NO312978B1 - Fremgangsmåter og anlegg for å produsere reservoarfluid - Google Patents

Description

Den foreliggende opprinnelse vedrører fremgangsmåte og anlegg for å produsere reservoarfluid i samsvar med ingressen til de etterfølgende kravene 1 og 9.

Kapital og operasjonelle kostnader ved undersjøisk utvikling er høye, spesielt i dype farvann. Enkelt og pålitelig utstyr er derfor viktig. Brønnvedlikeholdskostnader er høye på grunn av høye intervensjonskostnader. Påliteligheten til alt dette utstyret er derfor et nøkkelord for suksess.

Sikker strømning er av største viktighet for feltenes økonomi. Vann i hydrokarbonstrømmen er en av de hyppigste årsaker til strømningsrelaterte problemer. Fjerning av vann vil redusere mulig hydratdannelse og tillate bruk av strømningsledninger med mindre diameter ved reduserte kostnader. Kraft som trengs for trykkøkning vil reduseres på grunn av den lavere massestrømmen og tettheten.

Vann er nesten alltid til stede i steinformasjonen der hydrokarbonene er funnet. Reservoaret vil normalt produsere en økende andel vann etter som tiden går. Vann skaper flere problemer for olje- og gassproduksjonsprosessen. Det influerer på den spesifikke gravitasjonen til råoljestrømmen ved å tilføre dødvekt. Det transporterer elementer som skaper scaling i strømningsbanen. Det danner basis for hydratdannelse, og det øker kapasitetsbehovet for strømningledninger og separatorenheter ved overflaten. Dersom vann kunne fjernes selv før det når brønnhodet kan således flere problemer unngås. Videre kan olje- og gassproduksjonen økes og oljeakkumuleringen kan økes siden man kan oppnå øket løft ved fjerning av den produserte vannandelen.

Et nedihulls hydrosyklonbasert separasjonssystem kan anvendes både for vertikale og horisontale brønner, og kan installeres i en hvilken som helst posisjon. Bruk av væske-væske (olje-vann) syklonseparasjon er kun egnet ved høyere vannkutt (typisk ved vannkontinuerlig brønnfluid) Vann egnet for reinjeksjon i reservoaret kan tilveiebringes ved et slikt system. Sykloner er forbundet kun med rensing av én fase, som vil være vannfasen i en nedihullsapplikasjon. Bruk av et flertrinns syklonseparatorsystem vil redusere vanninnblandingen i oljefasen. Imidlertid vil ren olje vanligvis ikke oppnås ved bruk av sykloner. Videre tas energi ut av brønnfluidet og brukes for å sette opp et sentrufugalfelt inne i syklonene og skaper derved et trykktap.

En nedihulls gravitasjonsseparator er tilknyttet en brønn som er spesielt konstruert for dette. En horisontal eller noe skrå seksjon av brønnen vil gi tilstrekkelig holdetid og jevn strømning., noe som kreves for at olje og vann skal separeres på grunn av tetthetsforskj eller.

Separasjon av vann fra hydrokarbonstrømmen er derfor viktig. En slik separasjon kan gjøres på havbunnen og nede i hullet. Separasjonsprosessen har imidlertid vist seg å være mye mer effektiv nede i hullet enn på havbunnen. Slik separasjon gjøres også mer effektiv i hver brønnboring enn ved separasjon av de blandede fluidene fra flere brønner. Nedihulls fjerning av vann fra hydrokarbonstrømmen gir en kolonne med lavere tetthet, noe som vil resultere i et høyere tilgjengelig trykk ved havbunnen. Dette resulterer i mindre behov for trykkøkning for transport i strømningsledninger. Separasjonen bør derfor, forutsatt at forholdene tillater dette, heller foretas nede i hullet enn på havbunnen.

I norsk patentsøknad nr. 2000 1446 er et system beskrevet, der en nedihulls turbin-til-pumpe-omformer anvendes for å injisere vann i formasjonen for å øke trykket informasjonen og derved oppnå større hydrokarbonutstrømning fra reservoaret. Dette systemet er spesielt egnet for anvendelse i lav- til mediumtrykkbrønner, der vanninjeksjonen kan øke utstrømningen.

GB 2 326 895 beskriver injeksjon av separert vann i en formasjon kun ved bruk av vannets trykk. Alternativt kan man benytte en pumpe. Imidlertid enten vannet pumpes opp til overflaten (havoverflaten) eller injiseres i en formasjon som borehullet passerer gjennom.

Man bringer således ikke vannet til havbunnen for deretter å injisere dette i en formasjon.

GB 2 326 895 beskriver i første rekke en teknikk der man henter vann separert fra formasjonsfluid sora kommer fra en brønn med forholdsvis høyt trykk. Det separerte vannet blir ledet til en formasjon i samme brønn som har et lavere trykk. Denne formasjonen kan være tømt tidligere og har derfor et redusert trykk. For å gjøre dette ledes vannet ganske enkelt over i et løp som leder til injeksjonsformasjonen, for eksempel som vist i figur 9a. Her benyttes det riktignok en pumpe 97w, men dersom vannet har høyt nok trykk i forhold til formasjonen 100, vil pumpen kunne utelates. Vannet forlater i dette tilfellet ikke borehullet. Det er derfor ikke mulig å injisere vannet gjennom andre brønner til andre formasjoner. Dette er en stor ulempe da det svært ofte finnes formasjoner med lavt trykk i området, som man ikke har tilgang til gjennom brønnen som man produserer fra.

Alternativt foreskriver GB 2 326 895 at vannet kan bringes til overflaten. Det vises i den forbindelse til figurene 5 <p>g 6 i den foreliggende søknad. Figur 6 viser en brønn som er delvis tømt og der reservoartrykket er sunket i forhold til situasjonen i figur 5. De tynne strek-prikk linjene viser trykket i det separerte vannet fra reservoaret (uten bruk av gassløft). Dersom vannet i stedet for kun å bringes til havbunnen, føres helt opp til overflaten kan man tenke seg en fortsettelse av linjen Gw- Dette viser at vannet bringes til overflaten med et visst overtrykk i forhold til hydrostatisk trykk (linjen Gwh)-Overtrykket vil imidlertid være noe lavere enn ved havbunnen, da man må ta i betraktning trykktap i rør. Dersom vannet føres ned igjen for å injiseres i en formasjon forbundet med en annen brønn vil vanntrykket en linje som er parallell med strek-prikk linjen som fører ned fra Pwds mot pilen D. Her taper man også trykk p.g.a. motstand i rørene. Resultatet er at trykket i vannet er betydelig lavere når det når injeksjonsformasjonen enn vannet som kun er brakt til havbunnen før det er ført ned igjen. Derved må man begynne å trykksette vannet for injeksjon på et tidlig tidspunkt i brønnens levetid.

Videre oppnår man, ved å føre vannet opp til havbunnen i stedet for å injisere det direkte fra borehullet, at reguleringsventiler kan plasseres betydelig lettere tilgjengelig enn om de skal plasseres nede i hullet. Man far også muligheten for å teste vannkvaliteten (innblanding av olje i vannet) for å kontrollere separatorens funksjon.

US 6 092 599 beskriver et arrangement for landbaserte brønner. I landbaserte brønner vil man vanligvis bringe alle fluider til overflaten. Dessuten er beskrevet at man benytter pumper for å bringe fluidene til overflaten. Selv om det fremgår at vannet som sådan kan benyttes for flere formål, bl.a. vanninjeksjon, er det ikke beskrevet at man utnytter trykket i vannet til noe.

NO 304 388, som er den foreliggende søkerens eget norske patent, omhandler separering av vann og olje og dessuten utskilling av sand og senere tilbakeføring av sanden i hydrokarbonstrømmen. Det er beskrevet at restvanntrykket etter separasjonen benyttes for å drive en energiomformer. Det ikke beskrevet bruk av trykket i hydrokarbonstrømmen til å drive utstyr, slik som en energiomformer.

Det vises til figur 5 i den foreliggende søknad. Av denne ser man at ved å separere reservoarfluidet nede i hullet, vil vann- og hydrokarbonfasene følge ulike trykkgradienter. Hydrokarbonfasen vil følge en trykkgradient som ender i trykket Phs og vannfasen vi følge en trykkgradient som ender i trykket PWs- Phs er merkbart høyere enn for reservoarfluidet, som, dersom dette bringes til havbunnen uten forutgående separasjon, vil ligge mellom Phs og Pws- Separasjon av reservoarfluidet på havbunnen vil ikke resultere i noen trykkforskjell mellom de to fasene. Benytter man trykket i hydrokarbonfasen til å drive utstyr får man altså et betydelig høyere trykk til rådighet enn når man separerer reservoarfluidet på havbunnen. Selv om man får et lavere trykk i vannfasen på havbunnen når fasene separeres nede i hullet i forhold til trykket ved separasjon av fasene på havbunnen, vil det likevel være interessant å benytte vanntrykket til å drive utstyr. Fordelen med å likevel separere fasene nede i hullet er at man har maksimalt trykk til rådighet i hydrokarbonfasen for transport av denne. Det er svært ofte ønskelig å opprettholde et så høyt trykk som mulig i hydrokarbonfasen da man derved kan transportere denne over store avstander uten bruk av pumper. Dersom man har et slikt tilfelle og ikke har behov for å transportere eller injisere vannet, eller har rikelig trykk i vannet til dette, er det interessant å kunne utnytte vanntrykket til drift av utstyr. Med NO 304 388 utnytter man riktignok vanntrykket, men dette går på bekostning av trykket i hydrokarbonfasen.

EP 1041243 vedrører bl.a. bruk av nedihulls separert gass til drift av for eksempel

turbiner, etter at gassen først er komprimert. Trykket i gass utgjør som regel betydelig mindre energi enn teykket i vannet eller oljen. Kun dersom gassen har så høyt trykk at den er flytende vil energinivåene kunne sammenlignes. Imidlertid vil ikke "gassen" da

egentlig være å betrakte som gass, men som væske (kondensat) og oppføre seg hovedsakelig som olje inntil trykket blir så lavt at den fordamper. Det er derfor ikke mulig å hente ut de samme energimengdene ved å ekspandere gassen som ved å la vannet eller oljen drive en pumpe eller annet utstyr. Ekspansjon av gassen innebærer dessuten et annet problem, nemlig at ekspandert gass tar betydelig større plass enn komprimert gass. Dette problemet eksisterer praktisk talt ikke når man benytter trykket i oljen.

GB 2 346 936 beskriver separasjon av brønnstrømmen i gass og bulk (en blanding av væske og partikler, samt noe gass). Gasstrømmen kjøres gjennom en gassekspanderer, mens bulkstrømmen går til en annen ekspanderer. Alt dette foregår på overflaten. Denne publikasjonen har derfor i alt vesentlig de samme ulempene som NO 304 388.

Ved høytrykksbrønner er det vanligvis ikke en stor fordel å injisere vann. Således trenger man et annet system for slike brønner. Siden alt roterende maskineri (pumper og kompressorer) er blant de mest upålitelige deler av utstyr ved feltutbygginger, er det ønskelig å unngå slikt maskineri nede i hullet, der tilgang og overvåkning er vanskelig. Ved design av et system for utvinning fra høytrykksbrønner er det derfor et formål så langt som mulig å unngå roterende nedihulls maskineri.

Alternativet, å plassere utstyret topside, d.v.s. på plattformen, er, som nevnt ovenfor, heller ikke en veldig god løsning. Dette innebærer undersjøisk plassering av minst en del av dette utstyret.

Imidlertid har nedihulls separasjon store fordeler fremfor topside eller undersjøisk separasjon. Dette fordi hydrokarbonenes trykkgradient er brattere enn vannets trykkgradient. Nedihulls separasjon av reservoarfluidet gir således ett høyere trykk for hydrokarbonene ved sjøbunnen enn det totale reservoarfluidet. Et høyere trykk betyr at hydrokarbonene kan transporteres over en lengre strekning utenytterligere trykkølming eller med mindre tryklcøkning enn tilfellet er for separasjon på sjøbunnen eller topside.

Den foreliggende oppfinnelse muliggjør derfor forskjellige kombinasjoner av et nedihulls separasjonssystem med undersjøisk plassering av alt roterende maskineri. Dersom kunstig løft skulle være nødvendig, spesielt sent i brønnens levetid, bør et gassløftsystem tas i bruk heller enn en nedihulls pumpe.

Gassløft i den blandede strømningsbanen for brønnstrømmen er standard praksis. I den velkjente fremgangsmåten injiseres gass i brønnstrømmen et stykke nede i brønnen, noe som reduserer den spesifikke tyngden til det kombinerte gass- og brønnfluidet. Dette resulterer videre i en reduksjon av innstrømningstrykket i brønnboringen og en øket strømningsmengde. Ettersom trykket synker høyere oppe i produksjonsrøret, noe som ytterligere øker gassvolumet, reduseres tyngden enda mer, noe som hjelper til å øke strømningen betydelig. Gassen injiseres normalt i ringrommet gjennom en trykkontrollert innløpsventil, inn i produksjonsrøret i et egnet nivå. Nivået avhenger hovedsakelig av tilgjengelig gasstrykk.

Trykkfallet i brønnfluidet under strømning fra bunnen av hullet til sjøbunnen bestemmes av følgende ligning:

der Ap er trykkfallet, pmjx er tettheten til de kombinerte fasene i brønnfluidet, Ah er dybden fra sjøbunnen til bunnen av hullet, k er en konstant (avhenger blant annet av de fysiske strukturene til strømningsledningen) og QmiX er strømningsmengden.

Det første leddet (pmiX g Ah) er den statiske delen av trykkfallet, mens det andre leddet (k Pmix Qmix<2>) er den dynamiske delen av trykktapet.

Tettheten til brønnfluidet bestemmes av følgende ligning:

der pg, Po og pw er tetthetene til gass, olje og vann og Qg, Q0 and Qw er strømningsmengden.til gass, olje og vann.

Siden tettheten til de tre fasene øker i følgende rekkefølge: pg, p0 and pw, vil fjerning av vannet fra brønnfluidet redusere tettheten til de gjenværende fasene og derved redusere trykktapet, det vil si at trykkgradienten blir brattere. Injeksjon av gass i vannet vil redusere tettheten til de kombinerte fasene (gass-vann) og derved redusere trykktapet. Imidlertid er mengden gass som det er hensiktsmessig å injisere begrenset av det andre leddet i ligning (1). Siden det dynamiske trykktapet øker med Q<2> vil (i det minste teoretisk) injeksjon av gass over en viss mengde, øke trykktapet. Med andre ord: bruk av gass for kunstig løft vil øke trykktapet på grunn av friksjon siden den totale volumstrømmen øker med gassen som bringes tilbake til verten. Ved lange tilknytningsavstander blir nettoeffekten av å bruke gassløft lav, når det man oppnår i statisk trykk reduseres ved øket dynamisk trykktap. Imidlertid kan nedihulls gassløft oppnås lokalt i produksjonsområdet ved å separere og komprimere en egnet strømningsmengde gass som er hentet ut fra brønnen og distribuere gassen til de undersjøiske brønnene for injeksjon. Denne resirkuleringen av gass reduserer mengden gass som strømmer i rørledningen, sammenlignet med å tilføre gass fra verten. Fordelen med dette kan utnyttes ved å øke produksjonsmengden fra brønnene, redusere rørledningens størrelse eller øke kapasiteten ved å la ytterligere brønner produsere via rørledningen. I tillegg til dette vil gassløft ved stigerørets bunn bli mer effektiv med denne konfigurasjonen.

Den foreliggende oppfinnelse foreslår derfor i en fremgangsmåte og et anlegg i samsvar med den kjennetegnende delen av kravene 1 og 9.

Oppfinnelsen skal nå forklares mer detlajert under henvisning til de medfølgende tegninger, som viser eksempler på utførelsesformer i den hensikt å illustrere oppfinnelsen, der: Figur la illustrerer en layout for nedihulls separasjon av fluid fra en undergrunnsformasjon, transport av hydrokarboner og vann til en undersjøisk manifold, og etterfølgende injeksjon av vann i en annen formasjon, ifølge en første utførelsesform av oppfinnelsen, Figur lb illustrerer en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, som er en variant av utførelsesformen i figur la, men der en turbin-til-pumpe omformer er anordnet i manifolden, Figur lc illustrerer en tredje utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, som er en variant av utførelsesformen i figur la, der en elektrisk pumpe er anordnet for trykksetting av vannet, Figur 2a illustrerer en layout for nedihullsseparasjon av fluid fra en undergrunnsformasjon, transport av hydrokarboner og vann til en undersjøisk manifold, og etterfølgende injeksjon av vannet i en annen formasjon, ved bruk av gassløft av vannet, ifølge en fjerde utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 2b illustrerer en femte utførelsesform av oppfinnelsen, som er en variant av figur 2a, der en elektrisk kompressor er anordnet for å trykksette gassen, Figur 3a illustrerer en layout for nedihullsseparasjon av fluid fra en undergrunnsformasjon, transport av hydrokarboner og vann til en undersjøisk manifold, og etterfølgende injeksjon av vannet i en annen formasjon, ved bruk av gassløft av vannet med gass tilført fra en fjerntliggende kilde, ifølge en sjette utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 3b illustrerer en syvende utførelsesform av oppfinnelsen, som er en variant av figur 3a, der vannet også trykksettes av en elektrisk pumpe før injeksjonen, Figur 4a illustrerer en layout for nedihullsseparasjon av fluid fra en undergrunnsformasjon, transport av hydrokarboner og vann til en undersjøisk manifold, og etterfølgende injeksjon av vannet i en annen formasjon, ved bruk av gassløft av vannet med gass tilført i en lukket krets og avgassing av vannet, ifølge en åttende utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 4b illustrerer en niende utførelsesform av oppfinnelsen, som er en variant av figur 4a, der en elektrisk pumpe er anordnet for å trykksette vannet før injeksjonen, Figur 5 viser et diagram over trykkgradientene for vann fra en relativt nylig utbygget høytrykks formasjon, og Figur 6 viser et diagram over trykkgradientene for vann fra en utarmet formasjon,

Først skal figurene 5 og 6 forklares for å gi en bedre forståelse av trykkforholdene i en høytrykksformasj on.

Figur 5 viser et diagram over trykkgradientene for vann fra en høytrykksformasjon F, der reservoartrykket er benevnt som PFR. Gwh er den hydrostatiske trykkgradienten for vann. På grunn av nedtapping i formasjonen (hovedsakelig forårsaket av sfrømningsmotstand i formasjonen) er bunnhullstrykket Pfb noe lavere enn Pfr- nær bunnen av brønnen separeres formasjonsfluidet til en hydrokarbonfase og en vannfase. Hydrokarbonene bringes til sjøbunnen langs en trykkgradient Gw- Som tydelig vist i figur 5, er trykkgradienten Gh til hydrokarbonene brattere enn trykkgradienten Gw til vann, som er parallell med Gwh- Således vil hydrokarbonene ankomme sjøbunnen med et høyere trykk PHs enn vanntrykket PWs- Det tilgjengelige trykket Phs kan benyttes for transport eller for kraftuttak.

Selv om vannet ankommer med et Pws trykk som er lavere ved sjøbunnen, er likevel trykket i vannet betydelig høyere enn det hydrostatiske trykket Pwhs ved sjøbunnsnivå.

Vannet skal injiseres i en sone I, som har et trykk Pi, som er lik det hydrostatiske trykket for vann ved samme nivå. Vanntrykket Pws kan være for høyt for direkte injeksjon.

Figur 5 viser en strupning av vanntrykket langs pilen A til et trykk Pwc som etterpå brukes til injeksjon. Pilen B illustrerer injeksjonen ettersom vanntrykket øker til et trykk Pwj. På grunn av nedtapping i injeksjonssonen I, må trykket Pwi være høyere enn trykket Pi i injeksjonssonen. Pilen C illustrerer trykkreduksjonen i vannet når det penetrerer injeksjonssonen.

I figur 6 har formasjonen F mistet en betydelig del av det opprinnelige trykket Pfr. Det utarmede trykket er benevnt Pd- På grunn av nedtapping i formasjonen reduseres bunnhullstrykket til Pdb- Vanngradienten Gwd illustrerer situasjonen ved frittstrømmende vann til sjøbunnen. Det resulterende trykket Pwsd ved sjøbunnen er betydelig lavere enn trykket Pws i vannet ved sjøbunnen da formasjonen F hadde initielt trykk. Trykket Pws er for lavt til å injisere vannet inn i injeksjonssonen I. Pilen D viser en for lav trykkforskjell.

Trykkgradienten Gwg illustrerer situasjonen når gass innføres i vannet i et injeksjonspunkt IP nede i hullet Denne gradienten Gwg er mye brattere enn den hydrostatiske trykkgradienten Gwh for vann. Vannet ankommer således sjøbunnen ved et trykk Pwg- Dette trykket kan strupes til et trykk Pwgc, som er egnet til injeksjon, vist ved pilen E. Pilen H illustrerer injeksjonen i injeksjonssonen og pilen J illustrerer nedtapping i injeksjonssonen.

Figur la illustrerer en layout av en produksjonsmanifold og en brønn ifølge en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Layouten illustrerer produksjon av fluid fra en undergrunns formasjon F og transport av fluidet til en undersjøisk manifold.

Hydrokarboner (olje og i noen tilfeller gass) blandet med vann strømmer ut fra reservoaret F og strømmer via sandfiltere 1 inn i brønnen, og transporteres i en rørledning 2 til en nedihulls separator 3 der vannfasen og hydrokarbonfasen separeres. Separatoren 3 kan være av gravitasjons- eller sentrifugaltypen. Vannfasen og hydrokarbonfasen av brønnfluidet transporteres til brønnhodet 6 i separate sfrørnningskanaler 4, 5. Typisk vil hydrokarbonene rutes til en produksjonsrørledning 4, mens vannet rutes til ringrommet 5 utformet mellom produksjonsforingsrøret og produksjonsrørledningen. Alternativt kan, i et dualt kompletteringssystem, begge fasene bringes til sjøbunnen gjennom individuelle produksjonsrør.

Bruk av et ventil tre 6 med dual funksjon gjør det lettere å oppnå produksjon gjennom og kontroll av to diskrete strømmer fra brønnen til det undersjøiske manifoldsystemet. En strupeventil 7 er anordnet etter ventiltreet 6 i hydrokarbonstrømledningen, og anvendes for å kontrollere produksjonsraten for brønnfluidet. En strupeventil 8 er anordnet etter ventiltreet i varmstrømledningen, og anvendes for å kontrollere vannraten som trekkes ut fra den nedihulls separatoren 3.

Begge fluidstrømmer, hydrokarbon og vann, tilføres til separate samlerør 12, 17 i manifolden via en mekanisk mulitboringskonnektor 9a. I tilfellet av at den produserende brønnen er en satellittbrønn heller enn en brønn plassert innenfor en brønnramme, vil strømningsledninger forbinde brønnen med manifolden. Figuren viser tre produserende brønner forbundet med manifolden.

Hydrokarbonfasen rutes inn i et første manifoldsamlerør 12 via en isolasjonsventil 10a. Samlerøret er illustrert med en konnektor 14 og en isolasjonsventil 13 med full boring, som gjør det mulig å tilkoble en annen manifold, og en konnektor 15 ved den motsatte enden, som tilkobler en strømningsledning 16 for transport av produserte hydrokarboner til en vertsplattform eller annen mottaker.

Undersjøisk prosessering, slik som en multifase tryklcøkning og gass-væske separasjon kan innlemmes i det beskrevne konseptet.

Vannfasen rutes inn i et andre manifoldsamlerør 17 via en isolasjonsventil lia. Samlerøret er illustrert med en konnektor 19 og en isolasjonsventil 18 med full boring, som muliggjør tilkobling av en annen manifold.

Vannet fra produksjonsbrønnene rutes via en isolasjonsventil 20 til et tredje samlerør 21, som står i forbindelse med en eller flere injeksjonsbrønner (kun én som fører inn i et reservoar 28 er vist fullt ut). Injeksjonssamlerøret 21 er illustrert forbundet med to injeksjonsbrønner, plassert innenfor en undersjøisk brønnramme, ved enkelboringskonnektorer 23a, 23b. Konnektoren 23a er vist forbundet med en strupeventil 24, et brønnhode 25, en rørledning 26 og en undergrunnssone eller - reservoar 28. Vannet fordeles til brønnhodet 25 til injeksjonsbrønnenes brønnhoder 25 via strupeventilen 24 og rutes via rørledningen eller foringen 26 til en egnet undergrunnssone 28 for deponering.

Alternativt kan formasjonen 28 være en hydrokarbonproduserende sone med et betydelig lavere trykk enn formasjonen F, der vannet brukes for medrivning av resthydrokarboner eller for tryldcøkning i formasjonen 28, for å øke hydrokarbonuttaket.

Gjennomførbarheten av dette konseptet krever at det produserende reservoaret F har tilstrekkelig høyt trykk til å overvinne trykktapet relatert til inntrømningstap fra den produserende formasjonen F inn i produksjonsbrønnen, dynamiske friksjonstap langs strørnningsbanen og utstrømningstap fra bunnen av injeksjonsbrønnen inn i deponeringsformasjonen.

Den krever også at trykket i det separerte vannet ved sjøbunnen er tilstrekkelig høyt til å overvinne mottrykket fra formasjonen 28, in i hvilken vannet skal injiseres. I tilfellet trykket ikke er tilstrekkelig høyt kan en pumpe installeres, som skal forklares nedenfor.

Figur lb illustrerer en layout av en produksjonsmanifold og brønn ifølge en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Layouten er lik figur la, men med en turbin-til-pumpe omformer 31, 32 installert i manifolden. Denne layouten er anvendelig i en produksjonssituasjon der vannfasen ved sjøbunnen har et høyere trykk enn det som kreves for injeksjon. Denne tilgjengelige trykkforskjellen kan utnyttes til trykkøkning av hydrokarbonfasen.

Konseptet er vist med en turbin 31 installert i det andre samlerøret 17 og mekanisk forbundet med en multifasepumpe 32 installert i det første samlerøret 12. Bypass og nyttesystem er ikke vist, men kan være tilstede. Vannet som strømmer inn i det andre samlerøret 17 driver turbinen 31 til rotasjon, rotasjonen overføres via en aksling til pumpen 32, som i sin tur trykksetter hydrokarbonene. Denne trykksettingen av hydrokarbonene vil gi en lengre transportstrekning for hydrokarbonene før ytterligere pumper må anordnes, og/eller større gjennomstrømning av hydrokarboner.

I tilfellet av separasjon av hydrokarbonene til en gassfase og en oljefase nede i hullet eller ved sjøbunnen*, kan turbinen alternativt drive en enkelfasepumpe eller compressor for å trykksette oljestrømmen eller gasstrømmen.

Etter at hydrokarbonene er trykksatt i turbin-til-pumpe omformeren 31, 32 føres vannet in i det tredje samlerøret 21 og injiseres, som forklart i forbindelse med figur la. Turbin-til-pumpe omformeren 31, 32 må kontrolleres nøye slik at det ikke tas ut for mye energi fra vannet. Dersom dette skjer kan det vise seg vanskelig å injisere vannet mot mottrykket i formasjonen 28. For å muliggjøre kontroll og regulering av turbin-til-pumpe omformeren 31, 32, kan turbinen 31 og/eller pumpen 32 ha variabelt deplasement. En trykksensor (ikke vist) kan fordelaktig installeres i det andre samlerøret 17 etter turbinen 32 for å overvåke vanntrykket og justere turbin-til-pumpe omformeren 31, 32 i samsvar med dette trykket.

Et dypt reservoar som produserer et lett kondensat vil mest sannsynlig ha et høyere trykk ved sjøbunnen enn det som kreves for naturlig strømning til mottakeren (d.v.s. en vertsplattform, flyter, etc). Derfor kan, som et alternativ til å anordne en turbin i det andre samlerøret 17 for transport av vann og en pumpe 32 i det første samlerøret 12 for transport av hydrokarboner, turbinen anordnes i det første samlerøret 12 og pumpen i det andre samlerøret 17.1 dette tilfellet kan en turbin i hydrokarbonstrømmen tilveiebringe den nødvendige energien for reinjisering av det produserte vannet i produksjonsreservoaret eller formasjonen 28, som er egnet for deponering. Dette er spesielt fordelaktig dersom vannet har for lavt trykk til injeksjon og må trykksettes.

Figur lc illustrerer en layout av en produksjonsmanifold og brønn i samsvar med en tredje utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Layouten er lik figur la, men med implementering av en gjenopphentbar hastighetskontrollert vanninjeksjonspumpe 29 forbundet med det tredje samlerøret 21 i den undersjøiske manifolden via en multiboringskonnektor 30. Pumpen 29 er illustrert uten detaljer, slik som nyttesystemer, resirkuleringsarrangement og trykkutligningsventiler. Det produserte vannet mates fra det andre samlerøret 17, trykksettes i pumpen 29 og slippes ut i samlerøret 21 for reinjeksjon. I tillegg kan en strørnnmgsledning for tilførsel av vann for reinjeksjon være tilstede, som vist forbundet med det tredje samlerøret 21 via en konnektor 33. Isolasjonsventilene 20, 35 gjøre gjenopphenting av pumpen lettere.

Anvendbarheten av dette konseptet krever at vannfasen kan bringes fra formasjonen til pumpens 29 sugeside med en netto positivt sugehøyde som overskrider det som kreves for å unngå kavitering. Ved store vanndyp vil sannsynligvis det beskrevne konseptet være fysisk mulig selv om det produserende reservoaret tømmes langt under det initielle trykket eller selv under hydrostatisk trykk.

Figur 2a illustrerer en layout av en produksjonsmanifold og brønn i samsvar med en fjerde utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Layouten er lik figur la, med et tillegg av et fjerde samlerør 49 og en gass-væskeseparator 40. Layouten i figur 2a er anvendelig i en produksjonssituasjon der kunstig løft anvendes for å produsere vannfasen til sjøbunnen med et tilstrekkelig høyt trykk til å gjøre det mulig for vannet å rutes inn i injeksjonsbrønnen(e) uten trykkøkning ved sjøbunnen.

En grenledning 37a med en isolasjonsventil 37 er forbundet med det første samlerøret 12. Grenledningen er videre forbundet med en gass-væskeseparator 40. Fra gass-væskeseparatoren 40 strekker det seg en gassutløpsledning 41a og en væskeutløpsledning 38 a. Gassutlpsledningen 41a er forgrenet til en gassreturledning 41b og en gasstilførselsledning 42a, som er forbundet med et fjerde samlerør 49 gjennom en kontrollventil 42. Gassreturledningen 41b er forbundet med væskeutløpsledningen 38a. Væskeutløpsledningen 38a er videre forbundet med det første samlerøret 12 via en isolasjonsventil 38.1 det første samlerøret 12, mellom grenledningen 37a og væskereturledningen er det anordnet en bypassventil 36.

Det fjerde samlerøret 49 er videre forbundet med ventiltreet 6 via en isolasjonsventil 46, multiboringskonnektoren 9a og en strupeventil 47. Fra ventiltreet 6 mates gassen gjennom en rørledning 48 og inn i vannrørledningen 5.

Gass for gassløft trekkes ut fra den produserte hydrokarbonfasen. Fluid fra samlerøret 12 rutes til den gjenopphentbare gass-væskeseparatoren 40 via den mekaniske multiboringskonnektoren 39 ved å åpne isolasjons ventilen 37 og lukke bypassventilen

36. En kontrollventil 41 regulerer gassraten som trekkes ut fra separatoren 40 med det formål å opprettholde et passende gass-væskegrensenivå inne i separatoren 40. En kontrollventil 42 justeres slik at en passende mengde gass mates inn i gassinjeksjonssamlerøret (det fjerde samlerøret) 49. Overskuddsgassen mates til gassreturledningen 41b, blandes med væsken fra separatoren 40 og returneres til hydrokarbonsamlerøret (det første samlerøret) 12 via isolasjonsventilen 38. Gassinjeksjonssamlerøret (det fjerde samlerøret) 49 er vist utstyrt med en konnektor 44 og en isolasjonsventil ved én ende. Dette gjør det lettere å tilkoble det fjerde samlerøret til andre manifolder eller ytterligere brønner.

Gass fra det fjerde samlerøret 49 rutes til produksjons ventiltreet 6 og til brønnene som er forbundet med konnektorene 9b og 9c. En egnet rate reguleres ved en strupeventil 47. Dybden av injeksjonspunktet der gassen blandes inn i vannet velges med hensyn på tilgjengelig gasstrykk. På grunn av den tilførte gassen, som har betudelig lavere tetthet enn vannet, reduseres den totale egenvekten til kolonnen og den sammenblandede vann/gasstrømmen vil ankomme brønnhodet med et høyere trykk enn vannet vill gjort uten gassløft. I tillegg vil gassen ekspandere ettersom trykket synker under stigningen mot brønnhodet, noe som resulterer i en ytterligere reduksjon av egenvekten, og således en ytterligere reduksjon i trykkfall. Gassen som anvendes for løft vil følge vannfasen inn i det andre samlerøret og det tredje samlerøret og injiseres ved dette inn i injeksjonsbrønnene og formasjonen 28.

Dette produksjonskonseptet illustreres med den totale produserte hydrokarbonstrømmen. I alternative konfigurasjoner kan en delstrøm eller produksjon fra en enkel brønn anvendes for tilveiebringelse av gass for gassløft. Figur 2b illustrerer en lignende layout som figur 2a, men omfatter i en femte utførelsesform også en elektrisk kompressor 49 for å trykksette gass for å øke løfteevnen. Kompressoren kan være av sentrifugaltypen eller av en type med positivt deplasement. Kompressoren 49 er koblet inn i gasstilførselsledningen 42a. Selv om noen ventiler som er vist i figur 2a er utelatt i figur 2b, vil disse ventilene være tilstede i en faktisk utførelse. Figur 3a illustrerer en layout av en produksjonsmanifold og brønn ifølge en sjette utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Figur 3a illustrerer konseptet med å bruke gass for kunstig løft av vannet som produseres fra formasjonen F og føres til sjøbunnen.

Manifolden omfatter i tillegg til det første 12 og andre samlerøret 17, et ytterligere samlerør 49, som korresponderer med det fjerde samlerøret i utførelsesformene i figurene 2a og 2b, og således kalles det fjerde samlerøret også med hensyn på den foreliggende utførelsesformen. Det fjerde samlerøret står i kommunikasjon med ventiltreet 6 via isolasjonsventilen 46, multiboringskonnektoren 9a og strupeventilen 47, på samme måte som illustrert i figurene 2a og 2b. Fra ventiltreet står det fjerde samlerøret videre i kommunikasjon med en gassrørledning 48, som er forbundet med vannrørledningen 5, også på samme måte som i figurene 2a og 2b.

Samlerøret er også forbundet med en gasstilførselsledning 50 via en konnektor 51 og en isolasjonsventil 52. Gasstilførselsledningen kan være en serviceumbilical.

Gasstilførselsledningen 50 tilfører gass fra en fjerntliggende kilde, for eksempel en gassproduserende brønn, som mates inn i det fjerde samlerøret 49 via konnektoren 51 og isolasjonsventilen 52 og videre inn i vannrørledningen 5 via isolasjonsventilen 46, konnektoren 9a, strupeventilen 47, ventiltreet 6 og gassrørledningen 48.

Ved sammeligning av layouten i figur 3 a med layouten i for eksempel figur 2b er det også tydelig at det andre og det tredje samlerøret er kombinert til ett samlerør delt av en isolasjonsventil 20. Denne konfigurasjonen er fullstendig ekvivalent med konfigurasjone i figur 2b.

I andre henseender fungerer utførelsesformen i figur 3 a på samme måte som i figurene 2a og 2b.

Figur 3b illustrerer en layout av en syvende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, som er lik utførelsesformen i figur 3 a, men med et tillegg av en elektrisk vannpumpe 53 for trykksetting av vann for injeksjon. Pumpen 53 er koblet inn i forbindelsen mellom det andre 17 og det tredje samlerøret 21.

Det produserte vannet med gass som er benyttet til kunstig løft, kan reinjiseres ved bruk av den undersjøiske hastighetskontrollerte multifasepumpen 53. Pumpen er vist som gjenopphentbar og integrert i den undersjøiske manifolden mellom samlerøret 17 for produsert varm og samlerøret 21 for vanninjeksjon, ved hjelp av en mekanisk konnektor 30.

Denne utførelsesformen er anvendelig når det iboende trykket i vannet ved sjøbunnen og løftet som skapes av gassinnføringen ikke er nok til å injisere vann inn i formasjonen 28 mot mottrykket i denne formasjonen. Pumpen 53 vil skape det ekstra trykket som behøves.

Figur 4a illustrerer en layout av en åttende utførelsesform, som i enkelte henseender er lik utførelsesformen i figur 2b. Imidlertid blir gassen i denne utførelsesformen separert fra vannet.

Utførelsesformen i figur 4a omfatter et første samlerør 12 for å lede hydrokarboner, et andre samlerør 17 for å lede vann fra formasjonen F og et fjerde samlerør 49 for å lede gass for gassløft. Et tredje samlerør er ikke vist, men kan være tilstede etter behov.

Det andre samlerøret er forbundet med en gass-væskeseparator 54 via en isolasjonsventil 20 og en konnektor 58. En gass-væskeseparator 54 har en gassutløpsledning og eri gasstilførselsledning 54c. Gassutløpsledningen er forbundet med det fjerde samlerøret via en kompressor 57. Væskeutføpsledningen er forbundet med konnektoren 23a og fra denne med brønnen som fører til formasjonen 28. Gasstilførselsledningen er forbundet med en gasstilførselsledning 50 via en isolasjonsventil 55.

Figur 4 illustrerer kenseptet med avgassing av det produserte vannet ved sjøbunnen og resirkulering av gassen for kunstig løft av det produserte vannet. Det produserte vannet som inneholder gassen for gassløft rutes fra det andre samlerøret 17 til gass-væskeseparatoren 54 via multiboringskonnektoren 58. Gassen som trekkes ut fra separatoren 54 trykksettes i kompressoren 57 og slippes inn i det fjerde samlerøret (gassløft samlerøret) 49 via konnektoren 58, og fordeles videre til de produserende brønnene, og som illustrert, inn i vanmørledningen 5 via gassrørlednignen 48. Det avgassede vannet mates via væskeutløpledningen 54b og konnektorene 58 og 23a til vanninjeksjonsbrønnen og formasjonen 28. Gassen som gjenvinnes fra vannet mates igjen inn i det fjerde samlerøret 49. Separatoren 54 og kompressoren 57 med sammenknyttende rørledninger er vist som en gjenopphentbar enhet.

For tilsetting og initiell oppstart kan gass tilføres via gasstilførselsledningen ved å åpne isolasjonsventilen 55. Ledningen 50 kan være en service umbilical ledning som fører fra en fjerntliggende kilde eller en ledning fra en avgasser (ikke vist), som trekker ut gass fra de produserte hydrokarbonene.

I tilfelle at noe av gassen går tapt under denne prosessen, eller i tilffele at det er behov for mer gass enn det som kan hentes ut fra vannet, kan gass tilføres eller trekkes ut fra gasstilførselsledningen 50 ved å åpne isolasjonsventilen 55.

Vannet kan også eventuelt slippes ut i den ornkringliggende sjøen i stedet for eller i tillegg til deponering i en undergrunnsformasjon, forutsatt at den har tilstrekkelig trykk, og at av-oljingssykloner benyttes for å tilfredsstille kravene til oljeinnblanding i vann.

Figur 4b illustrerer en niende utførelsesform i et lignende konsept som det som er beskrevet i figur 4a, med tillegget av en enkelfase-injeksjonspumpe 60 integrert i den undersjøiske manifolden via en multiboringskonnektor 59. Denne pumpen har den samme funksjonen som pumpen 53 i utførelsesformen i figur 3b, d.v.s. å øke trykket i vannet før injeksjon, dersom trykket på pumpens sugeside er for lavt til av vannet kan injiseres ved hjelp av det iboende trykket.

Alle de beskrevne produksjonsalternativene kan utvides etter behov til å inkludere undersjøisk prosessutstyr for gass-væskeseparasjon, ytterligere hydrokarbon-væskeseparasjon ved bruk av elekstrostatisk koalesering, enkelfase-væskepumping, enkelfase-gasskompresjon og multifasepumping. I tilfelle av undersjøisk gass-væskeseparasjon kan gass rutes til en transportledning mens væsken rutes til den andre. Konnektorene kan være av horisontal eller vertikal type. Retur og tilførselslecininger kan rutes gjennom en felles multiboringskonnektor eller fordeles ved bruk av flere uavhengige konnektorer. Som et alternativ til å injisere vannet inn i en annen brønn enn produksjonsbrønnen kan vannet injiseres i produksjonsbrønnenog deponeres i en formasjon på et høyereliggende sted, med lavere trykk.

I stedet for å injisere vannet inn i en formasjon kan vannet, i samsvar med regelverket, vannets renhet, miljøforholdene og tilgjengelig renseutstyr, kjøres ut i sjøen. For at det skal være mulig å gjøre dette må vannet avgasses og eventuelt renses (poleres) for å fjerne miljømessig skadelige stoffer.

Strupeventiler kan være plassert på ventiltreet, som vist i de medfølgende figurer, men kan også plasseres på manifolden. Ventilene kan etter behov være uavhengig gjenopphentbare enheter. Undersjøiske strupeventiler er normalt hydraulisk betjente, men kan være elektrisk betjente for anvendelse der hurtig reaksjon behøves.

Elektrisk betjente pumper er ikke illustrert i de medfølgende figurer med nyttesystemer for resirkulering, trykkompensasjon og refylling. Kun én pumpe er vist for hvert funksjonelle krav. Imidlertid kan, i avhengighet av strørnningsmengder, trykkøkning eller krafttilførsel, arrangementer med flere pumper i parallell eller i serie være hensiktsmessig.

Claims (13)

1. Fremgangsmåte for ved hjelp av et undersjøisk produksjonsanlegg å produsere reservoarfluid fra et hydrokarboninneholdende undergrunns reservoar, innbefattende separasjon av reservoarfluidet nede i en første brønn i minst en hydrokarbonfase og en vannfase, karakterisert ved at den omfatter kombinasjonen av følgende trinn: separat transport av hydrokarbonfasen og vannfasen til et første undervanns brønnhode forbundet med den første brønnen, idet vannfasen kommer opp til havbunnen med et trykk som er høyere enn det hydrostatiske trykk for vann, i en første fase av produksjonen, injeksjon av vannfasen, fra havbunnen, gjennom et andre undersjøisk brønnhode forbundet med en andre brønn, i en undergrunns injeksjonsformasjon, eller en injeksjonsformasjon i den første brønnen, hvilken injeksjonsformasjon er forskjellig fra den hydrokarbonproduserende formasjonen; hvilken injeksjonsformasjon har et trykk som er lavere enn vannfasens trykk ved samme dybde som injeksjonsformasjonen i den første fasen av produksjonen, for eksempel for lagring, trykkopprettholdelse eller reservoarflømming, idet det iboende trykket i vannet benyttes for injeksjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at i en andre fase av produksjonen, som inntrer etter at den første fasen er over og når trykket i vannfasen har sunket under det trykk som er nødvendig for at vannfasen skal strømme fritt inn i injeksjonsformasjonen, trykksettes vannfasen ved hjelp av en pumpe plassert på havbunnen før vannfasen injiseres i den undergrunns injeksjonsformasjonen.

3. Fremgangsmåte for ved hjelp av et undersjøisk produksjonsanlegg å produsere reservoarfluid fra et hydrokarboninneholdende undergrunns reservoar, innbefattende separasjon av reservoarfluidet nede i en brønn i minst en hydrokarbonfase og en vannfase, karakterisert ved at den omfatter kombinasjonen av følgende trinn: separat transport av hydrokarbonfasen og vannfasen til et undervanns brønnhode forbundet med brønnen, idet hydrokarbonfasen kommer opp til havbunnen med et trykk som er høyere enn det hydrostatiske trykk for hydrokarboner og vannfasen kommer opp til havbunnen med et trykk som er høyere enn det hydrostatiske trykk for vann, i det minste delvis bruk av det iboende trykket i den hovedsakelig oljeinneholdende hydrokarbonfasen eller vannfasen for drift av minst én pumpe, kompressor eller separator på havbunnen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at vannfasen driver minst én turbin plassert på havbunnen, som i sin tur driver minst én pumpe på havbunnen og at pumpen anvendes for å pumpe eller øke trykket i hydrokarbonfasen.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 3, karakterisert ved at hydrokarbonfasen driver minst turbin plassert på havbunnen, som i sin tur driver minst én pumpe på havbunnen og at pumpen anvendes for å øke trykket i vannfasen før denne injiseres i en undergrunns injeksjonsformasjon.

6. Fremgangsmåte ifølge 3, karakterisert ved at vanntrykket driver en kompressor på havbunnen som i sin tur trykksetter gass.

7. Fremgangsmåte ifølge 3, karakterisert ved at vanntrykket driver minst én gass-væskeseparator på havbunnen.

8. Fremgangsmåte ifølge 7, karakterisert ved atgass-væskeseparatoren anvendes for å avgasse vannfasen og at vannet deretter slippes ut i sjøvannet, eventuelt etter polering.

9. Undersjøisk produksjonsanlegg for å produsere reservoarfluid fra et hydrokarboninneholdende undergrunns reservoar, omfattende en nedihulls hydrokarbon-vannseparator (3), et undervanns brønnhode (6) som står i forbindelse med separatoren via henholdsvis en hydrokarbonledning (12) og en vannledning (17), samt en pumpe, kompressor eller separator, som er plassert på havbunnen, karakterisert ved at pumpen, kompressoren eller separatoren er forbundet med hydrokarbonledningen (12), for å drives av den hovedsakelig oljeinneholdende hydrokarbonfasen i sistnevnte ledning (12).

10. Anlegg ifølge krav 9, karakterisert ved at vannledningen (17) er forbundet med en pumpe (32) på havbunnen, hydrokarbonledningen (12) er forbundet med en turbin (31) på havbunnen og at turbinen (31) og pumpen (32) er forbundet med hverandre.

11. Anlegg ifølge krav 9, karakterisert ved at hydrokarbonledningen (17) er forbundet med en pumpe (32) på havbunnen, vannledningen (12) er forbundet med en turbin (31) på havbunnen og at turbinen (31) og pumpen (32) er forbundet med hverandre.

12. Anlegg ifølge krav 9, karakterisert ved at vannleciningen (17) er forbundet med en turbin (31) på havbunnen og at turbinen (31) er forbundet med en kempressor på havbunnen for å trykksette gass.

13. Anlegg ifølge krav 9, karakterisert ved at vannledningen (17) er forbundet med en separator på havbunnen for å avgasse vannet.