verteilung von
kv/kh nach Verfahren,
die Fachleuten bekannt sind, abgeschätzt werden kann. Dies verbessert
die Spüleffizienz
des nach oben gerichteten Verdrängungsprozesses.
- 2. Reduktion des Injektions/Entnahme-Verhältnisses in dem lokalen Bereich.
Für die
später
in dieser Beschreibung erörterten
Simulationen wurde ein Maximum von 0,7 verwendet. Niedrigere Werte
der Injektions/Entnahme-Verhältnisse
führen
zu weniger Verunreinigung, jedoch auch zu geringerer Gesamtdruckunterstützung. Alternativ
kann die Injektion zu irgendeinem Zeitpunkt nach Förderbeginn
hinausgezögert
werden.
- 3. Erhöhen
des vertikalen Abstands zwischen den Injektions- und Förderperforationen.
- 4. Erhöhen
der horizontalen Versetzung zwischen den Injektions- und Förderperforationen.
- 5. Injizieren von Wasser, Schaum, Polymerlösung oder ande- rem fluidem
Mittel in die Perforationen zwischen den Injektionsperforationen
und den Förderperforationen.
Diese Mittel können
verwendet werden, um die relative Permeabilität der betroffenen Zone für das Abgas
zu reduzieren, wodurch das Abgas gezwungen ist, einen längeren Weg
zu den Förderperforationen
zu nehmen.
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4 illustriert
schematisch eine andere Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung, die der in 1 gezeigten
Ausführungsform ähnlich ist,
außer
dass eine geeignete Fluidleitung 22 in der Bohrung 10 angeordnet
ist, um Wasser, Schaum, eine Polymerlösung oder anderes geeignetes
die Permeabilität änderndes
Mittel (allgemein durch Pfeile 25 gezeigt) durch Perforationen 24 in
die Formation 11 zu leiten. Dieses injizierte Fluid kann
die relative Permeabilität
für das
Abgas, das in den unteren Teil der Formation 11 injiziert wird,
reduzieren, dadurch wird das Abgas dazu gebracht, einen längeren Weg
zu nehmen, bevor es die Förderperforationen 14 erreicht.
Die Anordnung eines geeigneten, die Permeabilität ändernden Fluids in die Formation
zwischen der Injektionsperforation und den Förderperforationen ist nicht
auf die in 4 gezeigte Vorrichtung begrenzt.
Das die Permeabilität ändernde
Fluid kann nach jedem geeigneten Fluidtransportmechanismus in der
Formation 11 angeordnet werden.
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1 bis 4 illustrieren
Flusskonfigurationen in Bohrloch 10, wobei gefördertes
Gas in den ringförmigen
Raum zwischen dem Futterrohr 13 und Rohrstrang 20 fließt, es sind
jedoch andere Flusskonfigurationen möglich. Gefördertes Gas kann beispielsweise
so gelenkt werden, dass es durch einen oder mehrere Rohrstränge in der
Bohrung fließt.
Solche alternativen Flussanordnungen sind Fachleuten mit dem vorteilhaften Nutzen
dieser Offenbarung vertraut.
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Modell
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Es
wurde ein geometrisches Modell entwickelt, um den Mindestabstand
von der Unterseite des produzierenden Anteils der Bohrung zu der
Oberseite des Injektionsanteils der Bohrung, der den Durchbruch
auf ein erwünschtes
Niveau reduziert, für
den Fall eines einzigen Bohrlochs abzuschätzen. Das Modell geht von im
Wesentlichen gleichförmiger
Porosität
durch die Gas führende
Formation aus. Wenn das Reservoir nicht ausreichend dick ist, um
in einer einzigen Bohrung sowohl Gasförderung als auch Abgasinjektion
mit einem erwünschten
vertikalen Abstand zwischen den Injektions- und Produktionszonen
zuzulassen, kann eine Umlenkbohrung (oder getrennte Bohrungen) verwendet
werden. Es ist bei einem derartigen Reservoir erwünscht, den
horizontalen Mindestabstand zwischen der obersten Perforation der
Injektionsperforationen und der untersten Perforationen in den Förderperforationen
zu bestimmen. Dieser horizontale Abstand (D) kann mit der folgenden
Gleichung berechnet werden: D = h tan θ,wobei: θ =
Arccos [(0,64 h2/3/A1/3R1/3(kv/kh)2/3(I/W)1/3] Gleichung 1
- h
- ist der vertikale
Abstand zwischen der Unterseite der Produktionsperforationen zu
der Oberseite der Injektionsperforationen;
- A
- ist die ungefähre Drainagefläche der
Produktionsbohrung – definiert
als π r2, wobei r der halbe Abstand von den Perforationen
in der Referenzförderbohrung
zu den Perforationen in einer anderen fördernden Bohrung ist (wenn
es keine anderen Förderbohrungen
in der gleichen Formation gibt, wird r gleich dem durchschnittlichen
horizontalen Abstand von den Förderperforationen
zu der Reservoirgrenze gesetzt);
- R
- ist ein Gewinnungsfaktor
für das
Drainagevolumen der Produktionsbohrung – definiert als das in einer gegebenen
Bohrung geförderte
Gas, geteilt durch das ursprünglich
an der Stelle befindliche Gas (original gas in place, OGIP) für ihr Drainagevolume
(V), wobei V = A·T,
T = durchschnittliche Reservoirdicke, OGIP = VΦ(1 – Siw)/Bg, Φ =
durchschnittliche Porosität,
Siw = Wassersättigungsfaktor im Zwischenraum
und Bg = Gasformationsfaktor;
- kv/kh
- ist das Verhältnis der
durchschnittlichen vertikalen Permeabilität zu der durchschnittlichen
horizontalen Permeabilität
in dem Drainagevolumen der Bohrung, und
- I/W
- ist das Verhältnis der
Injektionsrate des Abgases zu der Förderrate des Gases der Formation
ist.
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Vorzugsweise
ist jede Produktionsbohrung in Fluidverbindung mit dem oberen Anteil
der Formation, jede Injektionsbohrung ist in Fluidverbindung mit
dem unteren Anteil der Formation, und das gesamte Abgas oder ein
wesentlicher Anteil des Abgases, das durch eine gewählte Injektionsbohrung
injiziert wird, wird außerhalb
des Drainagevolumens der Produktionsbohrung gespeichert, die der
gewählten
Injektionsbohrung am nächsten
liegt.
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5 zeigt
schematisch den Winkel theta θ für ein einzelnes
Bohrloch 40, das Förderperforationen 41 nahe
der Oberseite eines produzierenden Reservoirs 42 enthält, sowie
Injektionsperforationen 43 nahe der Unterseite des produzierenden
Reservoirs. Am unteren Ende der Förderperforationen 41 befindet
sich ein Punkt 44, und am oberen Ende der Injektionsperforationen 43 befindet
sich ein Punkt 45. Winkel theta θ ist der Winkel zwischen der
vertikalen punktierten Linie 46, die sich von Punkt 44 abwärts erstreckt,
und der geraden punktierten Linie 47, die Punkte 44 und 45 verbindet,
unabhängig
von dem Weg, den das Bohrloch bei der Verbindung der Punkte 44 und 45 nehmen
kann.
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6 illustriert
schematisch Winkel theta θ für eine Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung, die eine Produktionsbohrung 50 und
eine Injektionsbohrung 51 verwendet. Reservoir 53 wird
von der produzierenden Bohrung 50 durchdrungen, die Förderperforationen 52 nahe
der Oberseite des Reservoirs 53 enthält. Reservoir 53 wird
auch von einer beabstandeten In jektionsbohrung 51 mit Injektionsperforationen 54 nahe
der Unterseite des Reservoirs 53 durchdrungen. Am unteren
Ende der Förderperforationen 52 befindet
sich ein Punkt mit der Bezeichnung 55, und am oberen Ende
der Injektionsperforationen 54 befindet sich ein Punkt
mit der Bezeichnung 56. In dieser Ausführungsform ist θ der Winkel
zwischen der punktierten vertikalen Linie 57, die sich
von Punkt 55 abwärts
erstreckt, und der punktierten geraden Linie 58, die Punkte 55 und 56 verbindet.
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Wenn
der Ausdruck in den Klammern von Gleichung 1 gleich oder größer als
eins ist, ist keine Umlenkung in dem Reservoir erforderlich. Die
Injektion von Abgas kann daher durch Injektionsperforationen auf
einer vertikalen Linie unter den Förderperforationen erfolgen.
Tabelle 1 zeigt einen Bereich von Werten von θ für gewählte Reservoir- und Betriebsparameter
unter der Annahme von nominell konstanter Porosität durch
das Reservoir hindurch und unter der Annahme, dass sowohl die Förderperforationen
als auch die Injektionsperforationen vertikal 100 ft dick sind.
Fachleute seien darauf hingewiesen, dass die Erfindung nicht durch
die Annahmen begrenzt ist, die zur Berechnung der in Tabelle 1 wiedergegebenen
Daten verwendet wurden.
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Der
Mindestabstand zwischen vertikalen Bohrungen hat die Tendenz, sich
mit der Drainagefläche
zu vergrößern und
nimmt mit größerem kv/kh und Injektions/Entnahme-Verhältnis zu.
Die produzierenden Bohrungsperforationen befinden sich vorzugsweise
in der Nähe
der Oberseite der kontinuierlichen Produktionsperforationen, wobei
sich die Injektionsbohrungsperforationen vorzugsweise in der Nähe der Unterseite
des Reservoirs unmittelbar über
(oder möglicherweise
unter) dem Gas-Wasser-Kontakt befinden. Wenn es in der Gas führenden
Formation natürliche
Bruchbildung gibt, befinden sich die Abgasinjektoren vorzugsweise
in einer Richtung von den Produktionsbohrungen, die zu der Bruchrichtung
senkrecht ist.
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Das Überschreiten
des vorgeschlagenen 8-Werts erhöht
die Bohrkosten in einer Ausführungsform
mit einem einzelnen Bohr loch in der Regel, da die gesamte Bohrlochlänge zunimmt.
Das Überschreiten
von θ kann
das Niveau der Druckunterstützung
in Abhängigkeit
von der Reservoirpermeabilität
auch reduzieren, das sich durch nahe Injektion gewinnen lässt. Der
Ausdruck in Gleichung 1 liefert ein Mittel, um eine Abwägung zwischen
Langzeitförderverunreinigung,
Reservoirdruckunterstützung
und Bohrungskosten durchzuführen. Tabelle
1
| Fläche (Hektar) | kv/kh | I/W | Dicke
zwischen den Bohrungen (m) | Gesamtdicke
(m) | Gewin
nung 30% θ (Grad) | Gewinnung 50% θ (Grad) |
| 50 | 0,1 | 0,3 | 50 | 150 | 38,2 | 48,5 |
| 50 | 0,1 | 0,3 | 75 | 175 | 0,0 | 19,2 |
| 50 | 0,1 | 0,3 | 150 | 250 | 0,0 | 0,0 |
| 50 | 0,3 | 0,3 | 100 | 200 | 46,6 | 54,6 |
| 50 | 0,3 | 0,7 | 200 | 300 | 25,3 | 40,3 |
| 50 | 0,3 | 1 | 200 | 300 | 36,6 | 47,4 |
| 50 | 0,3 | 1 | 300 | 400 | 0,0 | 22,6 |
| 100 | 0,1 | 0,3 | 50 | 250 | 58,3 | 63,7 |
| 100 | 0,1 | 0,3 | 100 | 300 | 8,0 | 33,4 |
| 100 | 0,1 | 0,3 | 150 | 350 | 0,0 | 0,0 |
| 100 | 0,3 | 0,3 | 200 | 400 | 30,1 | 43,1 |
| 100 | 0,3 | 0,7 | 200 | 400 | 49,3 | 56,6 |
| 100 | 0,3 | 1 | 300 | 500 | 36,3 | 47,1 |
| 100 | 0,3 | 1 | 400 | 600 | 0,0 | 31,4 |
| 200 | 0,1 | 0,3 | 50 | 250 | 65,3 | 69,4 |
| 200 | 0,1 | 0,3 | 100 | 300 | 38,2 | 48,5 |
| 200 | 0,1 | 0,3 | 150 | 350 | 0,0 | 19,2 |
| 200 | 0,3 | 0,3 | 300 | 500 | 17,0 | 36,3 |
| 200 | 0,3 | 0,7 | 300 | 500 | 43,9 | 52,6 |
| 200 | 0,3 | 1 | 400 | 600 | 36,6 | 47,4 |
| 200 | 0,3 | 1 | 500 | 700 | 17,5 | 36,5 |
| 300 | 0,1 | 0,3 | 100 | 300 | 46,6 | 54,6 |
| 300 | 0,1 | 0,3 | 150 | 350 | 12,0 | 34,4 |
| 300 | 0,1 | 0,3 | 200 | 400 | 0,0 | 0,0 |
| 300 | 0,3 | 0,3 | 300 | 500 | 33,4 | 45,2 |
| 300 | 0,3 | 0,7 | 400 | 600 | 37,8 | 48,2 |
| 300 | 0,3 | 1 | 500 | 700 | 33,6 | 45,4 |
| 300 | 0,3 | 1 | 600 | 800 | 17,0 | 36,2 |
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Beispiel
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Die
Reservoirsimulationen wurden mit proprietärer Software durchgeführt. Vergleichbare
Ergebnisse lassen sich von kommerziell erhältlichen Reservoirsimulatoren
erhalten, die Fachleuten, die die Lehren dieser Beschreibung verwenden,
vertraut sind. Eine einzige Produzenten/Injektor-Kombination (ähnlich der
in 1 gezeigten Ausführungsform) wurde in einem
4700 ft (1433 m) dicken zylindrischen Reservoirvolumen mit 8900 ft
(2713 m) Durchmesser modelliert. In diesem beispielhaften Fall wurde
das Reservoir in 72 Schichten unterteilt, wobei die horizontale
Permeabilität,
wenn nicht anders angegeben, auf 30 Millidarcy (0,0296 μm2) fixiert wurde. Für alle Versuche wurde, wenn
nicht anders angegeben, ein Verhältnis
von vertikaler zu horizontaler Permeabilität (kv/kh) von 0,33 angenommen. In ähnlicher
Weise wurde eine Porosität
von 20% angenommen. Die Anfangsreservoirgaszusammensetzung wurde
mit 72% CO2 und 28% CH4 angenommen
(Prozente in Molprozent). Der Anfangsreservoirdruck betrug im obere
Bereich der Perforationen 6800 psi (46.900 kPa). Die Förderung
wurde aus den oberen Schichten des Reservoirs mit einem festgelegten
Fluss von 200 Millionen Standard-ft3 pro
Tag (9962 kg·mol/h)
mit einer angenommen Projektlebensdauer von 50 Jahren genommen.
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Für die Zwecke
des Simulationsbeispiels wurde angenommen, dass 95% des CO2 gewonnen und reinfiziert wurden, zusammen
mit 3% des CH4. Das Volumen des Abgases
(CO2) nahm in den späteren Jahren des Modells zu,
da die CO2-Konzentration in dem Förderstrom
zunahm. Dieses Abgas wurde durch 1050 ft (320 m) Perforationen in
den unteren Anteil des Reservoirs injiziert.
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7 vergleicht
berechnete CH4-Mol.% in dem geförderten
Gas als Funktion der Zeit für
mehrere unterschiedliche Simulationsbeispiele. In dem Basisfall
(Kurve 61) war zu Referenzzwecken der untere fördernde Bohrungsblock
1574 ft (480 m) über
dem oberen Bereich des obersten Injektionsbohrungsblocks.
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Kurve 62 illustriert
den Effekt der Verkürzung
der Perforationen zwischen Injektor und Produzent, indem der letztere
auf 525 ft (160 m) oberhalb des Injektors ohne irgendeine horizontale
Verschiebung abgesenkt wurde. Somit ist θ Null, was deutlich unter dem
empfohlenen Wert von 72° für einen
Gewinnungsfaktor von 0,5 liegt. Das resultierende Verunreinigungsniveau
ist unerwünscht.
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Kurve 63 zeigt,
dass das Erhöhen
des Kv/kh-Verhältnisses
auf 1,0 die Kontamination wesentlich erhöht oder die Zeit reduziert,
die erforderlich ist, um ein gegebenes Kontaminationsniveau zu erreichen.
Kurve 64 zeigt einen Fall, bei dem das Volumen des injizierten
Gases gegenüber
dem Basisfall um 50% erhöht
wurde, wobei alle anderen Parameter konstant blieben. Wiederum fällt die
frühere
Verunreinigung des geförderten Gases
auf. Kurve 65 zeigt einen Fall, in dem der Injektor 1667
ft (508 m) in horizontaler Richtung von dem Produzenten weg bewegt
wurde. Es wurde weniger Kontamination des geförderten Gases berechnet, weil
das Abgas den zusätzlichen
Abstand überwinden
musste, um zu dem Produzenten zu gelangen.
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8 zeigt
Drücke
des fördernden
unteren Bohrungsloches (bottom hole, BH) entsprechend den in 7 gezeigten
Fällen.
Kurve 71 zeigt den Basisfall (entsprechend Kurve 61 in 7).
Kurve 72 scheint eine gewisse Erhöhung des unteren Lochdrucks
zu zeigen, wenn der Produzent näher
an den Injektor bewegt wird.
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Kurve 73 zeigt,
dass das Erhöhen
des kv/kh-Verhltnisses
auf 1,0 die Druckunterstützung
des Produzenten auch verbessert. Kurve 74 zeigt, dass das
Injizieren von mehr Abgas in dem Modell den Förderbohrungsdruck über die
Lebensdauer des Projekts signifikant erhöhte. Kurve 75 zeigt,
dass wenig Verlust der Druckunterstützung beobachtet. wird, wenn
der Injektor so weit wie 1667 ft (508 m) in horizontaler Richtung von
dem Produzenten weg bewegt wird.
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Ein
Fachmann, insbesondere derjenige mit dem Vorteil der Lehren dieses
Patents, wird viele Modifikationen und Varianten der oben offenbarten
spezifischen Ausführungsform
erkennen. Beispielsweise können erfindungsgemäß in Abhängigkeit
von dem Gesamtdesign des Systems, ob ein Membrantrennsystem unten im
Loch verwendet wird, und falls ja, welches Membransystem gewählt worden
ist, den gewünschten
Komponententrennungen und der Zusammensetzung des Einsatzmaterialgases,
eine Vielfalt von Temperaturen und Drücken verwendet werden. Ein
Fachmann kann auch potentielle Verbesserungen des Verfahrens erkennen, beispielsweise
indem Gas aus der Formation für
einen bestimmten Zeitraum gefördert
wird, bevor mit der Abgasinjektion begonnen wird. In ähnlicher
Weise kann ein Fachmann den Vorteil der Anordnung der Bohrungen in
einem bestimmten Muster für
einen gegebenen Reservoirtyp erkennen. Wenn die produzierende Formation beispielsweise
antiklinal ist, kann die Förderung
der Kohlenwasserstoffe aus einer Vielfalt von Förderbohrungen erfolgen, die
allgemein in dem inneren Anteil der Formation positioniert sind,
während
die Abgasinjektionsbrunnen allgemein in dem peripheren Bereich der
Formation angeordnet werden können.
Wenn die Formation alternativ monoklinal ist, kann die Förderung
der Kohlenwasserstoffe aus einer Vielzahl von Förderbohrungen erfolgen, die
in dem neigungsaufwärts
gelegenen ("updip") Anteil der Formation
angeordnet sind, während
die Platzierung des Sauergases durch eine Vielzahl von Injektionsbohrungen
erfolgen kann, die in einer liniengesteuerten Konfiguration in dem
unter der Struktur befindlichen Anteil der Formation angeordnet
sind. Wenn das Reservoir teilweise verarmt ist und sich die Bohrungen
bereits an Ort und Stelle befinden, kann es unter einigen Bedingungen
erwünscht
sein, Produktionsbohrungen in Injektionsbohrungen umzuwandeln. Bestimmte Verfahrensstufen
können
zudem bewerkstelligt werden, indem Vorrichtungen hinzugefügt werden,
die mit den gezeigten Vorrichtungen austauschbar sind.
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Die
speziell offenbarten Ausführungsformen
und Beispiele sollten, wie bereits erörtert, nicht zur Einschränkung oder
Begrenzung des Schutzumfangs der Erfindung verwendet werden, der
durch die folgenden Ansprüche
und ihre äquivalente
bestimmt wird.