DE69924763T2

DE69924763T2 - Verfahren und system zur erhöhung der ölgewinnung aus einem öl- und -gaserzeugenden bohrloch

Info

Publication number: DE69924763T2
Application number: DE69924763T
Authority: DE
Inventors: L. Jerry BRADY; D. Mark STEVENSON; M. John KLEIN; L. James CAWVEY; D. David HEARN
Original assignee: ConocoPhillips Co
Current assignee: ConocoPhillips Co
Priority date: 1999-04-22
Filing date: 1999-04-22
Publication date: 2006-03-02
Anticipated expiration: 2019-04-23
Also published as: ATE293206T1; CA2367712C; CA2367712A1; NO20015032D0; NO20015032L; WO2000065197A1; ES2238832T3; DE69924763D1; EP1171687A1; NO330142B1; PT1171687E; DK1171687T3; EP1171687B1

Description

GEBIET DER ERFINDUNG
Diese Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erhöhung der Ölförderung aus ein Gemisch aus Öl und Gas fördernden Ölbohrungen bei erhöhtem Druck durch ein Bohrloch, das eine ölhaltige Formation, enthaltend eine Injektionszone und eine ölhaltige Zone, durchdringt, durch Abtrennen eines Teils des Gases von dem Gemisch, Nutzung von Energie von mindestens einem Teil des Gemischs zum Komprimieren des abgetrennten Gases auf einer Oberfläche und Injektion des komprimierten Gases in die Injektionszone.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
In vielen Ölfeldern umfasst die ölhaltige Formation eine Gaskappenzone und eine ölhaltige Zone. Viele dieser Felder liefern ein Gemisch aus Öl und Gas mit einem Gas-zu-Öl-Verhältnis (gas to oil ratio; GOR), welches mit dem Alter des Feldes zunimmt. Dies resultiert aus vielen dem Fachmann bekannten Faktoren. Typischerweise wird das Gemisch aus Gas und Öl an der Oberfläche in einen Gasanteil und einen Ölanteil aufgetrennt. Der Gasanteil kann u.a. als natürliches Gasprodukt vertrieben oder zur Aufrechterhaltung des Drucks in der Gaskappe injiziert werden. Ferner befinden sich viele solcher Felder in Teilen der Welt, in welchen es schwierig ist, das Gas wirtschaftlich auf den Markt zu bringen, weshalb die Injektion des Gases seine Verfügbarkeit als zukünftige Ressource sowie die Aufrechterhaltung des Drucks in der Gaskappe bewahrt.
Bohrungen in solchen Feldern können Gemische liefern, welche ein GOR von über 2374,79 m³/m³ bei Temperatur- und Druckstandardbedingungen von (10000 Standardkubikfuß pro Standardbarrel (SCF/STB)) aufweisen. Unter solchen Umständen kann das Gemisch weniger als 1 Vol.-% Flüssigkeiten in der Bohrung aufweisen. Typischerweise ist ein GOR von 190 bis 593,7 m³/m³ bei Temperatur- und Druckstandardbedingungen (800 bis 2500 SCF/STB) mehr als ausreichend, um das Öl als Gas/Öl-Gemisch an die Oberfläche zu befördern. Normalerweise liegt das Öl als Dispersion von fein verteilten Tröpfchen oder als Nebel im auf diese Weise geförderten Gas vor. In vielen solchen Bohrungen können Wassermengen mit dem Öl gewonnen werden. Der wie hier verwendete Begriff „Öl" bezieht sich auf aus einer Formation geförderte Kohlenwasserstoffflüssigkeiten. Die Oberflächenanlage zur Abtrennung und Rückführung des Gases zur Gaskappe muss beim Fördern solcher Gemische offensichtlich von beträchtlicher Kapazität sein, um zur Aufrechterhaltung der Ölförderung genügend Gas zur Gaskappe oder anderen erschöpften Formationen rückzuführen.
Typischerweise sammeln in solchen Feldern Sammelleitungen die Fluids in gemeinsame Leitungen, welche dann zur Förderanlage oder dergleichen geführt werden, wo das Rohöl, das Kondensat und andere Kohlenwasserstoffflüssigkeiten als Rohöl abgetrennt und weiter befördert werden. Natürliche Gasflüssigkeiten werden dann aus dem Gasstrom gewonnen und wahlweise mit dem Rohöl und dem Kondensat vereint. Wahlweise kann ein mischbares Lösungsmittel, das Kohlendioxid, Stickstoff und ein Gemisch aus leichten Kohlenwasserstoffen umfasst, wie der Gasstrom zur Steigerung der Ölgewinnung oder dergleichen verwendet werden. Der übrige Gasstrom wird dann zu einem Kompressor geleitet, wo er zur Injektion komprimiert wird. Das komprimierte Gas wird durch Injektionsbohrun gen, einem ringförmigen Abschnitt einer Förderbohrung, oder dergleichen in die Gaskappe injiziert.
Eindeutig ist die Größe der zur Förderung des Gemischs aus Gas und Öl erforderlichen Oberflächenanlage beträchtlich und kann aufgrund von Kapazitätsbeschränkungen auf die Fähigkeit der Handhabung des geförderten Gases zu einem beschränkenden Faktor für die Ölmenge werden, welche von der Formation gefördert werden kann.
Es wurde in U.S.-Patent Nr. 5,431,228 „Down Hole Gas-Liquid Separator for Wells", erteilt am 11. Juli 1995 an Weingarten et al. und übertragen an Atlantic Richfield Company, offenbart, dass ein Untertageschneckenabscheider verwendet werden kann, um einen Gas- und einen Flüssigkeitsstrom zur Trenngewinnung an der Oberfläche aufzutrennen. Ein gasförmiger Teil des Stroms wird durch einen ringförmigen Raum in der Bohrung mit den durch ein Förderrohr gewonnenen Flüssigkeiten gewonnen.
In SPE 30637 „New Design for Compact Liquid-Gas Partial Separation: Down Hole and Surface Installations for Artifical Lift Applications" von Weingarten et al. ist offenbart, dass wie in U.S. Patent 5,431,228 offenbarte Schneckenabscheider für Untertage- oder Oberflächenanlagen zur Gas/Flüssigkeit-Auftrennung verwendet werden können. Während, wie erörtert, solche Auftrennungen insbesondere für künstliche oder Gasauftriebsanwendungen und dergleichen nützlich sind, wird, wie offenbart, das gesamte Gas und die gesamte Flüssigkeit zur Verarbeitung noch an der Oberfläche gewonnen. Demzufolge kann die Oberflächenanlage zur Verarbeitung von Gas der Ölmenge, welche von einer Öl als ein Gemisch aus Gas und Flüssigkeiten liefernden unterirdischen Formation gefördert werden kann, noch eine deutliche Beschränkung auferlegen.
Demzufolge richtete sich eine fortlaufende Suche auf die Entwicklung von Verfahren, welche mit einer vorhandenen Oberflächenanlage die Ölmenge erhöhen kann, welche von ein Gemisch aus Öl und Gas liefernden unterirdischen Formationen gefördert werden kann.
US-A-5 794 697 offenbart ein Verfahren zur Erhöhung der Ölförderung einer ein Gemisch aus Öl und Gas fördernden Ölbohrung durch Abtrennen eines Teils des Gases von dem Gemisch untertage, Komprimieren des abgetrennten Gases untertage und Injizieren des komprimierten Gases in eine Gaskappenzone.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Erfindungsgemäß wurde gefunden, dass erhöhte Ölmengen aus einer ein Gemisch aus Öl und Gas fördernden Ölbohrung bei erhöhtem Druck durch ein Bohrloch, das eine ölhaltige Formation, enthaltend eine ölhaltige Zone und eine Injektionszone, durchdringt, gefördert werden können, indem zumindest ein Teil des Gases von dem Gemisch aus Öl und Gas zur Herstellung eines abgetrennten Gases und eines mit Öl angereicherten Gemischs abgetrennt wird, die Energie von zumindest einem Teil des Gemischs aus Öl und Gas zum Komprimieren auf einer Oberfläche zumindest eines Teils des abgetrennten Gases genutzt wird, um ein komprimiertes Gas mit einem Druck, der ausreicht, es in die Injektionszone zu injizieren, herzustellen, das komprimierte Gas in die Injektionszone injiziert wird und zumindest ein Hauptteil des mit Öl angereicherten Gemischs gewonnen wird.
Die Erfindung umfasst ferner ein System zur Erhöhung der Ölförderung aus einer ein Gemisch aus Öl und Gas fördernden Ölbohrung bei erhöhtem Druck durch ein Bohrloch, das eine ölhaltige Formation, enthaltend eine ölhaltige Zone und eine Injektionszone, durchdringt, wobei das System einen Untertageschneckenabscheider in Fluidkommunikation mit der ölhaltigen Zone, eine an der Oberfläche positionierte Turbine mit einer Einlassöffnung in Fluidkommunikation mit dem Abscheider und einen an der Oberfläche positionierten Kompressor umfasst, wobei der Kompressor antriebsfähig an die Turbine angeschlossen ist und eine Gaseinlassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Auslassöffnung zur Entladung von abgetrenntem Gas am Abscheider aufweist, wobei der Kompressor ferner eine Auslassöffnung zur Entladung von komprimiertem Gas in Fluidkommunikation mit der Injektionszone durch einen Korridor aufweist.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist ein schematisches Diagramm einer Förderbohrung gemäß dem Stand der Technik zur Förderung eines Gemischs aus Öl und Gas aus einer unterirdischen Formation und einer Injektionsbohrung zum Injizieren von Gas zurück in eine Gaskappe in der ölhaltigen Formation.
2 ist ein schematisches Diagramm eines Untertageteils einer Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung, in welcher das Gas untertage von Flüssigkeiten in einer Formation abgetrennt wird, durch eine Förderbohrung an eine Oberfläche gefördert wird, wo es komprimiert und durch eine zugeordnete Injektionsbohrung zurück in eine Gaskappe in der Formation injiziert wird.
3 ist ein schematisches Diagramm eines Untertageteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung, in welcher Gas untertage von Flüssigkeiten in einer Formation abgetrennt wird, durch eine Förderbohrung an eine Oberfläche gefördert wird, wo es komprimiert und durch eine andere Förder bohrung, welche als Injektionsbohrung dient, zurück in eine Gaskappe in der Formation injiziert wird.
4 ist ein schematisches Diagramm eines Untertageteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung, in welcher Gas untertage von Flüssigkeiten in einer Formation abgetrennt wird, durch eine Förderbohrung an eine Oberfläche gefördert wird, wo es komprimiert und durch eine Ringkammer der Förderbohrung zurück in eine Gaskappe in der Formation injiziert wird.
5 ist ein schematisches Diagramm eines Untertageteils einer anderen Ausführungsform des Systems, in welcher Gas an einer Oberfläche von durch eine Formation gelieferten Flüssigkeiten abgetrennt wird, komprimiert wird und durch die Förderbohrung zurück in eine Gaskappe injiziert wird.
6 ist ein schematisches Fließdiagramm eines Oberflächenteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung zum Komprimieren von Gas unter Verwendung von Energie aus einem mit Öl angereicherten Gemisch aus Öl und Gas.
7 ist ein schematisches Fließdiagramm eines Oberflächenteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung zum Komprimieren von Gas unter Verwendung von Energie aus Gas aus einer Ölbohrung.
8 ist ein schematisches Fließdiagramm eines Oberflächenteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung zum Komprimieren von Gas unter Verwendung eines Heizelements.
9 ist ein schematisches Fließdiagramm eines Oberflächenteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung zum Komprimieren von Gas unter Verwendung von aus einer externen Quelle abgeleiteten Energie und
10 ist ein schematisches Fließdiagramm eines Oberflächenteils einer anderen Ausführungsform des Systems der vorliegenden Erfindung zum Komprimieren von Gas unter Verwendung von aus einer externen Quelle abgeleiteten Energie.
BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Bei der Erörterung der Figuren werden zum Bezeichnen derselben oder von ähnlichen Bestandteilen durchwegs die gleichen Zahlen verwendet. Bestimmte für den einwandfreien Betrieb der Bohrungen nötige Bestandteile der Bohrungen und bestimmte zum Erzielen eines einwandfreien Flusses der Fluids nötige Pumpen, Ventile und Kompressoren wurden im Interesse der Prägnanz nicht erörtert.
In 1, welche den Stand der Technik beschreibt, ist eine Ölförderbohrung 10 in einem Bohrloch (nicht dargestellt) positioniert, indem sie sich von einer Oberfläche 12 durch einen Abraum 14 zu einer ölhaltigen Formation 16 erstreckt. Die Ölförderbohrung 10 schließt einen ersten Gehäuseabschnitt 18, einen zweiten Gehäuseabschnitt 20, einen dritten Gehäuseabschnitt 22 und einen vierten Gehäuseabschnitt 24 ein, wobei es selbstverständlich ist, dass die Ölbohrung 10 in einer anderen Ausführungsform mehr oder weniger als vier Gehäuseabschnitte einschließen kann. Die Verwendung solcher Gehäuseabschnitte ist dem Fachmann für die Fertigstellung von Ölbohrungen bekannt. Die Gehäuse weisen eine abnehmende Form auf, und das vierte Gehäuse 24 kann eine Schlitzbuchse, ein per foriertes Rohr oder dergleichen sein. Während die Ölförderbohrung 10 als Bohrung dargestellt ist, welche so gebogen wurde, dass sie sich horizontal in die Formation 16 erstreckt, ist es nicht erforderlich, dass die Bohrung 10 einen solchen horizontalen Abschnitt enthält, und in einer anderen Ausführungsform kann sich die Bohrung 10 nur senkrecht in die Formation 16 erstrecken. Solche Variationen sind dem Fachmann für Ölförderung aus unterirdischen Formationen bekannt.
Die Ölbohrung 10 schließt auch einen nachstehend als Förderrohr 26 bezeichneten Rohrstrang zur Förderung von Flüssigkeiten aus der Bohrung 10 ein. Das Förderrohr 26 erstreckt sich aufwärts zu einem schematisch als Ventil dargestelltem Bohrungskopf 28. Der Bohrungskopf 28 enthält die erforderliche Ventilanlage und dergleichen zur Steuerung des Fluidflusses in die und von der Ölbohrung 10, das Förderrohr 26 und dergleichen.
Die Formation 16 schließt eine ausgewählte Injektionszone 30 und eine unter der Injektionszone 30 liegende ölhaltige Zone 32 ein. Die ausgewählte Injektionszone 30 kann eine Gaskappenzone, eine wässrige Zone, ein oberer Teil der ölhaltigen Zone 32, ein erschöpfter Teil der Formation 16 oder dergleichen sein. Der Druck in der Formation 16 wird durch Gas in der Injektionszone 30 aufrecht erhalten, und demzufolge ist es in solchen Feldern erwünscht, den Druck in der Injektionszone aufrecht zu halten, da Kohlenwasserstofffluids von der Formation 16 durch Injizieren von Gas gefördert werden. Der Druck in der Formation kann durch Wasserinjektion, Gasinjektion oder beides aufrechter halten werden. Die Gasinjektion erfordert vorher das Entfernen der Flüssigkeiten vom Gas zum Komprimieren des Gases und die Injektion des Gases zurück in die Injektionszone 30. Als Ergebnis der Entfernung von Öl aus der ölhaltigen Formation 16 steigt typischerweise das GOR des aus solchen Formationen gewonnenen Öl- und Gasgemischs, wenn der Pegel der ölhaltigen Zone sinkt.
In der Bohrung 10 wird eine Manschette 34 oder ein Rohrstutzen mit einem abschließenden Mantelrohr oder dergleichen verwendet, um den Fluss der Fluids in den ringförmigen Raum zwischen dem dritten Gehäuseabschnitt 22 und dem vierten Gehäuseabschnitt 24 zu verhindern. Eine Manschette 36 wird so positioniert, dass der Fluss der Fluids in den ringförmigen Raum zwischen der Außenseite des Förderrohrs 26 und der Innerseite des zweiten Gehäuseabschnitt 20 und dem Teil der Innenseite des dritten Gehäuseabschnitts 22 oberhalb der Manschette 36 verhindert wird. Die Fluids aus der Formation 16 können so durch das Förderrohr 26 und den Bohrungskopf 28 zur Förderanlage (nicht dargestellt) an der Oberfläche wie vorher beschrieben aufwärts fließen. Wie dargestellt, liefert die Bohrung 10 Fluids unter dem Druck der Formation und erfordert keine Pumpe.
Ebenso ist in 1 eine Injektionsbohrung 40 dargestellt, die einen ersten Gehäuseabschnitt 42, einen zweiten Gehäuseabschnitt 44, einen dritten Gehäuseabschnitt 46 und ein Injektionsrohr 48 umfasst. Eine Manschette 50 wird zwischen der Innenseite des Gehäuses 44 und der Außenseite des Rohrs 48 positioniert, um den Aufwärtsfluss von Fluids zwischen dem Rohr 48 und dem Gehäuse 44 zu verhindern. Der Gasfluss in die Bohrung 40 wird durch einen schematisch als Ventil dargestellten Bohrungskopf 53 geregelt.
Bei Betrieb wird von der Bohrung 10 gefördertes Gas durch die Injektionsbohrung 40 in eine Injektionszone 30 injiziert. Das injizierte Gas hält dabei den Druck in der Formation 16 aufrecht und bleibt, falls gewünscht, zur Förderung und Verwendung als Brennstoff oder als Ressource zu einem späteren Zeitpunkt verfügbar.
In übermäßige Mengen an Gas liefernden Ölbohrungen kann die Notwendigkeit der Handhabung des großen Gasvolumens an der Oberfläche die Fähigkeit der Formation, Öl zu liefern, beschränken. Die Installation einer ausreichenden Anla ge zur Gashandhabung zum Abtrennen des großen Gasvolumens von dem Öl zur Verwendung als Produkt oder zur Injektion in die Injektionszone 30 kann unerschwinglich teuer sein.
In 2 ist eine Ausführungsform eines Untertageteils der vorliegenden Erfindung dargestellt, welche die Untertageabtrennung und Injektion von zumindest einem Teil des hergestellten Gases ermöglicht und die Förderung eines mit Öl angereicherten Gemischs aus Öl und Gas ermöglicht. Eine Ausführungsform eines Oberflächenteils der vorliegenden Erfindung, in welcher der Oberflächenteil auf den Untertageteil abgestimmt ist, wird nachstehend in Bezug auf 6–10 beschrieben, in welchen die Oberflächenanlage im Untertageteil der vorliegenden Erfindung abgetrenntes Gas komprimiert wird, bevor das Gas unter Verwendung des Untertageteils injiziert wird.
Die in 2 dargestellte Ausführungsform umfasst eine Modifikation der Ölförderbohrung 10, in welcher eine) perforiertes) oder gestanztes) Mündung, Öffnung oder Loch wie das Loch 60 im Förderrohr 26 in einer dem Fachmann bekannten Weise gestaltet ist. Das Loch 60 kann darin positioniert zur Steuerung des Fluidflusses hindurch wahlweise ein Ventil (nicht dargestellt) wie ein Gasauftriebsventil, ein Rückschlagventil, einen Locheinsatz oder dergleichen einschließen. Ein Untertageabscheider 70 wird innerhalb des Förderrohrs 26 so positioniert, dass eine Auslassöffnung zur Entladung von Gas (nicht dargestellt) an dem Abscheider mit dem Loch zur Entladung dadurch verbunden ist. Der Abscheider 70 kann ein beliebiger aus einer Anzahl an unterschiedlichen Abscheidertypen wie ein Schneckenabscheider, ein Zyklonabscheider, ein Rotationszentrifugalabscheider oder dergleichen sein. Die Schneckenabscheider und ihre Positionierung im Förderrohr sind in U.S.-Patent Nr. 5,431,228, „Down Hole Gas Liquid Separator for Wells", erteilt am 11. Juli 1995 an Jean S. Weingarten et al., und in „New Design for Compact-Liquid Gas Partial Separation: Down Hole and Surface Installations for Artifical Lift Applications", Jean S. Weingarten et al., SPE 30637, eingereicht am 22.–25. Oktober 1995, offenbart und erörtert, wobei beide Quelltexte davon hierdurch in ihrer Gesamtheit unter Bezugnahme eingebracht sind. Solche Abscheider und ihre Positionierung untertage werden als dem Fachmann bekannt erachtet und sind dazu wirksam, zumindest einen Hauptteil des Gases aus einem fließenden Flüssigkeitsstrom (z.B. Öl) und Gas abzutrennen, indem bewirkt wird, dass das Fluidgemisch um einen kreisförmigen Weg fließt, wodurch schwerere Phasen, d.h. die Flüssigkeiten durch Zentrifugalkraft nach außen und aufwärts in das Förderrohr 26 zur Gewinnung an der Oberfläche 12 gezwängt werden. Die leichteren Phasen des Gemischs, d.h. die Gase werden in dem Abscheider 70 weg von den schwereren Phasen nach innen verschoben und dadurch von den Flüssigkeiten abgetrennt und fließen vom Abscheider 70 durch die Gasauslassöffnung des Abscheiders, das Loch 60 und aufwärts durch eine Ringkammer 72, die zwischen dem zweiten Gehäuseabschnitt 20 und dem Förderrohr 26 gebildet ist, an die Oberfläche 12.
Wie in 2 schematisch dargestellt, sind eine Leitung für mit Öl angereichertes Gemisch 80 und eine Gasleitung 82 zum Bereitstellen von Fluidkommunikation zwischen dem Bohrungskopf 28 bzw. der Ringkammer 72 und eine wie vollständiger mit Bezug auf 6–10 beschriebene zum Komprimieren des Gases konfigurierte Oberflächenanlage angeschlossen. Eine Gasrückleitung 84 ist zur Bereitstellung von Fluidkommunikation zwischen einer Entladungauslassöffnung der Oberflächenanlage und dem Injektionsrohr 48 angeschlossen.
Bei Betrieb des in 2 dargestellten Systems fließt, wie schematisch durch die Pfeile 90 dargestellt, ein Gemisch aus Öl und Gas (welches auch andere Flüssigkeiten wie Wasser einschließen kann) von der ölhaltigen Formation 32 durch den vierten und dritten Gehäuseabschnitt 24 bzw. 22 in das Förderrohr 26 und in den Abscheider 70. Der Abscheider 70 trennt zumindest einen Teil des Gases von dem Gemisch aus Öl und Gas in der Ölbohrung 10 ab, um ein abgetrenntes Gas und ein mit Öl angereichertes Gemisch herzustellen. Wie schematisch durch die Pfeile 92 dargestellt, wird das durch den Abscheider 70 hergestellte mit Öl angereicherte Gemisch aufwärts in das Förderrohr 26 und durch den Bohrungskopf 28 und durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zur der vorstehend beschriebenen Oberflächenanlage entladen. Wie schematisch durch einen Pfeil 94 dargestellt, wird das abgetrennte Gas aus dem Abscheider 70 durch das Loch 60 in die Ringkammer 72 entladen. Dann fließt das abgetrennte Gas aufwärts durch die Ringkammer 72 und die Gasleitung 82 zu der vorstehend beschriebenen Oberflächenanlage, welche das Gas zu einem Druck komprimiert, der dazu ausreicht, dass es ermöglicht, das Gas in die Injektionszone 30 zu injizieren, wobei ein solcher Druck nachstehend als „Injektionsdruck" bezeichnet wird. Das durch die Oberflächenanlage auf den Injektionsdruck komprimierte Gas wird, wie schematisch durch Pfeil 96 dargestellt, aus der Oberflächenanlage durch die Gasrückleitung 84 in das Injektionsrohr 48 in der Bohrung 40 und in die Injektionszone 30 entladen. Als Ergebnis des Verdichtungsdrucks und der Reibungsverluste, welche übernommen wurden, als das Gas untertage injiziert wurde, übersteigt der vorherige Injektionsdruck vorzugsweise den Gasdruck in der Injektionszone 30 minus dem Verdichtungsdruck des Gases im Injektionsrohr 48 plus dem Druckverlust, der durch die Reibung übernommen wurde, als das Gas untertage injiziert wurde.
Obwohl nur eine Bohrung in 2 beschrieben ist, können eine Vielzahl von ähnlichen Bohrungen wie Bohrung 10 Gas fördern, welches durch die Oberflächenanlage komprimiert wird und durch die zugehörige Injektionsbohrung 40 in die Injektionszone 30 injiziert wird.
In einer anderen Ausführungsform des in 2 dargestellten Systems kann der Abscheider 70 mit einer dem Fachmann bekannten Kreuzvorrichtung (nicht dargestellt) versehen sein, um das abgetrennte Gas vom Abscheider eher in das Förderrohr 26 als in die Ringkammer zu leiten, und das mit Öl angereicherte Gemisch aus dem Abscheider eher zur Ringkammer 72 als zum Förderrohr 26 zu leiten. Die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 wäre dann eher in Fluid kommunikation an die Ringkammer 72 als das Förderrohr 26 angeschlossen, und die Gasleitung 82 wäre eher in Fluidkommunikation an das Förderrohr 26 als an die Ringkammer 72 angeschlossen. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt sonst im Wesentlichen dem Betrieb der wie in 2 dargestellten Ausführungsform.
Durch die Verwendung des in 2 dargestellten Systems, wird ein Teil des Gases untertage von dem Öl/Gas-Gemisch abgetrennt, und als Ergebnis übernimmt das abgetrennte Gas weniger Druckverlust und weniger Reibungsverlust und hält folglich einen wesentlich höheren Druck aufrecht, wenn es zur Oberfläche gefördert wird, als es der Fall wäre, wenn es zusammen mit dem Öl/Gas-Gemisch gefördert werden würde. Die Abtrennung des Gases untertage von dem Öl/Gas-Gemisch entlastet auch die Belastung der Oberflächenanlage zum Abtrennen des Gases von dem Öl/Gas-Gemisch. In vielen Feldern ist es nicht unüblich, GOR-Werten so hoch wie 2374,79 m³/m³ bei Temperatur- und Druckstandardbedingungen von (10000 SCF/STB) zu begegnen. GOR-Werte von 190 bis 593,7 m³/m³ bei Temperatur- und Druckstandardbedingungen (800 bis 2500 SCF/STB) sind im Allgemeinen mehr als ausreichend, um die hergestellten Flüssigkeiten an die Oberfläche zu befördern. Eine bedeutende Gasmenge kann so untertage ohne Nachteil auf das Herstellungsverfahren abgetrennt werden. Dies erhöht die Ölmenge erheblich, welche aus den Formationen gewonnen werden kann, welche durch die an der Oberfläche verfügbare Gashandhabungskapazität beschränktes Gas und Öl als Gemisch liefern. Zusätzlich erleichtert das System von 2 die Messung der Gasabtrenneffizienz und der Zusammensetzung des untertage injizierten Gases.
In 3 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 2 dargestellt. Ein zusätzliches dem Loch 60 ähnelndes Loch 62 wird perforiert, gestanzt oder auf eine andere Weise im Förderrohr unter dem Abscheider 70 geformt, und ein Ventil (nicht dargestellt) wie ein Gasauftriebsventil, ein Rückschlagventil, ein Locheinsatz oder dergleichen wird darin positioniert, um den Fluidfluss hindurch in einer auf dem Fachgebiet bekannten Weise zu regeln. Ein Ansatzstück am Rohrende 100 wird in ein unteres Ende 26a des Förderrohrs 26 eingesetzt. Eine Manschette 102 wird zwischen dem Ansatzstück am Rohrende 100 und dem Förderrohr 26 positioniert, um Fluidkommunikation dazwischen zu verhindern, und eine Manschette 104 wird zwischen das Ansatzstück am Rohrende 100 und dem dritten Gehäuseabschnitt 22 gesetzt, um Fluidkommunikation dazwischen zu verhindern. Ein begrenzter ringförmiger Raum 106 ist so zwischen dem Ansatzstück am Rohrende 100 und dem dritten Gehäuseabschnitt 22 und zwischen den Manschetten 36, 102 und 104 definiert. Der dritte Gehäuseabschnitt 22 ist mit Perforationen 108 perforiert, um Fluidkommunikation zwischen der Injektionszone 30 und dem ringförmigen Raum 106 bereitzustellen. Das Ansatzstück am Rohrende 100 ist mit einem ersten Rückschlagventil 110 ausgestattet, das geeignet positioniert ist, um zu ermöglichen, dass das Fluid von dem Ansatzstück am Rohrende 100 zu dem ringförmigen Raum 106 fließt und folglich einen Gegenfluss verhindert. Das Ansatzstück am Rohrende 100 ist mit einem zweiten Rückschlagventil 112 ausgerüstet, das geeignet positioniert ist, um zu ermöglichen, dass das Fluid nur von diesem Teil des dritten Gehäuseabschnitts 22 unter der Manschette 104 zum Ansatzstück am Rohrende 100 fließt und folglich Gegenfluss verhindert. Die Positionierung des Ansatzstücks am Rohrende 100, der Manschetten 102 und 104 und der Rückschlagventile 110 und 112 wird als dem Fachmann bekannt betrachtet und folglich nicht weiter erörtert.
Wie weiter in 3 dargestellt, befindet sich anstelle der Bohrung 40 (2) eine Bohrung 10', welche mit Ausnahme ihrer Lokalisierung in der Formation 16 mit der Bohrung 10 im Wesentlichen identisch ist. Alle Bestandteile der Bohrung 10' sind mit denselben Bezugsnummern wie die Bestandteile der Bohrung 10 gekennzeichnet, außer dass die Bezugsnummern für die Bohrung 10 mit Strichindex versehen sind. Auf Grund der bemerkenswerten Ähnlichkeit der Bohrungen 10 und 10' wird eine weitere Erörterung der Bohrung 10' als nicht nötig betrachtet. Es wird jedoch angemerkt, dass die Gasrückleitung 84 in Fluidkommunikation an die Ringkammer 72' des Bohrlochs 10' angeschlossen ist.
Bei Betrieb des in 3 dargestellten Systems, in welchem die Bohrung 10 als eine Förderbohrung betriebsfähig ist und die Bohrung 10' als Injektionsbohrung betriebsfähig ist, fließt, wie schematisch durch die Pfeile 90 dargestellt, ein Gemisch aus Öl und Gas von der ölhaltigen Formation 32 durch den vierten und dritten Gehäuseabschnitt 24 bzw. 22, durch das zweite Rückschlagventil 112 und das Ansatzstück am Rohrende 100 in das Förderrohr 26 und in den Abscheider 70. Das im Loch 62 positionierte Ventil verhindert, dass das Gemisch aus Öl und Gas durch das Loch 62 in die Ringkammer 72 fließt. Der Abscheider 70 trennt zumindest einen Teil des Gases von dem Gemisch aus Öl und Gas in der Ölbohrung ab, um ein abgetrenntes Gas und ein mit Öl angereichertes Gemisch herzustellen. Wie schematisch durch die Pfeile 92 dargestellt, wird das vom Abscheider 70 hergestellte mit Öl angereicherte Gemisch aufwärts in das Förderrohr 26 und durch den Bohrungskopf 28 und die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zu der nachstehend beschriebenen Oberflächenanlage entladen. Wie schematisch durch den Pfeil 94 dargestellt, wird das abgetrennte Gas aus dem Abscheider 70 durch das Loch 60 in die Ringkammer 72 entladen. Dann fließt das abgetrennte Gas durch die Ringkammer 72 und die Gasleitung 82 zur Oberflächenanlage, welche das Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert. Wie schematisch durch den Pfeil 96 dargestellt, wird komprimiertes Gas aus der Oberflächenanlage durch die Gasrückleitung 84 in die Ringkammer 72 der Bohrung 10' und durch das Loch 62' in das Förderrohr 26' entladen. Das Gas im Förderrohr 26' fließt durch das Ansatzstück am Rohrende 100', das Rückschlagventil 110' und in die Injektionszone 30, und das Rückschlagventil 112' verhindert den Gasfluss in die ölhaltige Formation 32.
Obwohl nur eine Bohrung 10 und nur eine Bohrung 10' in 3 beschrieben sind, können ein oder mehrere der Bohrung 10 ähnliche Bohrungen Gas fördern, welches durch die Oberflächenanlage komprimiert wird und durch ein oder mehrere dem Injektionsbohrloch 10' ähnliche Bohrungen in die Injektionszone 30 injiziert wird. Weiterhin können die Bohrungen abwechselnd als Förderbohrungen und während ihrer Förderstillstandzeiten als Injektionsbohrungen verwendet werden. Zum Beispiel kann die in 3 dargestellte Bohrung 10 während ihrer Förderstillstandzeiten als Injektionsbohrung verwendet werden, während die Bohrung 10' als Förderbohrung verwendet wird, welche Gas fördert, das in die Bohrung 10 injiziert wird.
In einer anderen Ausführungsform des in 3 dargestellten Systems können die Abscheider 70 und 70' mit einer dem Fachmann bekannten Kreuzvorrichtung (nicht dargestellt) versehen sein, um das abgetrennte Gas eher von dem Abscheider zu dem Förderrohr 26 oder 26' als von der Ringkammer 72 oder 72' zu leiten, und das mit Öl angereicherte Gemisch von dem Abscheider eher zur Ringkammer 72 oder 72' als zum Förderrohr 26 oder 26' zu leiten. Die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 wäre dann eher in Fluidkommunikation an die Ringkammer 72 als an das Förderrohr 26 angeschlossen, und die Gasleitung 82 wäre eher in Fluidkommunikation an das Förderohr 26 als an die Ringkammer 72 angeschlossen. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt sonst im Wesentlichen dem Betrieb der in 3 dargestellten Ausführungsform.
Durch die Verwendung des in 3 dargestellten Systems wird nicht nur ein Teil des Gases untertage von dem Öl/Gas-Gemisch abgetrennt und der Gasdruck dabei im Wesentlichen aufrechterhalten und die Messung der Abtrennungseffizienz und die Zusammensetzung des Injektionsgases wie mit dem System von 2 erleichtert, sondern erfordert das System von 3 zudem keine zugehörige Injektionsbohrung, um Gas untertage zu injizieren. Das System von 3 ermöglicht, dass Förderbohrungen wirksamer genutzt werden, da sie während ihren Förderstillstandszeiten als Injektionsbohrungen verwendet werden können.
In 4 ist ein abgeänderter Teil einer anderen Ausführungsform des Systems von 2 dargestellt. Der Abscheider 70 ist in einem Röhrenelement 120 in einem unteren Ende 26a des Förderrohrs 26 positioniert. Die Positionierung von Röhrenelementen durch Drahtleitungsbetriebe oder Rohrspulen ist dem Fachmann bekannt und wird nicht erörtert. Eine Manschette 122 oder ein Rohrstutzen mit einem Sperrdorn oder dergleichen ist über dem Loch 60 und zwischen einem oberen Ende 120a des Röhrenelements 120 und dem Förderrohr 26 positioniert, um den Fluss von Fluids durch eine „straddle-by-tubing"-Ringkammer 124, die zwischen dem Röhrenelement 120 und dem sich unter der Manschette 122 erstreckenden Teil des Förderrohrs 26 definiert ist, zu regeln. Eine Manschette 126 ist unter den Manschetten 36 und 122 zwischen einem unteren Ende 120b des Röhrenelements 120 und dem dritten Gehäuseabschnitt 22 positioniert, um den Fluss von Fluids in einem begrenzten ringförmigen Raum 128, der zwischen dem Röhrenelement 120 und dem dritten Gehäuseabschnitt 22 und zwischen den Manschetten 36, 122 und 126 definiert ist, zu regeln. Der dritte Gehäuseabschnitt 22 ist mit Perforationen 130 perforiert, um Fluidkommunikation zwischen der Injektionszone 30 und dem ringförmigen Raum 128 bereitzustellen. Eine Rohrspule 132 ist in dem Förderrohr 26 positioniert, um Fluidkommunikation zwischen einer Gasauslassöffnung 70a des Abscheiders 70 und einer Gasleitung 82 zur nachstehend beschriebenen Oberflächenanlage bereitzustellen. Eine „coil-by-tubing"-Ringkammer 134, die zwischen dem Förderrohr 26 und der Rohrspule 132 definiert ist, stellt Fluidkommunikation zwischen einer Auslassöffnung für das mit Öl angereicherte Gemisch 70b des Abscheiders 70 und der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zu der Oberflächenanlage bereit. Die Gasrückleitung 84 ist in Fluidkommunikation zwischen der Oberflächenanlage und der Ringkammer 72 (bezeichnet in Bezug auf 4 als eine „tubing-by-casing"-Ringkammer) angeschlossen, um komprimiertes Gas für die Injektion in die Formation 16 zu der Ringkammer 72 zu befördern.
Bei dem in 4 dargestelltem Betrieb des Systems fließt, wie schematisch durch die Pfeile 90 dargestellt, ein Gemisch aus Öl und Gas aus einer ölhaltigen Formation 32 durch den vierten und dritten Gehäuseabschnitt 24 bzw. 22 (2) in das Röhrenelement 120 und in den Abscheider 70. Der Abscheider 70 trennt zumindest einen Teil des Gases von dem Gemisch aus Öl und Gas in der Ölbohrung ab, um ein abgetrenntes Gas und ein mit Öl angereichertes Gemisch herzustellen. Wie schematisch durch die Pfeile 92 dargestellt, wird das durch den Abscheider 70 hergestellte mit Öl angereicherte Gemisch aufwärts durch die Auslassöffnung 70b der „coil-by-tubing"-Ringkammer 134, den Bohrungskopf 28 (2) und die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zur nachstehend beschriebenen Oberflächenanlage entladen. Wie schematisch durch die Pfeile 94 dargestellt, wird das abgetrennte durch den Abscheider 70 hergestellte Gas aufwärts durch eine Gasauslassöffnung 70a und die Rohrspule 132, die Gasleitung 82 und zur Oberflächenanlage, welche das Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert, entladen. Komprimiertes Gas wird aus der Oberflächenanlage durch die Gasrückleitung 84 in die „tubing-by-casing"-Ringkammer 72 entladen. Wie schematisch durch den Pfeil 96 dargestellt, wird komprimiertes Gas in der „tubing-by-casing"-Ringkammer 72 durch das Loch 60 in und durch die „straddle-by-tubing"-Ringkammer 12, den ringförmigen Raum 128, die Perforationen 130 und in die Injektionszone 30 portiert.
In einer anderen Ausführungsform des in 4 dargestellten Systems kann der Abscheider 70 mit einer dem Fachmann bekannten Kreuzvorrichtung (nicht dargestellt) versehen sein, um Gas aus dem Abscheider eher zu der Ringkammer 134 als zum Rohr 132 zu leiten und das mit Öl angereicherte Gemisch aus dem Abscheider eher zum Rohr 132 als zur Ringkammer 134 zu leiten. Die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 wäre dann eher in Fluidkommunikation an das Rohr 132 als an die Ringkammer 134 angeschlossen, und die Gasleitung 82 wäre eher in Fluidkommunikation an die Ringkammer 134 als an das Rohr 132 angeschlossen. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt sonst im Wesentlichen dem Betrieb der in 4 dargestellten Ausführungsform.
In einer weiteren anderen Ausführungsform des in 4 dargestellten Systems kann das System ohne das Röhrenelement 120, die Manschetten 122 und 126 und das Loch 60 durch Ersetzen der Manschette 126 durch die Manschette 36 und Erstrecken des Förderrohrs 26 zu und durch die Manschette 36 konfiguriert sein. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt im Wesentlichen dem Betrieb der in 4 dargestellten Ausführungsform, außer dass das Gemisch aus Öl und Gas durch das Förderrohr 26 fließt ohne durch das Röhrenelement 120 zu fließen, und das komprimierte Gas durch die Ringkammer 72 zur Injektionszone 30 fließt, ohne durch das Loch 60 und durch die Ringkammer 124 zu fließen.
Durch die Verwendung des in 4 dargestellten Systems wird wie mit dem System in 2 nicht nur ein Teil des Gases von dem Öl/Gas-Gemisch untertage abgetrennt und der Gasdruck aufrechterhalten und die Messung der Abtrennungsleistung und die Zusammensetzung des Injektionsgases erleichtert, sondern erfordert das System von 4 zusätzlich keine zusätzliche Bohrung zum Injizieren des Gases untertage und folglich keine wesentliche Menge an Rohren und Ventilen an der Oberfläche zum Verbinden von verschiedenen Bohrungen.
In 5 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 4 dargestellt, in welcher der Abscheider 70 an der Oberfläche 12 positioniert ist. Da hier keine Untertageabtrennung des Gases vom geförderten Öl und Gas stattfindet, läuft wie im System von 4 keine Rohrspule am Förderrohr 26 hinab. Das in 5 dargestellte System ähnelt sonst im Wesentlichen dem in 4 dargestellten System.
Der Betrieb des Systems von 5 ähnelt dem Betrieb des Systems von 4, außer dass das von der Formation 16 geförderte Öl und Gas durch den an der Oberfläche 12 positionierten Abscheider 70 abgetrennt wird. So bedeuten die Pfeile 90 den Fluss eines Gemischs aus Öl und Gas aus der ölhaltigen Formation 32 durch den vierten und dritten Gehäuseabschnitt 24 bzw. 22 durch das Röhrenelement 120 und das Förderrohr 26 in den sich an der Oberfläche 12 befindenden Abscheider 70. Der Abscheider 70 trennt zumindest einen Teil des Gases von dem Gemisch aus Öl und Gas in der Ölbohrung ab, um ein abgetrenntes Gas und ein mit Öl angereichertes Gemisch herzustellen. Das durch den Abscheider 70 hergestellte mit Öl angereicherte Gemisch wird durch die Gasauslassöffnung 70b in die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zu der nachstehend beschriebenen Oberflächenanlage entladen. Das durch den Abscheider 70 hergestellte Gas wird durch die Gasauslassöffnung 70a und die Gasleitung 82 zu der Oberflächenanlage, welche das Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert, entladen. Komprimiertes Gas wird aus der Oberflächenanlage durch die Gasrückleitung 84 in die Ringkammer 72 entladen. Wie schematisch durch den Pfeil 96 dargestellt, wird komprimiertes Gas in der Ringkammer 72 durch das Loch 60 in und durch die Ringkammer 124, den ringförmigen Raum 128, die Perforationen 130 und in die Injektionszone 30 portiert.
In einer anderen Ausführungsform des in 5 dargestellten Systems kann das System ohne das Röhrenelement 120, die Manschetten 122 und 126 und das Loch 60 durch Ersetzen der Manschette 126 durch die Manschette 36 und Erstrecken des Förderrohrs 26 zu und durch die Manschette 36 konfiguriert sein. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt im Wesentlichen dem Betrieb der in 5 dargestellten Ausführungsform, außer dass das Gemisch aus Öl und Gas durch das Förderrohr 26 fließt, ohne durch das Röhrenelement 120 zu fließen, und komprimiertes Gas durch die Ringkammer 72 in die Injektionszone 30 fließt, ohne durch das Loch 60 und durch die Ringkammer 124 zu fließen.
Durch die Verwendung des in 5 dargestellten Systems ist der Abscheider 70 zugänglicher als in den vorstehend beschriebenen Systemen, ist eine Rohrspule nicht erforderlich und ermöglicht die Bohrung 10, dass Drahtleitungsinstrumente durchgeleitet werden. Wie bei den vorstehenden Systemen kann die Abtrennungsleistung und die Zusammensetzung des Injektionsgases gemessen werden. Weiterhin ist keine zusätzliche Bohrung erforderlich, um das Gas untertage zu injizieren. Folglich ist keine wesentliche Menge an Rohren und Ventilen an der Oberfläche zum Verbinden von verschiedenen Bohrungen erforderlich.
In 6–10 sind fünf Ausführungsformen eines Oberflächenteils der vorliegenden Erfindung dargestellt, in welchen Gas nach dem Abtrennen und vor dem Injizieren untertage unter Verwendung einer Oberflächenanlage, die in der vorstehenden Erörterung der Ausführungsformen des in 2–4 und wie in 5 dargestellten Untertageteils der vorliegenden Erfindung beschrieben ist, komprimiert wird. Wie vorstehend angegeben, ist der Oberflächenteil der vorliegenden Erfindung auf den Untertageteil abgestimmt, und in der folgenden Erörterung sind die Ausführungsformen des Oberflächenteils so zu verstehen, dass sie durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80, die Gasleitung 82 und die Gasrückleitung 84 mit einer beliebigen der Ausführungsformen des in Bezug auf 2–5 beschriebenen Untertageteils verbunden ist.
Die in 6 dargestellte Ausführungsform des Oberflächenteils der vorliegenden Erfindung umfasst einen geeigneten Kompressor 200, der antriebsfähig durch eine Welle 202 an eine geeignete Turbine 204 angeschlossen ist. Der Kompressor 200 ist an die Gasleitung 82, um dadurch Gas zu erhalten, und an die Gasrückleitung 84 zum Entladen von Gas dazu angeschlossen. Der Kompressor kann ein Axial-, Radial- oder Mischflusskompressor oder dergleichen sein, der so konfiguriert ist, dass durch die Gasleitung 82 erhaltenes Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert und komprimiertes Gas in die Gasrückleitung 84 entladen wird. Kompressoren wie der Kompressor 200 werden als dem Fachmann bekannt betrachtet und werden nicht weiter erörtert.
Die Turbine 204 ist parallel an die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 angeschlossen, um durch eine Leitung 80a und um dadurch angetrieben zu werden, zumindest einen Teil des durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 fließenden mit Öl angereicherten Gemischs zu erhalten, und zum Entladen des erhaltenen Gemischs durch eine Leitung 80b in die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80. Ein geeignetes Ventil 206 ist zur Regelung der Menge des durch die Turbine 204 fließenden mit Öl angereicherten Gemischs zwischen der Leitung 80a und 80b in der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 positioniert. Die Turbine 204 kann eine radiale oder eine axiale Turbine wie eine Entspannungsturbine, eine hydraulische Turbine, eine Zweiphasenturbine oder dergleichen sein. Entspannungsturbinen, hydraulische Turbinen und Zweiphasenturbinen werden als dem Fachmann bekannt betrachtet und sind zum Erhalt eines Fluidstroms wie des mit Öl angereicherten Gemischs in der vorliegenden Erfindung und zur Erzeugung eines auf eine Welle, wie die Welle 202, ausgeübten Drehmoments aus dem empfangenen Fluidstrom wirksam, wobei solche Fluidströme größtenteils Gase, Flüssigkeiten und Gemische aus Gasen bzw. Flüssigkeiten umfassen. Insbesondere sind Zweiphasenturbinen vollständiger offenbart und erörtert in U.S. Patent Nr. 5,385,446 mit dem Titel „Hybrid Two-Phase Turbine", erteilt am 31. Januar 1995 an Lance G. Hays, wobei der Quelltext davon hierdurch in seiner Gesamtheit unter Bezugnahme eingebracht ist.
Beim Betrieb des in 6 dargestellten Systems fließt dann, falls das Ventil 206 geöffnet ist, das mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80, im Allgemeinen an der Turbine 204 vorbei zu einer Pipeline (nicht dargestellt), welche das Gemisch an eine nachgelagerte Förderanlage (nicht dargestellt) befördert, die als auf dem Fachgebiet bekannt betrachtet und nicht erörtert wird. Läuft das mit Öl angereicherte Gemisch an der Turbine 204 infolge des geöffneten Ventils 206 vorbei, treibt die Turbine 204 den Kompressor 200 nicht an, und das Gas in der Gasleitung 82 wird nicht komprimiert und kann in die Formation 16 (nicht dargestellt) nicht injiziert werden. Ist das Ventil 206 geschlossen, fließt dann das gesamte mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 und fließt auch durch die Leitung 80a zu der und durch die Turbine 204, und durch die Leitung 80b zu der Pipeline (nicht dargestellt), welche das Gemisch zur nachgelagerten Förderanlage befördert. Da das Gemisch durch die Turbine 204 fließt, wird eine Drehbewegung auf die Turbine übertragen, welche dann die Drehbewegung auf die Welle 202 überträgt und den Kompressor 200 antreibt. Der Kompressor 200 erhält Gas durch die Gasleitung 82, und, da sich der Kompressor dreht, wird das von der Leitung 82 erhaltene Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert. Das komprimierte Gas wird aus dem Kompressor 200 in die Gasrückleitung 84 und in die wie vorstehend erörterte Injektionszone 30 (2–5) entladen. Es ist möglich, dass das Ventil 206 nur teilweise geschlossen ist, um nur einen Teil des mit Öl angereicherten Gemischs zur Turbine 204 zu leiten, wobei in diesem Fall der durch den Kompressor 200 übertragene Druck auf das von der Gasleitung empfangene Gas von dem Umfang abhängt, in welchem das Ventil 206 geschlossen ist. Vorzugsweise ist das Ventil 206 nur so weit geschlossen, dass es ermöglicht wird, dass der Kompressor 200 das Gas zur Injektion in die Formation ausreichend komprimiert, und um dadurch den Druck in dem Gemisch in der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zu aufrecht zu halten.
Bei der Verwendung des vorangehenden in 6 dargestellten Systems kann der Formationsdruck zur kostengünstigen Gaskomprimierung an einer Bohrung und zum Injizieren des Gases untertage ohne die Notwendigkeit, das Gas an eine zentrale Kompressoranlage zu senden, verwendet werden.
In 7 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 6 dargestellt, in welcher die Turbine 204 eher von zumindest einem Teil des aus der Gasleitung 82 entnommenen Gases als zumindest einem Teil des aus der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 entnommenen mit Öl angereicherten Gemischs angetrieben wird. Zu diesem Zweck ist eine Leitung 82a zum Bereitstellen von Fluidkommunikation zwischen der Gasleitung 82 und einer Einlassöffnung (nicht dargestellt) zu der Turbine 204 angeschlossen. Ein Ventil 210 ist in der Gasleitung 82 stromabwärts des Abzugs der Leitung 82a zur Steuerung der Verteilung des Gasflusses zwischen dem Kompressor 200 und der Turbine 204 positioniert. Die Leitung 80b ist zum Bereitstellen von Fluidkommunikation zwischen einer Auslassöffnung der Turbine 204 (nicht dargestellt) und der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 angeschlossen.
Beim Betrieb des in 7 dargestellten Systems fließt das mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 direkt zu einer Pipeline (nicht dargestellt), welche das Gemisch zu einer nachgeordneten Förderanlage befördert, welche als auf dem Fachgebiet bekannt betrachtet und nicht erörtert wird. Das Ventil 210 wird zur Regulierung des von der Gasleitung 82 geförderten Gasflusses zur Turbine 204 und zum Kompressor 200 betätigt, so dass ein angemessenes Flussgleichgewicht aufrechterhalten werden kann, um zu ermöglichen, dass die Turbine die benötigte Kraft erzeugt, um den Kompressor anzutreiben, wodurch der Betrieb davon geregelt wird. Deshalb erfordert ein angemessener Betrieb des Systems von 7, dass das Ventil 210 weder vollständig geöffnet noch vollständig geschlossen ist, sondern eher nur teilweise offen ist, so dass ein Teil des Gases in der Gasleitung 82 zum Kompressor 200 und ein Teil durch die Leitung 82a zur Turbine 204 geleitet wird. Gas, welches nicht durch das Ventil 210 fließt, treibt die Turbine 204 an, welche den Kompressor 200 antreibt, und das Gas, welches durch das Ventil 210 fließt, wird von dem Kompressor 200 komprimiert. Der Anteil an Gas, welcher durch die Turbine 204 fließt, wird vorzugsweise so optimiert, dass es ermöglicht wird, dass die Turbine 204 den Kompressor 200 antreibt, um das Gas, welches durch das Ventil 210 fließt, auf den vorstehend definierten Injektionsdruck zu komprimieren. Das Gas wird aus der Turbine 204 durch die Leitung 80b zu der Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 und zur Pipeline und nachfolgenden Förderanlage (nicht dargestellt) entladen, und das komprimierte Gas wird aus dem Kompressor 200 in die Gasrückleitung 84 und in die wie vorstehend erörterte Injektionszone 30 (2–5) entladen.
In 8 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 6 dargestellt. Die Gasleitung 82 ist zum Befördern von Gas zu einem Abscheider 220 wie einem Saugwascher oder dergleichen, der zur Herstellung eines abgetrennten Gases und einer abgetrennten Flüssigkeit aus dem durch die Gasleitung 82 empfangenen Gas konfiguriert ist, angeschlossen. Eine Leitung 222 ist an den Abscheider 220 angeschlossen, um das von dem Abscheider 220 hergestellte abgetrennte Gas zum Kompressor 200 zu befördern, und eine Leitung 224 ist an den Kompressor 220 angeschlossen, um die durch den Abscheider 220 hergestellten abgetrennten Flüssigkeiten zu einer Leitung 226, einer Leitung 228 und zu einer Pipeline (nicht dargestellt) zu befördern. Eine Leitung 230 befördert einen Teil des Gases in die Leitung 222 zu einem Heizelement wie einen gasbefeuerten Ofen 232, zur Verbrennung darin. Obwohl nicht dargestellt, ist es klar, dass geeignete Ventile und dergleichen an den Leitungen 222 und 230 zur Steuerung der Gasflussverteilung durch diese Leitungen in einer dem Fachmann bekannten Weise bereitgestellt sind. Eine Leitung 234 ist angeschlossen, um komprimiertes aus dem Kompressor 200 entladenes Gas zu einem Gas-zu-Gas Wärmeaustauscher 236 zu befördern, und die Gasrückleitung 84 ist angeschlossen, um komprimiertes Gas vom Wärmeaustauscher 236 zu einer wie vorstehend erörterten Injektionsbohrung zu befördern.
Die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 ist angeschlossen, um das mit Öl angereicherte Gemisch zu einem Abscheider 240 wie einem Entspannungssaugabscheider oder dergleichen zu befördern, der so konfiguriert ist, dass ein abgetrenntes Gas und eine abgetrennte Flüssigkeit aus dem durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 erhaltene mit Öl angereicherten Gemisch hergestellt wird. Eine Leitung 242 ist an den Abscheider 240 angeschlossen, um das durch den Abscheider 240 hergestellte abgetrennte Gas zu dem Wärmeaustauscher 236 zu befördern, und eine Leitung 226 ist an den Abscheider 240 angeschlossen, um die durch den Abscheider 240 hergestellten abgetrennten Flüssigkeiten zur Leitung 228 und zur Pipeline (nicht dargestellt) zu befördern. Eine Leitung 244 ist an den Wärmeaustauscher 236 angeschlossen, um das durch den Abscheider 240 hergestellte abgetrennte Gas vom Wärmeaustauscher 236 zum Ofen 232 zu befördern, um darin erhitzt zu werden. Eine Leitung 246 ist angeschlossen, um das durch den Abscheider 240 hergestellte und im Ofen 232 erhitzte abgetrennte Gas zu einer Einlassöffnung (nicht dargestellt) der Turbine 204 zu befördern. Die Leitung 228 ist angeschlossen, um das Gas von der Turbine 204 zu der Pipeline (nicht dargestellt) zu befördern.
Beim Betrieb des in 8 dargestellten Systems fließt das mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zum Abscheider 240, welcher ein abgetrenntes Gas und eine abgetrennte Flüssigkeit herstellt. Die abgetrennten Flüssigkeiten (d.h. das mit Öl angereicherte Gemisch) fließen durch die Leitungen 226 und 228 zur Pipeline und der nachgeordneten Förderanlage. Das durch den Abscheider 240 hergestellte abgetrennte Gas fließt durch die Leitung 242 zum Wärmeaustauscher 236, welcher Wärme auf das abgetrennte Gas überträgt, durch die Leitung 244 und den Ofen 232, welcher das abgetrennte Gas weiter erwärmt, und durch die Leitung 246 zur Turbine 204. Das erwärmte Gas treibt die Turbine 204 an, welche dann den Kompressor 200 antreibt, und das Gas wird dann aus der Turbine durch die Leitung 228 zur Pipeline (nicht dargestellt) entladen. Die durch den Wärmeaustauscher 236 und durch das Heizelement 232 auf das Gas, welches die Turbine 204 antreibt, übertragene Wärme, sollte ausreichend sein, um eine Temperatur des Gases so wie es aus der Turbine entladen wird aufrecht zu erhalten, welche ausreicht, um die Bildung von Paraffinen und/oder Hydraten im Gas zu vermeiden.
Das Gas in der Gasleitung 82 fließt zum Abscheider 220, welcher aus dem Gas abgetrenntes Gas und abgetrennte Flüssigkeiten herstellt. Die durch den Abscheider 220 hergestellten abgetrennten Flüssigkeiten fließen durch die Leitungen 224, 226 und 228 zur Pipeline (nicht dargestellt) und zur nachgeordneten Förderanlage. Ein Teil des durch den Abscheider 220 abgetrennten Gases fließt durch die Leitung 222 zum Kompressor 200, und ein anderer Teil des abgetrennten Gases fließt durch die Leitungen 222 und 230 zum Ofen 232. Das durch die Leitung 230 zum Ofen beförderte Gas wird zum Erzeugen von Wärme verbrannt, um das Gas, welches durch die Leitung 244 zum Ofen fließt, zu erwärmen. Das durch die Leitung 222 zum Kompressor 200 beförderte Gas wird auf den vorstehend definierten Injektionsdruck komprimiert. Das komprimierte Gas wird dann aus dem Kompressor 200 durch die Leitung 234 zum Wärmeaustauscher 236 entladen, welcher die Wärme des durch die Leitung 234 beförderten komprimierten Gases auf das durch die Leitung 242 beförderte abgetrennte Gas überträgt. Das komprimierte Gas wird dann durch die Gasrückleitung 84 zu einer Injektionsbohrung (nicht dargestellt) zur Injektion in die wie vorstehend erörterte Injektionszone 30 (2–5) befördert.
Obwohl der Ofen 232 als ein mit Gas befeuerter Ofen beschrieben ist, kann ein beliebiges Heizelement verwendet werden. Falls z.B. Elektrizität verfügbar ist, kann auch ein elektrisches Heizelement anstatt des mit Gas befeuerten Heizelements 232 verwendet werden, wodurch Brenngas gespart und es ermöglicht wird, eine größere Gasmenge zu komprimieren und in die Injektionszone 30 (2–5) zu injizieren.
In 9 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 8 dargestellt, wobei der Kompressor 200 ein erster Stufenkompressor ist. Die Leitung 234 (8) ist in 9 als zwei Leitungen 234a und 234b beschrieben, und ein geeigneter zweiter Stufenkompressor 250 ist zwischen den Leitungen 234a und 234b eingefügt, um von aus dem Kompressor 200 entladenes Gas zu komprimieren, bevor das Gas durch den Wärmeaustauscher 236 und zur Gasrückleitung 84 läuft. Der zweite Stufenkompressor 250 wird von einer beliebigen geeigneten Energiequelle 252 wie einem Elektromotor, einer mit Gas befeuerten Turbine, einen Dieselmotor, einer durch aus einer verfügbaren Hochdruck/Auslass-Flussleitung entnommenen Fluid angetriebenen Turbine oder dergleichen angetrieben. Da der Kompressor 250 dem komprimierten Gas Wärme zufügt, wobei die Wärme über den Wärmeaustauscher 236 an das zur Turbine 204 beförderte Gas übertragen wird, wird der im System von 8 verwendete Ofen 232 im System von 9 nicht verwendet.
Beim Betrieb des in 9 dargestellten Systems fließt das mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zum Abscheider 240, welcher ein abgetrenntes Gas und eine abgetrennte Flüssigkeit herstellt. Die abgetrennten Flüssigkeiten (d.h. das mit Öl angereicherte Gemisch) fließen durch die Leitungen 226 und 228 zur Pipeline und nachgeordneten Förderanlage. Das durch den Abscheider 240 hergestellte abgetrennte Gas fließt durch die Leitung 242 zum Wärmeaustauscher 236, welcher Wärme auf das abgetrennte Gas überträgt, und durch die Leitung 246 zur Turbine 204. Das erwärmte Gas treibt die Turbine 204 an, welche dann den Kompressor 200 antreibt, und dann wird das Gas aus der Turbine durch die Leitung 228 zur Pipeline (nicht dargestellt) entladen. Die vom Wärmeaustauscher 236 auf das Gas, welches die Turbine 204 antreibt, übertragene Wärme sollte ausreichend sein, die Temperatur des Gases, so wie es aus der Turbine entladen wird, aufrecht zu halten, welche ausreicht, um die Bildung von Paraffinen und/oder Hydraten im Gas zu verhindern.
Das Gas in der Gasleitung 82 fließt zum Abscheider 220, welcher aus dem Gas abgetrenntes Gas und abgetrennte Flüssigkeiten herstellt. Die durch den Abscheider 220 hergestellten abgetrennten Flüssigkeiten fließen durch die Leitungen 224, 226 und 228 zur Pipeline und zur nachgeordneten Förderanlage (nicht dargestellt). Das durch den Abscheider 220 hergestellte abgetrennte Gas fließt durch die Lei tung 222 zum Kompressor 200 und durch die Leitung 234a zu einem zweiten Stufenkompressor 250. Die Kompressoren 200 und 250 komprimieren das Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck, und infolge der Komprimierung wird das Gas auch erwärmt. Der zweite Stufenkompressor 250 entlädt das komprimierte und erwärmte Gas durch die Leitung 234b zum Wärmeaustauscher 236, welcher Wärme von dem komprimierten und erwärmten Gas auf das von dem Abscheider 240 hergestellte abgetrennte Gas überträgt. Das komprimierte Gas wird dann vom Wärmeaustauscher 236 durch die Gasrückleitung 84 zu einer Injektionsbohrung (nicht dargestellt) zur Injektion in die wie vorstehend erörterte Injektionszone 30 (2–5) befördert.
In 10 ist eine andere Ausführungsform des Systems von 9 dargestellt, in welcher eine unterschiedliche Abtrenntechnik verwendet wird. Zu diesem Zweck ist die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 direkt an die Pipeline (nicht dargestellt) angeschlossen, um das mit Öl angereicherte Gemisch zu nachgeordneter Förderanlage (nicht dargestellt) zu befördern. Die Gasleitung 82 ist zur Beförderung von abgetrenntem Gas direkt an den Wärmeaustauscher 236 angeschlossen, und die Leitung 246 ist zur Beförderung des aus dem Wärmeaustauscher entladenen Gases zur Einlassöffnung (nicht dargestellt) der Turbine 204 angeschlossen. Die Auslassöffnung (nicht dargestellt) der Turbine 204 ist durch eine Leitung 254 zur Beförderung von aus der Turbine entladenem Gas an den Abscheider 256 wie einen Schneckenabscheider, einen Zyklonabscheider, einen rotierenden Zentrifugalabscheider oder dergleichen, ähnlich dem in Bezug auf die vorstehend in 2–5 beschriebenen Abscheider 70 angeschlossen. Der Abscheider 256 ist zur Abtrennung von zumindest einem Teil des aus der Turbine 204 entladenen Gases aus dem Gemisch aus Gas und Flüssigkeiten konfiguriert, um ein abgetrenntes Gas zu einer Leitung 258 und ein abgetrenntes Gemisch aus Flüssigkeiten und Gas zu einer Leitung 260 zu fördern. Die Leitung 258 ist zur Beförderung des durch den Abscheider 256 hergestellten Gases an eine Einlassöffnung (nicht dargestellt) des Kompressors 200 angeschlossen, und die Leitung 260 ist zur Beförderung des durch den Abscheider 256 hergestellten abgetrennten Gemischs aus Flüssigkeiten und Gas an die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zum Transport zur Pipeline (nicht dargestellt) angeschlossen.
Beim Betrieb des in 10 dargestellten Systems, fließt das mit Öl angereicherte Gemisch durch die Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 zur Pipeline (nicht dargestellt), welche das Gemisch zu nachgeordneter Förderanlage zur weiteren Verarbeitung befördert. Abgetrenntes Gas wird durch die Gasleitung 82 zum Wärmeaustauscher 236, welcher Wärme auf das abgetrennte Gas überträgt, und durch die Leitung 246 zur Turbine 204 befördert. Das erwärmte abgetrennte Gas treibt die Turbine 204 an, welche dann den Kompressor 200 antreibt, und das Gas mit einigen kondensierten Flüssigkeiten wird dann aus der Turbine durch die Leitung 254 zum Abscheider 256 entladen. Der Abscheider 256 trennt zumindest einen Teil des Gases von dem aus der Turbine 204 entladenen Gemisch aus Gas und Flüssigkeiten ab, um ein abgetrenntes Gas zur Leitung 258 und ein abgetrenntes Gemisch aus Flüssigkeiten und Gas zur Leitung 260 zu fördern. Das durch den Abscheider 256 hergestellte abgetrennte Gemisch aus Gas und Flüssigkeiten wird durch die Leitung 260 zur Leitung für das mit Öl angereicherte Gemisch 80 befördert, welche das Gemisch mit dem mit Öl angereicherten Gemisch zur Pipeline und zu nachgeordneter Förderanlage (nicht dargestellt) transportiert. Das durch den Abscheider 256 hergestellte abgetrennte Gas wird durch die Leitung 258 und den Kompressor 200 und durch die Leitung 234a und durch den zweiten Stufenkompressor 250 befördert. Die Kompressoren 200 und 250 werden durch die Turbine 204 bzw. die Energiequelle 252 angetrieben, um das Gas auf den vorstehend definierten Injektionsdruck zu komprimieren, und infolge der Kompression wird das Gas auch erwärmt. Der Kompressor 250 entlädt das komprimierte und erwärmte Gas durch die Leitung 234b zum Wärmeaustauscher 236, welcher Wärme von dem komprimierten und erwärmten Gas auf das von der Gasleitung 82 beförderte abgetrennte Gas überträgt. Die Wärme, die durch den Wärmeaustauscher 236 auf das von der Gasleitung 82 beförderte und vom Wärmeaustauscher zur Leitung 246 zum Antrieb der Turbine 204 entladene abgetrennte Gas übertragen wird, sollte zum Aufrechthalten einer Temperatur dieses Gases, so wie es aus der Turbine entladen wird, ausreichend sein, die hoch genug ist, um die Bildung von Parafinen und/oder Hydraten im Gas zu verhindern. Das komprimierte Gas wird dann vom Wärmeaustauscher 236 durch die Gasrückleitung 84 zu einer Injektionsbohrung (nicht dargestellt) zur Injektion in die wie vorstehend erörterte Injektionszone 30 (2–5) befördert.
In einer anderen Ausführungsform des in 10 dargestellten Systems kann das System ohne den zweiten Stufenkompressor 250 und die begleitende Energiequelle 252 konfiguriert sein, und die Leitungen 234a und 234b können zum Befördern von komprimiertem Gas vom Kompressor 200 zum Wärmeaustauscher 236 gekoppelt werden. Der Betrieb einer solchen anderen Ausführungsform ähnelt sonst im Wesentlichen dem Betrieb der in 10 dargestellten Ausführungsform.
Die Ausgaben zum Installieren des Systems der vorliegenden Erfindung in einer Vielzahl von Bohrungen zur Reduzierung des von einem Feld gelieferten Gases sind im Wesentlichen niedriger als die Kosten der Bereitstellung von zusätzlicher Abtrenn- und Kompressionsapparaturen an der Oberfläche. Es erfordert auch kein Brenngas zum Antrieb der Kompressionsapparatur, da der Druck oder die Verbrennung der fließenden Fluids für diesen Zweck verwendet werden kann. Es ermöglicht auch die Injektion von ausgewählten Mengen an Gas aus einzelnen Bohrungen in eine Untertageinjektionszone wie eine Gaskappe, wobei durch diese Bohrungen die Ölförderung aufgrund der Kapazität der Leitungen oder der Rohre, die geförderten Fluids von der Bohrung weg zu befördern, begrenzt war, wodurch eine erhöhte Förderung aus solchen Bohrungen ermöglicht wird. Sie kann auch die Förderung aus verschiedenen Formationen, aus welchen vorher eine Förderung unwirtschaftlich war, durch das Vermögen, Gas untertage zu injizieren, wirtschaftlich machen.
Indem so die vorliegende Erfindung in Bezug auf verschiedene ihrer bevorzugten Ausführungsformen beschrieben wurde, wird angemerkt, dass die offenbarten Ausführungsformen eher veranschaulichend als in der Natur einschränkend sind, und dass viele Variationen und Modifikationen innerhalb des Umfangs der vorliegenden Erfindung möglich sind. Viele solcher Variationen und Modifikationen können durch den Fachmann durch eine Durchsicht der vorstehenden Beschreibung von bevorzugten Ausführungsformen als einleuchtend und erstrebenswert betrachtet werden.

Claims

Verfahren zur Erhöhung der Ölförderung aus einer ein Gemisch (90) aus Öl und Gas liefernden Ölquelle (10) bei erhöhtem Druck durch ein Bohrloch, das eine ölhaltige Formation (16), enthaltend eine ölhaltige Zone (32) und eine Injektionszone (30), durchdringt, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: (a) Abtrennen untertage zumindest eines Teils des Gases von dem Gemisch (90) aus Öl und Gas zur Herstellung eines abgetrennten Gases (82) und eines mit Öl angereicherten Gemischs (80), (b) Nutzung von Energie von mindestens einem Teil des Gemischs (90) aus Öl und Gas zum Komprimieren mindestens eines Teils des abgetrennten Gases (82) zur Herstellung eines komprimierten Gases (84) mit einem Druck, der ausreicht, es in die Injektionszone (30) zu injizieren, (c) Injizieren des komprimierten Gases (84) in die Injektionszone (30) und (d) Gewinnen zumindest eines Hauptteils des mit Öl angereicherten Gemischs (80), dadurch gekennzeichnet, dass zumindest ein Teil des abgetrennten Gases (82) an der Oberfläche (12) komprimiert wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Bohrloch ein erstes Bohrloch ist und der Schritt des Injizierens das Injizieren des komprimierten Gases (84) durch ein zweites Bohrloch in die Injektionszone (30) umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, ferner umfassend den Schritt des Portierens des abgetrennten Gases (82) in eine Ringkammer (72) in der Ölquelle (10) zur Gewinnung des abgetrennten Gases (82) an der Oberfläche.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 3, wobei der Schritt des Injizierens das Injizieren des komprimierten Gases (84) durch das Bohrloch (10) in die Injektionszone (30) umfasst.
Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der zumindest eine Teil des Gemischs (90) aus Öl und Gas das mit Öl angereicherte Gemisch (80) ist und der Schritt der Nutzung von Energie ferner Folgendes umfasst: – Antreiben einer Turbine (204) mit zumindest einem Teil (80a) des mit Öl angereicherten Gemischs (80), – Antreiben eines Kompressors (200) mit der Turbine (204) und – Komprimieren zumindest eines Teils des abgetrennten Gases (82) mit dem Kompressor (200) zur Herstellung des komprimierten Gases (84).
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei der zumindest eine Teil des Gemischs (90) aus Öl und Gas ein erster Teil (82a) des abgetrennten Gases (82) ist, der zumindest eine Teil des abgetrennten Gases (82) ein zweiter Teil des abgetrennten Gases (82) ist und der Schritt der Nutzung von Energie ferner Folgendes umfasst: – Antreiben einer Turbine (204) mit dem ersten Teil (82a) des abgetrennten Gases (82), – Antreiben eines Kompressors (200) mit der Turbine (204) und – Komprimieren des zweiten Teils des abgetrennten Gases (82) mit dem Kompressor (200) zur Herstellung des komprimierten Gases (84).
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4 und 6, wobei der zumindest eine Teil des Gemischs (90) aus Öl und Gas das mit Öl angereicherte Gemisch (80) ist, das abgetrennte Gas ein erstes abgetrenntes Gas (222) ist und der Schritt der Nutzung von Energie ferner Folgendes umfasst: – Abtrennen von Gas von dem mit Öl angereicherten Gemisch (80) zur Herstellung eines zweiten abgetrennten Gases (242); – Antreiben einer Turbine (204) mit dem zweiten abgetrennten Gas; – Komprimieren zumindest eines Teils des ersten abgetrennten Gases (222) mit dem Kompressor (200) zur Herstellung des komprimierten Gases (84).
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei das Gemisch (90) aus Öl und Gas ein erstes Gemisch aus Öl und Gas ist, der zumindest eine Teil des ersten Gemischs aus Öl und Gas das abgetrennte Gas ist, das abgetrennte Gas ein erstes abgetrenntes Gas (246) ist und der Schritt der Nutzung von Energie Folgendes umfasst: – Antreiben einer Turbine (204) mit dem ersten abgetrennten Gas (246) und Entnahme eines zweiten Gemischs (254) aus Öl und Gas aus der Turbine (204), – Antreiben eines Kompressors (200) mit der Turbine (204), – Abtrennen zumindest eines Teils des Gases von dem zweiten Gemisch (254) aus Öl und Gas zur Herstellung eines zweiten abgetrennten Gases (256) und – Komprimieren des zweiten abgetrennten Gases (258) mit dem Kompressor (200) zur Herstellung des komprimierten Gases (84).
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das zweite abgetrennte Gas (242) zur Herstellung eines erwärmten zweiten abgetrennten Gases (246) vor dem Antreiben der Turbine (204) damit erwärmt wird.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei das zweite abgetrennte Gas (242) durch Durchleiten durch ein Wärmeaustauschverhältnis (236) mit dem komprimierten Gas (84) erwärmt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 7, 9 und 10, wobei zumindest ein Teil des ersten abgetrennten Gases (222) mit einem ersten Stufenkompressor (200), der durch die Turbine (204) angetrieben wird, und einem zweiten Stufenkompressor (250) zur Herstellung des komprimierten Gases (84) komprimiert wird.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das erste abgetrennte Gas (246) zur Herstellung eines erwärmten ersten abgetrennten Gases vor dem Antreiben der Turbine (204) damit erwärmt wird.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei das erste abgetrennte Gas (246) durch Durchleiten durch ein Wärmeaustauschverhältnis (236) mit dem komprimierten Gas (84) erwärmt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8, 12 und 13, wobei zumindest ein Teil des zweiten abgetrennten Gases (248) mit einem ersten Stufenkompressor (200), der durch die Turbine (204) angetrieben wird, und einem zweiten Stufenkompressor (250) zur Herstellung des komprimierten Gases (84) komprimiert wird.
System zur Erhöhung der Ölförderung aus einer ein Gemisch (90) aus Öl und Gas liefernden Ölquelle (10) bei erhöhtem Druck durch ein Bohrloch, das eine ölhaltige Formation (16), enthaltend eine ölhaltige Zone (32) und eine Injektionszone (30), durchdringt, wobei das System Folgendes umfasst: – einen Abscheider untertage (70) in Fluidkommunikation mit der ölhaltigen Zone (30), – eine Turbine (204) mit einer Einlassöffnung in Fluidkommunikation mit dem Abscheider (70) zur Aufnahme von Fluids von dem Abscheider zum Antreiben der Turbine, – einen Kompressor (200) der antriebsfähig an die Turbine (204) angeschlossen ist, wobei der Kompressor eine Gaseinlassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Auslassöffnung zur Entnahme von abgetrenntem Gas (70a) an dem Abscheider (70) aufweist, wobei der Kompressor (200) ferner eine Auslassöffnung zur Entnahme von komprimiertem Gas in Fluidkommunikation mit der Injektionszone (30) durch einen Korridor aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Turbine (204) und der Kompressor (200) auf der Oberfläche (12) positioniert sind.
System nach Anspruch 15, wobei das Bohrloch ein erstes Bohrloch ist und der Korridor ein zweites Bohrloch ist.
System nach Anspruch 15, wobei das Bohrloch ein erstes Bohrloch ist, der Korridor ein zweites Bohrloch ist und der Abscheider (70) in einem Rohrstrang (26) im ersten Bohrloch positioniert und in Fluidkommunikation mit einer zwischen dem Rohrstrang (26) und dem ersten Bohrloch gebildeten Ringkammer ist, wobei die Ringkammer in Fluidkommunikation mit einer Oberfläche (12) ist.
System nach Anspruch 15, wobei das Bohrloch ein erstes Bohrloch ist, der Korridor ein zweites Bohrloch ist und der Abscheider in einem Rohrstrang (26) positioniert und in Fluidkommunikation mit einer zwischen dem Rohrstrang (26) und dem ersten Bohrloch gebildeten Ringkammer ist, wobei die Ringkammer (72) in Fluidkommunikation mit der Oberfläche (12) ist und das System ferner ein Röhrenelement (120), das im Rohrstrang (26) positioniert ist, ein erstes Rückschlagventil, das im Röhrenelement zum Gewähren von Fluidfluss von dem Röhrenelement zu der Injektionszone (30) positioniert ist, und ein zweites Rückschlagventil, das im Röhrenelement zum Gewähren von Fluidfluss von der ölhaltigen Zone (32) zum Röhrenelement positioniert ist, umfasst.
System nach Anspruch 15, wobei sich der Korridor durch das Bohrloch erstreckt.
System nach Anspruch 15, ferner umfassend: – einen ersten Rohrstrang (26), der im Bohrloch positioniert ist und einen unteren Rohrstrangteil in Fluidkommunikation mit der Injektionszone (30) und einen oberen Rohrstrangteil in Fluidkommunikation mit der Oberfläche (12) umfasst, – ein Röhrenelement (120), das im ersten Rohr so positioniert ist, dass eine erste Ringkammer zwischen dem Röhrenelement und dem ersten Rohrstrang gebildet wird, wobei der Abscheider (70) im Röhrenelement in Fluidkommunikation mit der ölhaltigen Zone durch das Röhrenelement positioniert ist, – eine erste Ringkammer (134), die zwischen dem ersten und dem zweiten Rohrstrang (26, 132) definiert ist, wobei die erste Ringkammer in Fluidkommunikation mit einer mit einer Auslassöffnung für ein ölangereichertes Gemisch (70b) auf dem Abscheider (70) und mit der Oberfläche (12) ist, – eine zweite Ringkammer, die zwischen dem ersten Rohrstrang und dem Gehäuse definiert ist, wobei die zweite Ringkammer in Fluidkommunikation mit der Auslassöffnung zur Entnahme von komprimiertem Gas ist, – eine dritte Ringkammer, die zwischen dem ersten Rohrstrang und dem Röhrenelement definiert ist, wobei die dritte Ringkammer in Fluidkommunikation mit der Injektionszone (30) ist, und – ein Loch (60), das im ersten Rohrstrang (26) unterhalb des Abscheiders (70) gebildet ist, um eine Fluidkommunikation zwischen der zweiten Ringkammer und der dritten Ringkammer zu gewähren, so dass sich der Korridor von der Auslassöffnung zur Entnahme von komprimiertem Gas durch den zweiten Korridor durch das Loch, durch die dritte Ringkammer und in die Injektionszone (30) erstreckt.
System nach Anspruch 15, ferner umfassend: – einen Rohrstrang (26), der im Bohrloch positioniert ist und einen unteren Rohrstrangteil in Fluidkommunikation mit der Injektionszone (30) und einen oberen Rohrstrangteil in Fluidkommunikation mit dem Abscheider (70) umfasst, – ein Röhrenteil (120), das im Rohrstrang (26) positioniert ist, mit einer ersten Manschette (122), die zwischen dem Röhrenelement (120) und dem Rohrstrang (26) und zwischen dem oberen und dem unteren Rohrstrangteil positioniert ist, und mit einer zweiten Manschette (126), die zwischen dem Röhrenelement (120) und dem Bohrloch positioniert ist, um eine Fluidkommunikation zwischen der ölhaltigen Zone (32) und dem oberen Rohrteil bereitzustellen, und – ein Loch (60), das in der Wand des unteren Rohrstrangteils gebildet ist, wobei das Loch in Fluidkommunikation mit einer ersten Ringkammer, die zwischen dem Rohrstrang (26) und dem Bohrloch definiert ist, und einer zweiten Ringkammer, die zwischen dem Rohrstrang (26) und dem Röhrenelement (120) definiert ist, ist.
System nach Anspruch 15, wobei die Fluids, die von dem Abscheider (70) zum Antreiben der Turbine (204) aufgenommen wurden, zumindest einen Teil des mit Öl angereicherten Gemischs (80) umfassen.
System nach Anspruch 15, wobei die Fluids, die von dem Abscheider (70) zum Antreiben der Turbine (204) aufgenommen wurden, zumindest einen Teil des abgetrennten Gases (82) umfassen.
System nach Anspruch 15, wobei die Fluids, die von dem Abscheider (70) zum Antreiben der Turbine (204) aufgenommen wurden, einen gasförmigen Teil eines mit Öl angereicherten Gemischs (80) umfassen.
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, wobei das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Abscheider (240) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines mit Öl angereicherten Gemischs (80) von dem ersten Abscheider, – ein Heizelement (232) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines gasförmigen Teils (244) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem zweiten Abscheider, und – eine Einlassöffnung an der Turbine (104), angeschlossen zum Aufnehmen eines gashaltigen Teils (246) eines mit Öl angereicherten Gemischs von dem Heizelement (232) zum Antreiben der Turbine (204).
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, wobei das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Abscheider (240) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines mit Öl angereicherten Gemischs (80), das von einem ersten Abscheider hergestellt wurde, – einen Wärmeaustauscher (236) mit einer ersten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines gasförmigen Teils (242) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem zweiten Abscheider (240), und einer zweiten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines komprimierten Gases (234) von dem Kompressor (200), und – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen eines erwärmten gasförmigen Teils (246) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem Wärmeaustauscher (236) zum Antreiben der Turbine.
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, der Kompressor (200) ein erster Stufenkompressor (200) ist und das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Abscheider (240) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines mit Öl angereicherten Gemischs (80) von dem ersten Abscheider, – einen zweiten Stufenkompressor (250), angeschlossen zum Aufnehmen eines ersten komprimierten Gases (234a) von dem ersten Stufenkompressor (200), und – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen eines gasförmigen Teils (246) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem zweiten Abscheider zum Antreiben der Turbine.
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, der Kompressor (200) ein erster Stufenkompressor (200) ist und das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Abscheider (240) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines mit Öl angereicherten Gemischs (80) von dem ersten Abscheider, – einen zweiten Stufenkompressor (250), angeschlossen zum Aufnehmen eines ersten komprimierten Gases (234a) von dem ersten Stufenkompressor (200), – einen Wärmeaustauscher (236) mit einer ersten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines gasförmigen Teils (242) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem zweiten Abscheider (240), und einer zweiten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines komprimierten Gases (234b) von dem zweiten Stufenkompressor (250), und – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen eines erwärmten gasförmigen Teils (246) des mit Öl angereicherten Gemischs von dem Wärmeaustauscher zum Antreiben der Turbine.
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, der Kompressor (200) ein erster Stufenkompressor (200) ist und das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Stufenkompressor (250), angeschlossen zum Aufnehmen eines ersten komprimierten Gases (234a) von dem ersten Stufenkompressor (200), – einen Wärmeaustauscher (236) mit einer an die Auslassöffnung zur Entnahme von abgetrenntem Gas (70a) an dem ersten Abscheider (70) angeschlossenen ersten Einlassöffnung zum Aufnehmen von abgetrenntem Gas von dem ersten Abscheider und einer zweiten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen eines zweiten komprimierten Gases (234b) von dem zweiten Stufenkompressor (250) und – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen von Gas und Flüssigkeiten (254) von der Turbine (204), und mit einer Gasauslassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Einlassöffnung an dem ersten Kompressor (200).
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, der Kompressor (200) ein erster Stufenkompressor (200) ist und das System ferner Folgendes umfasst: – einen zweiten Stufenkompressor (250), angeschlossen zum Aufnehmen eines ersten komprimierten Gases (234a) von dem ersten Stufenkompressor (200), – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen des abgetrennten Gases (246) von dem ersten Abscheider zum Antreiben der Turbine (204), und – einen zweiten Abscheider (256) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen von Gas (254) von der Turbine (204), und mit einer Gasauslassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Einlassöffnung an dem ersten Kompressor (200).
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, wobei das System ferner Folgendes umfasst: – einen Wärmeaustauscher (236) mit einer an die Auslassöffnung zur Entnahme von abgetrenntem Gas (70a) angeschlossenen ersten Einlassöffnung zum Aufnehmen des abgetrennten Gases (82) von dem ersten Abscheider und einer zweiten Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen von komprimiertem Gas (234) von dem Kompressor (200), – eine Einlassöffnung an der Turbine (204), angeschlossen zum Aufnehmen eines erwärmten abgetrennten Gases (246) von dem Wärmeaustauscher (236) zum Antreiben der Turbine (204), und – einen zweiten Abscheider (256) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen von Gas (254) von der Turbine (204), und mit einer Gasauslassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Einlassöffnung an dem ersten Kompressor (200).
System nach Anspruch 15, wobei der Abscheider (70) ein erster Abscheider ist, wobei das System ferner Folgendes umfasst: – eine an die Auslassöffnung zur Entnahme von abgetrenntem Gas (70a) an dem ersten Abscheider (70) angeschlossene Einlassöffnung an der Turbine (204) zum Aufnehmen des abgetrennten Gases von dem ersten Abscheider zum Antreiben der Turbine (204), und – einen zweiten Abscheider (256) mit einer Einlassöffnung, angeschlossen zum Aufnehmen von Gas (254) von der Turbine (204), und mit einer Gasauslassöffnung in Fluidkommunikation mit einer Einlassöffnung an dem ersten Kompressor (200).