E - Fixed Constructions – 21 – B
Patent
E - Fixed Constructions
21
B
E21B 43/20 (2006.01) C09K 8/58 (2006.01)
Patent
CA 2748872
A method for increasing the recovery of crude oil from a reservoir comprising at least one oil-bearing porous subterranean formation having a permeability of greater than 10 millidarcies wherein (a) crude oil and connate water are present within the pore space of the formation rock, and (b) the crude oil that is present in the formation has an American Petroleum Institute (API) gravity of less than 30°, a viscosity under reservoir conditions of greater than 1 centipoise, and undissolved solids suspended therein, the method comprising: (A) injecting an injection water into the formation wherein the injection water has undissolved solids suspended therein, a total dissolved solids content (TDS) of 30,000 ppm or less, and a ratio of the total multivalent cation content of the injection water to the total multivalent cation content of the connate water of less than 0.9; and (B) producing within the hydrocarbon-bearing formation an emulsion comprising a discontinuous aqueous phase and a continuous oil phase (hereinafter "water- in-oil" emulsion) wherein the total amount of undissolved solids suspended in the injection water and of undissolved solids suspended in the crude oil is sufficient for the emulsion to have an undissolved suspended solids content of at least 0.05 % by weight (0.5 kg/m3) of emulsion.
L'invention porte sur un procédé d'augmentation de la récupération de pétrole brut à partir d'un réservoir comprenant au moins une formation souterraine poreuse pétrolifère, présentant une perméabilité de plus de 10 millidarcy dans lequel (a) du pétrole brut et de l'eau connée sont présents à l'intérieur de l'espace poreux de la roche de la formation, et (b) le pétrole brut qui est présent dans la formation présente une densité selon l'Institut américain du pétrole (API) de moins de 30 °, une viscosité dans des conditions de réservoir de plus de 1 centipoise, et des matières solides non dissoutes en suspension dans celui-ci. Le procédé comporte les opérations consistant : (A) à injecter une eau d'injection dans la formation, l'eau d'injection possédant des matières solides non dissoutes en suspension dans celle-ci, une teneur totale en matières solides dissoutes (TDS) de 30 000 ppm ou moins, et un rapport de la teneur totale en cations multivalents de l'eau d'injection à la teneur totale en cations multivalents de l'eau connée de moins de 0,9 ; et (B) à produire à l'intérieur de la formation portant des hydrocarbures une émulsion comprenant une phase aqueuse discontinue et une phase huileuse continue (ci-après, émulsion « eau-dans-huile »), la quantité totale de matières solides non dissoutes en suspension dans l'eau d'injection et de matières solides non dissoutes en suspension dans le pétrole brut étant suffisante pour que l'émulsion présente une teneur en matières solides en suspension non dissoutes d'au moins 0,05 % en poids (0,5 kg/m3) d'émulsion.
Mcguire Patrick Lee
Vittoratos Euthimios
Bp Corporation North America Inc.
Fetherstonhaugh & Co.
LandOfFree
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