NO315990B1

NO315990B1 - Method and system for injecting gas into a reservoir

Info

Publication number: NO315990B1
Application number: NO20004337A
Authority: NO
Inventors: Lars Noekleberg; Svein Arne Morud; Bjoern Oeyvind Bringedal
Original assignee: Abb Research Ltd
Priority date: 2000-08-31
Filing date: 2000-08-31
Publication date: 2003-11-24
Also published as: NO20004337L; AU2001284323A1; NO20004337D0; WO2002018746A1

Description

TEKNISK OMRÅDE TECHNICAL AREA

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og et system for injisering av gass i et reservoar. The present invention relates to a method and a system for injecting gas into a reservoir.

Uttrykket "reservoar" er å betrakte som ethvert naturlig reservoar som eksisterer i naturen, særlig ethvert under-grunnsreservoar. Oljereservoarer så vel som vannreservoarer i jorden er inkludert. Særlig inkludert er reservoarer fra hvilken en naturressurs ekstraheres og som et resultat av en slik ekstrasjon underkastes en uønsket trykksenkning. The term "reservoir" is to be regarded as any natural reservoir that exists in nature, in particular any underground reservoir. Oil reservoirs as well as water reservoirs in the earth are included. Particularly included are reservoirs from which a natural resource is extracted and, as a result of such extraction, is subjected to an unwanted pressure drop.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Oljeproduksjon inkluderer å ekstrahere olje fra et reservoar, normalt via én eller flere brønner. Oil production involves extracting oil from a reservoir, normally via one or more wells.

Normalt blir naturgass og vann ekstrahert sammen med oljen og må separeres fra denne. Det er en rekke forskjellige løsninger vedrørende hvordan og på hvilket trinn gass og olje separeres fra oljen og hvordan man kan gjøre bruk av slik gass. Normally, natural gas and water are extracted together with the oil and must be separated from it. There are a number of different solutions regarding how and at what stage gas and oil are separated from the oil and how such gas can be used.

Når det gjelder håndteringen av gassen, blir denne tradisjonelt enten brent (flared), lagret og/eller transportert for videre bruk, eller reinjisert inn i reservoaret. When it comes to handling the gas, it is traditionally either flared, stored and/or transported for further use, or re-injected into the reservoir.

Brenning av gass tillates ikke i mange områder og vil trolig i den nære fremtid bli forbudt i de fleste områder av miljømessige årsaker. The burning of gas is not permitted in many areas and will probably be prohibited in most areas in the near future for environmental reasons.

Transport og/eller lagring av gassen krever bruk av en kompressor og et lagringsfartøy og/eller en rørledning for transport av denne. Særlig for anlegg "offshore" eller anlegg hvor mengden ekstrahert gass er lav, vil slike arrangement lide av lav kostnadseffektivitet. Transport and/or storage of the gas requires the use of a compressor and a storage vessel and/or a pipeline for transporting this. Particularly for facilities "offshore" or facilities where the amount of extracted gas is low, such arrangements will suffer from low cost efficiency.

Derfor vil re-injeksjon av gassen i mange tilfeller være den mest passende måte å håndtere den ekstraherte gassen på. Re-injisert gass vil også ha den positive effekt å bidra til å beholde trykket i reservoaret, noe som er positivt for ekstrasjonen av olje fra dette. Imidlertid vil tradisjonell re-injisering av gass kreve bruk av en kompressor og en separat injeksjonsbrønn. Kostnaden av slikt utstyr er ofte mye høyere enn verdien av gassen, og kan være en økonomisk barriere for utviklingen av marginale oljefelt. Therefore, re-injection of the gas will in many cases be the most appropriate way of handling the extracted gas. Re-injected gas will also have the positive effect of helping to maintain the pressure in the reservoir, which is positive for the extraction of oil from it. However, traditional re-injection of gas will require the use of a compressor and a separate injection well. The cost of such equipment is often much higher than the value of the gas, and can be an economic barrier to the development of marginal oil fields.

Fra WO 93/01153 (Gudmundsson) er det kjent en fremgangsmåte for behandling av hydratdannende gasser for levering til en industriell eller bioteknisk prosess som tillater tilfreds-stillende lagring, transport og bruk av gassen uten bruk av rørledning eller umiddelbar transport av tankere eller tankbiler (side 2, linje 18-24). Dokumentet nevner reinjeksjon av gass inn i et naturlig reservoar. Imidlertid betraktes slik reinjisering å kreve ekstensiv behandling av gassen (se side 1, linje 18-20) og for å unngå slik reinjeksjon foreslås lagring og transport av gassen i form av et gasshydrat i en beholder. Dokumentet leder til den slutning at lagring og transport av et gasshydrat er et alternativ til injisering av gass tilbake inn i reservoaret. From WO 93/01153 (Gudmundsson) a method is known for the treatment of hydrate-forming gases for delivery to an industrial or biotechnical process which allows satisfactory storage, transport and use of the gas without the use of a pipeline or immediate transport by tankers or tankers ( page 2, lines 18-24). The document mentions reinjection of gas into a natural reservoir. However, such reinjection is considered to require extensive treatment of the gas (see page 1, lines 18-20) and to avoid such reinjection it is proposed to store and transport the gas in the form of a gas hydrate in a container. The document leads to the conclusion that the storage and transport of a gas hydrate is an alternative to injecting gas back into the reservoir.

HENSIKTEN MED OPPFINNELSEN PURPOSE OF THE INVENTION

En hensikt med oppfinnelsen er å foreslå en fremgangsmåte ved hjelp av hvilken gass kan injiseres inn i et reservoar på en kostnadseffektiv og pålitelig måte, som er konkurransedyktig med fremgangsmåter ifølge kjent teknikk. One purpose of the invention is to propose a method by means of which gas can be injected into a reservoir in a cost-effective and reliable manner, which is competitive with methods according to known technology.

Det er også en hensikt med oppfinnelsen å foreslå et system ved hjelp av hvilket gass kan injiseres i et reservoar på en kostnadseffektiv og pålitelig måte. It is also a purpose of the invention to propose a system by means of which gas can be injected into a reservoir in a cost-effective and reliable manner.

KORTFATTET BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN BRIEF DESCRIPTION OF THE INVENTION

Hensikten med oppfinnelsen oppnås ved hjelp av den innledningsvis definerte fremgangsmåte, som er karakterisert ved at den omfatter trinnet å frembringe et gasshydrat ved å blande gassen og vann, vann/gass-forholdet velges slik at væskeaktig slurry bestående av vann og gasshydrat produseres og at slurryen injiseres inn i reservoaret. The purpose of the invention is achieved by means of the initially defined method, which is characterized in that it includes the step of producing a gas hydrate by mixing the gas and water, the water/gas ratio is chosen so that a liquid slurry consisting of water and gas hydrate is produced and that the slurry is injected into the reservoir.

Uttrykket "hydrat", som det benyttes i denne sammenheng, omfatter spesielle inkluderende sammensetninger med en krystallinstruktur kjent som klatrat. I en slik struktur blir gassmolekyler fysisk fanget inn eller engasjert i et ekspandert vanngitternettverk omfattende hydrogenbunnede vannmolekyler. Gassmolekylene, fortrinnsvis lette hydro-karbongassmolekyler og andre assosierte gasser, vil fysisk reagere med vannet ved høyere trykk og lave temperaturer for å danne islignende sammensetninger. Hydratpartiklene skal være av en slik karakter at de smelter og frigjør gassen og vannet når temperaturen er tilstrekkelig hevet. Derfor kan det oppnås en bibeholdelse eller til og med en økning av trykket i reservoaret som gassen/gasshydratet injiseres inn i. The term "hydrate", as used in this context, includes special inclusive compositions with a crystalline structure known as a clathrate. In such a structure, gas molecules are physically trapped or engaged in an expanded water lattice network comprising hydrogen-bonded water molecules. The gas molecules, preferably light hydrocarbon gas molecules and other associated gases, will physically react with the water at higher pressures and low temperatures to form ice-like compositions. The hydrate particles must be of such a nature that they melt and release the gas and water when the temperature is sufficiently raised. Therefore, a maintenance or even an increase of the pressure in the reservoir into which the gas/gas hydrate is injected can be achieved.

Fortrinnsvis frembringes gasshydratet ved å blande gassen og vannet. Vann har den fordelen at det har egnede fysiske egenskaper for hydratgenerering, det er miljømessig harm-løst og også, i idet minste i forbindelse med offshoreanlegg, lett tilgjengelig. Preferably, the gas hydrate is produced by mixing the gas and the water. Water has the advantage that it has suitable physical properties for hydrate generation, it is environmentally harmless and also, at least in connection with offshore facilities, easily available.

Ifølge en utførelse av oppfinnelsen omfatter gassen naturgass som er blitt ekstrahert sammen med og separert fra olje fra et oljereservoar. I tilfelle reservoaret, som hydratet injiseres inn i, er det samme som nevnte oljereservoar, er det ikke bare et spørsmål om injisering av gass, men av re-injisering av den inn i reservoaret. Oppfinnelsen inkluderer re-injisering av gasshydratet inn i det samme reservoaret som det fra hvilket gassen opprinnelig ble ekstrahert fra. According to one embodiment of the invention, the gas comprises natural gas which has been extracted together with and separated from oil from an oil reservoir. In case the reservoir, into which the hydrate is injected, is the same as said oil reservoir, it is not only a matter of injecting gas, but of re-injecting it into the reservoir. The invention includes re-injection of the gas hydrate into the same reservoir from which the gas was originally extracted.

I tilfellet av et reservoar lokalisert offshore, dvs. et offshoreanlegg, bør det benyttede vann omfatte sjøvann. Slikt vann har allerede fordelen av å ha en nokså lav temperatur og være lett tilgjengelig. Imidlertid kunne avkjølt produsert vann også benyttes i stedet for, eller som et tillegg til kaldt sjøvann. Vanntemperaturen bør være under omtrent 10°C, fortrinnsvis 5°C. In the case of a reservoir located offshore, i.e. an offshore facility, the water used should include seawater. Such water already has the advantage of having a fairly low temperature and being easily accessible. However, cooled produced water could also be used instead of, or as an addition to, cold seawater. The water temperature should be below approximately 10°C, preferably 5°C.

Fortrinnsvis velges vann-/gassforholdet slik at det frembringes en flytende slurry bestående av vann og gasshydrat og at nevnte slurry injiseres inn i olje-reservoaret. For naturgass og vann er det den foretrukne maksimale mengde gass omtrent 13 vekt%, idet vannmengden da er omtrent 87 vekt%. Dette er den øvre grense. Hvis natur-gasshydrater frembringes ved høyt trykk og lav temperatur, kan den øvre grense bli nådd. Frembringes hydrater nær hydratdannelses-kurven, vil mengden gass i hydratene være betraktelig lavere enn denne grensen. For å gjøre slurryen lett å pumpe under re-injeksjonen, kan overskuddsvann og/eller over-flateaktive kjemikalier adderes til hydratslurryen. Termoaktive midler kan også adderes til slurryen. Preferably, the water/gas ratio is chosen so that a liquid slurry consisting of water and gas hydrate is produced and that said slurry is injected into the oil reservoir. For natural gas and water, the preferred maximum amount of gas is approximately 13% by weight, the amount of water then being approximately 87% by weight. This is the upper limit. If natural gas hydrates are produced at high pressure and low temperature, the upper limit may be reached. If hydrates are produced close to the hydrate formation curve, the amount of gas in the hydrates will be considerably lower than this limit. To make the slurry easy to pump during re-injection, excess water and/or surfactant chemicals can be added to the hydrate slurry. Thermoactive agents can also be added to the slurry.

Hydratene kan frembringes fra omtrent 10 bar og høyere avhengig av temperaturen og gassblandingen. Saltvann vil heve hydratkurven og gjøre det vanskeligere å frembringe naturgasshydrater. Når hydratene frembringes, er de relativt stabile også ved atmosfæriske trykk, og de er metastabile for negative temperaturer, T<0°C. The hydrates can be produced from about 10 bar and higher depending on the temperature and the gas mixture. Salt water will raise the hydrate curve and make it more difficult to produce natural gas hydrates. When the hydrates are produced, they are relatively stable even at atmospheric pressure, and they are metastable for negative temperatures, T<0°C.

Hydrater kan for eksempel produseres ved å injisere gassen inn i et vannfylt system, eller ved å injisere gass og vann samtidig i ethvert egnet system eller innretning. For eksempel kan gassen og vannet vannes i et venturi-rør (ejektor), som kan tillate et lavere operasjonstrykk i en første trinn-separator (for eksempel trefaseseparator for å separere olje, gass og vann). Andre mulige løsninger for faktisk å produsere hydrater er de nevnt i for eksempel den internasjonale patentsøknad WO 93/01153, Gudmundsson. Hydrates can, for example, be produced by injecting the gas into a water-filled system, or by injecting gas and water simultaneously into any suitable system or device. For example, the gas and water may be watered in a venturi tube (ejector), which may allow a lower operating pressure in a first stage separator (eg three-phase separator to separate oil, gas and water). Other possible solutions for actually producing hydrates are those mentioned in, for example, the international patent application WO 93/01153, Gudmundsson.

Hensikten med oppfinnelsen oppnås også ved hjelp av det innledningsvis definerte system, karakterisert ved at den omfatter en innretning (5) for å frembringe en slurry av gasshydrat og vann ved å blande gassen med vann, og en pumpe (12) for injisering av slurryen inn i reservoaret. The purpose of the invention is also achieved by means of the initially defined system, characterized in that it comprises a device (5) for producing a slurry of gas hydrate and water by mixing the gas with water, and a pump (12) for injecting the slurry into in the reservoir.

Følgelig er den gasshydratproduserende innretning innrettet til å blande gassen med vann for å frembringe gasshydrater, fortrinnsvis på en slik måte at det oppnås en lett pumpbar hydrat slurry. Consequently, the gas hydrate producing device is designed to mix the gas with water to produce gas hydrates, preferably in such a way that an easily pumpable hydrate slurry is obtained.

I det minste i tilfellet med et offshoreanlegg, omfatter systemet organer, fortrinnsvis en pumpe eller lignende, for å levere sjøvann til den hydratproduserende innretning. At least in the case of an offshore facility, the system comprises means, preferably a pump or the like, for supplying seawater to the hydrate-producing device.

Normalt omfatter gassen naturgass ekstrahert sammen med oljen fra nevnte reservoar, og systemet omfatter en separator for å separere gassen fra oljen. Deretter vil gassen bli re-injisert inn i det samme reservoaret som den ble ekstrahert fra. Imidlertid dekker oppfinnelsen også det tilfellet hvor gassen injiseres inn i ethvert annet eller tilstøtende reservoar. Normally, the gas comprises natural gas extracted together with the oil from said reservoir, and the system comprises a separator to separate the gas from the oil. The gas will then be re-injected into the same reservoir from which it was extracted. However, the invention also covers the case where the gas is injected into any other or adjacent reservoir.

Systemet omfatter fortrinnsvis organer for å tilføre varmt vann, fortrinnsvis produksjonsvann eller ovenbords prosessvann, til gasshydratet som skal injiseres inn i reservoaret. Produksjonsvann er vann som er blitt ekstrahert sammen med oljen fra et oljereservoar og deretter separert fra oljen. Slikt vann vil øke slurryens injeksjonsevne ved å smelte hydratene, hvilket gjør det lettere å re-injisere slurryen uten blokkering eller tetting i re-injeksjonsbrønnen. Det varme vannet og hydratslurryen behøver ikke nødvendigvis å være i direkte kontakt med hverandre. For eksempel kan varmt vann, slik som produksjonsvann, ledes i et rør som danner et ringrom direkte utenfor røret for å lede hydratet til reservoaret og dermed varme de ytre områder av hydratet. Alternativt kan varmt vann ledes i det indre røret av slurryen i ringrommet. Ifølge ett aspekt av oppfinnelsen kan faktisk ethvert varmt medium (prosessvann, produksjonsvann, varmt kjølevann osv) benyttes med den hensikt å varme hydratslurryen like før denne injiseres inn i reservoaret. Følgelig bringes et medium av betraktelig høyere temperatur enn hydratslurryen inn i et varmevekslende forhold med nevnte slurry før injeksjon av denne inn i reservoaret. The system preferably includes means for supplying hot water, preferably production water or on-board process water, to the gas hydrate to be injected into the reservoir. Production water is water that has been extracted together with the oil from an oil reservoir and then separated from the oil. Such water will increase the slurry's injectability by melting the hydrates, which makes it easier to re-inject the slurry without blocking or clogging the re-injection well. The hot water and the hydrate slurry do not necessarily need to be in direct contact with each other. For example, hot water, such as production water, can be piped in a pipe that forms an annulus directly outside the pipe to conduct the hydrate to the reservoir and thereby heat the outer regions of the hydrate. Alternatively, hot water can be directed in the inner tube of the slurry in the annulus. According to one aspect of the invention, in fact any hot medium (process water, production water, hot cooling water, etc.) can be used with the intention of heating the hydrate slurry just before it is injected into the reservoir. Consequently, a medium of a considerably higher temperature than the hydrate slurry is brought into a heat-exchange relationship with said slurry before injecting it into the reservoir.

I tilfellet av et offshoreanlegg for et offshorereservoar opererer den gasshydratproduserende innretning på et undersjøisk nivå ifølge en utførelse. In the case of an offshore facility for an offshore reservoir, the gas hydrate producing facility operates at a subsea level according to one embodiment.

Ytterligere egenskaper og fordeler ved oppfinnelsen er inkludert i den etterfølgende detaljerte beskrivelse og i de vedføyde patentkrav. Further features and advantages of the invention are included in the following detailed description and in the appended patent claims.

KORTFATTET BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

I det etterfølgende blir oppfinnelsen beskrevet i ytterligere detalj med henvisning til tegningen hvor den eneste figur er et skjematisk diagram av systemet av oppfinnelsen ifølge en utførelse. In what follows, the invention is described in further detail with reference to the drawing where the only figure is a schematic diagram of the system of the invention according to one embodiment.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Figuren viser en første utførelse av systemet ifølge oppfinnelsen. Det er også vist eller indikert deler av et oljeutvinningsanlegg hvor systemet inngår i dette anlegget. The figure shows a first embodiment of the system according to the invention. Parts of an oil extraction plant where the system is part of this plant are also shown or indicated.

Anlegget omfatter en rekke brønner 1 som danner et såkalt produksjonstre og ved hjelp av hvilket olje utvinnes fra et reservoar eller hulrom (ikke vist). Gass, vann og annet partikkelformet materiale, så som sand, blir normalt også utvunnet som et biprodukt til oljen. The plant comprises a number of wells 1 which form a so-called production tree and with the help of which oil is extracted from a reservoir or cavity (not shown). Gas, water and other particulate material, such as sand, are normally also extracted as a by-product of the oil.

Brønnene 1 er via en rørledning 2 eller lignende knyttet til en første separator 3, som i denne utførelsen er en trefaseseparator for å separere olje, vann og gass fra hverandre. Fortrinnsvis er separatoren en gravitetsseparator, men det er å forstå at også andre typer separatorer kan benyttes i stedet for eller som et tillegg til den ene vist i denne utførelse. For eksempel kan en separator for å separere faste partikler, så som sand fra den utvunnede olje også inkluderes i trefaseseparatoren, som da blir en firefaseseparator, eller separat oppstrøms trefaseseparatoren. The wells 1 are connected via a pipeline 2 or similar to a first separator 3, which in this embodiment is a three-phase separator to separate oil, water and gas from each other. Preferably, the separator is a gravity separator, but it is to be understood that other types of separators can also be used instead of or as an addition to the one shown in this embodiment. For example, a separator to separate solid particles such as sand from the extracted oil can also be included in the three-phase separator, which then becomes a four-phase separator, or separately upstream of the three-phase separator.

Fra trefaseseparatoren blir gassen ledet via et rør 4 til en gasshydratproduserende innretning 5. Ingen kompressor behøves. Innretningen 5 omfatter et kar som gassen injiseres i. Inne i karet er det et høyt trykk (over atmosfærisk trykk). Vann introduseres også i karet. Innretningen 5 omfatter fortrinnsvis et venturi-rør for å blande gass og vann, som vist på figuren. Innretningen 5 er arrangert på et undersjøisk nivå eller på et ovenbords nivå, og vannet er sjøvann som pumpes inn i karet ved hjelp av en pumpe 6. I samsvar med resultatene av nylig utført forskning og utvikling, blir derfor et naturgasshydrat dannet ved å injisere gassen inn i et vannfylt system, her karet 5. For å kontrollere betingelsene i karet bør et kontrollsystem for vann-/gassforholdet (ikke vist) inkludert trykk- og/eller temperatursensorer, gass og vannstrømningsmålere, og kontroilapparatur for å kontrollere mengden av introdusert vann osv., inngå i det inventive system. Vann-/gassforholdet bør være slik at en gasshydrat-vannslurry dannes i innretningen 5. From the three-phase separator, the gas is led via a pipe 4 to a gas hydrate-producing device 5. No compressor is needed. The device 5 comprises a vessel into which the gas is injected. Inside the vessel there is a high pressure (above atmospheric pressure). Water is also introduced into the tub. The device 5 preferably comprises a venturi tube for mixing gas and water, as shown in the figure. The device 5 is arranged at an underwater level or at an above-board level, and the water is seawater that is pumped into the vessel by means of a pump 6. Therefore, according to the results of recent research and development, a natural gas hydrate is formed by injecting the gas into a water-filled system, here vessel 5. To control the conditions in the vessel, a control system for the water/gas ratio (not shown) including pressure and/or temperature sensors, gas and water flow meters, and control equipment to control the amount of water introduced, etc. ., form part of the inventive system. The water/gas ratio should be such that a gas hydrate-water slurry is formed in the device 5.

Selv om oppfinnelsen kan benyttes i alle typer oljefelt, landbaserte så vel som offshorefelt, er den særlig fordelaktig for offshorefelt, hvor sjøvann er lett tilgjengelig og hvor re-injeksjon av gassen inn i oljereservoaret foretrekkes i stedet for brenning eller lagring og ytterligere eksport via shipping eller rørledninger. Offshore kan separatoren 3 og innretningen 5 enten arrangeres ovenbords på plattformen eller på et undersjøisk nivå. Oppfinnelsen inkluderer begge alternativer. Although the invention can be used in all types of oil fields, land-based as well as offshore fields, it is particularly advantageous for offshore fields, where seawater is easily available and where re-injection of the gas into the oil reservoir is preferred instead of burning or storage and further export via shipping or pipelines. Offshore, the separator 3 and the device 5 can either be arranged aboveboard on the platform or at an underwater level. The invention includes both options.

Ovenbords arrangement resulterer i ingen undersjøisk produsering. Det påkrevde trykk for å generere hydratet, mellom 30 og 60 bar for normal sjøvannstemperatur, kan da benyttes i første trinn gravitetsseparator 3. Gassen fra ytterligere separatorer på plattformen kan da benyttes som drivstoffgass på den siste. The aboveboard arrangement results in no subsea production. The required pressure to generate the hydrate, between 30 and 60 bar for normal seawater temperature, can then be used in the first stage gravity separator 3. The gas from further separators on the platform can then be used as fuel gas in the last one.

For undersjøisk arrangement av innretningen 5 blir separatoren 3 og pumpen 6 fortrinnsvis arrangert på et undersjøisk nivå i tillegg. Det er da sannsynligvis behov for en underjøisk pumpe for å pumpe olje fra separatoren 3 til ovenbords. Derfor har en slik pumpe 7 blitt indikert i figuren. Sjøvannet for injeksjon kan oppnås lokalt ved den undersjøiske installasjon eller transporteres fra ovenbords, hvilket tillater forbehandling av vannet. Slik forbehandling kan fortrinnsvis inkludere tillegg av overflate-aktive kjemikalier for å forbedre pumpbarheten av hydratet, fjerning av oksygen fra vannet, tilsetning av biocider osv. Vannet kan også tilsettes et termoaktivt middel, så som metanol. Følgelig omfatter det inventive system organer eller innretninger (ikke vist) for slik forbehandling av vann. For underwater arrangement of the device 5, the separator 3 and the pump 6 are preferably arranged at an underwater level in addition. There is then probably a need for a subsea pump to pump oil from the separator 3 to aboveboard. Therefore, such a pump 7 has been indicated in the figure. The seawater for injection can be obtained locally at the subsea installation or transported from aboveboard, which allows pre-treatment of the water. Such pretreatment may preferably include the addition of surface-active chemicals to improve the pumpability of the hydrate, removal of oxygen from the water, addition of biocides, etc. The water may also have a thermoactive agent added to it, such as methanol. Accordingly, the inventive system comprises organs or devices (not shown) for such pre-treatment of water.

Fra separatoren 5 blir separert produksjonsvann, som er varmere enn sjøvannet, ledet via et rør 8 til en kombinert vann-hydratinjeksjonsinnretning 10 ved hjelp av en pumpe 9. Hydratslurryen dannet i den hydratproduserende innretning 5 blir også ledet via rør 11 ved hjelp av en pumpe 12, til in j eks j ons innretningen 10. From the separator 5, separated production water, which is warmer than seawater, is led via a pipe 8 to a combined water-hydrate injection device 10 with the help of a pump 9. The hydrate slurry formed in the hydrate-producing device 5 is also led via pipe 11 with the help of a pump 12, to the input device 10.

Injeksjonsinnretningen 10 kan være innrettet på en rekke måter. Her foreslås det at den omfatter et første rør 13 og et andre rør 14 som er generelt koaksiale og definerer en indre strømningsvei for hydratslurryen og en ytre ringformet strømningsvei for produksjonsvannet. Det varmere produksjonsvannet bidrar til smelting av slurryen like før denne går inn i reservoaret. Som et supplement eller erstatning for midlene 8, 9, 10 for å tillate produksjonsvannet å varme hydratslurryen, kan systemet omfatte ethvert egnet middel for å tillate ethvert varmt medium, så som varmet kjølevann eller ethvert annet medium som allerede er i bruk i et oljeutvinningsanlegg eller system, å utveksle varme med hydratslurryen. Kjemikalier eller midler for å smelte hydratet kan også tilsettes hydratslurryen i området for eller nedstrøms pumpen 12. Eksempel på et slikt middel er salt, metanol eller glykol. The injection device 10 can be arranged in a number of ways. Here it is proposed that it comprises a first pipe 13 and a second pipe 14 which are generally coaxial and define an inner flow path for the hydrate slurry and an outer annular flow path for the production water. The warmer production water contributes to the melting of the slurry just before it enters the reservoir. As a supplement or substitute for the means 8, 9, 10 for allowing the production water to heat the hydrate slurry, the system may include any suitable means for allowing any hot medium, such as heated cooling water or any other medium already in use in an oil recovery plant or system, to exchange heat with the hydrate slurry. Chemicals or agents for melting the hydrate can also be added to the hydrate slurry in the area of or downstream of the pump 12. Examples of such an agent are salt, methanol or glycol.

Alternativt blandes slurryen med produksjonsvannet. Imidlertid kan blanding med produksjonsvann resultere i utskillelse av sulfatstein eller belegg og hydratsmelting nær toppen av injeksjonbrønnen. En løsning på problemet med belegget er å ha en sulfatfjerningsenhet inkludert i systemet. Alternativt, eller som et supplement, kan et, i og for seg kjent, belegghemmende middel introduseres i systemet i hvilket slurryen og produksjonsvannet blandes. Systemet omfatter derved ethvert egnet organ for å tilsette et slikt hemmende middel. Alternatively, the slurry is mixed with the production water. However, mixing with production water can result in precipitation of sulfate rock or scale and hydrate melting near the top of the injection well. One solution to the coating problem is to have a sulfate removal unit included in the system. Alternatively, or as a supplement, a scale-inhibiting agent known per se can be introduced into the system in which the slurry and the production water are mixed. The system thereby includes any suitable means for adding such an inhibitor.

Olje separert fra gassen og produksjonsvannet i separatoren 3 blir videre transportert via ett eller flere rør 15 til en ovenbords plattform eller hele veien til land hvor den tas hånd om videre. Normalt er det behov for en rekke ytterligere separatorer (ikke vist) for videre separasjon av restgass og restvann et eller annet sted nedstrøms den første separator 3. Slike ytterligere separatorer blir typisk plassert på plattformen i dagens anlegg, men kan like gjerne plasseres på et undersjøisk nivå i fremtiden. Oil separated from the gas and production water in the separator 3 is further transported via one or more pipes 15 to an above-board platform or all the way to land where it is taken care of further. Normally, there is a need for a number of additional separators (not shown) for further separation of residual gas and residual water somewhere downstream of the first separator 3. Such additional separators are typically placed on the platform in the current facility, but can just as easily be placed on a submarine level in the future.

Ovenfor er oppfinnelsen beskrevet ved et eksempel. En rekke alternative utførelser vil derfor være nærliggende for en fagmann på området, imidlertid uten å gå utover omfanget av oppfinnelsen som definert i de vedføyde patentkrav understøttet av beskrivelsen og tegningene. Above, the invention is described by way of an example. A number of alternative embodiments will therefore be obvious to a person skilled in the field, however without going beyond the scope of the invention as defined in the appended patent claims supported by the description and drawings.

For eksempel kan smelting av hydratslurryen begynne så snart slurryen har passert injeksjonspumpen 12 for å fremme effektiv injeksjon av gassen og vannet for å unngå tiltetting. En rekke måter å varme opp slurryen på er åpenbare for fagfolk på området uten å gå utover omfanget av oppfinnelsen. For example, melting of the hydrate slurry may begin as soon as the slurry has passed the injection pump 12 to promote efficient injection of the gas and water to avoid clogging. A variety of ways to heat the slurry will be apparent to those skilled in the art without departing from the scope of the invention.

Formasjonen som hydratslurryen injiseres inn i kan være ethvert naturlig reservoar, slik som et vannreservoar lokalisert på et nivå over et oljereservoar fra hvilket gassen er blitt utvunnet. Det kan også være ethvert hydrokarbonreservoar, inkludert et olje- og/eller et gassreservoar. The formation into which the hydrate slurry is injected can be any natural reservoir, such as a water reservoir located at a level above an oil reservoir from which the gas has been extracted. It can also be any hydrocarbon reservoir, including an oil and/or gas reservoir.

Claims

1. Procedure for injecting gas into a reservoir in nature, characterized in that it includes the step of producing a gas hydrate by mixing the gas and water, the water/gas ratio is chosen so that a liquid slurry consisting of water and gas hydrate is produced and that the slurry is injected into the reservoir.

2. Method according to claim 1, characterized in that the slurry is heated using a heating medium, preferably production water or process water, so that the slurry melts before it is injected into the reservoir.

3. Method according to claims 1-2, characterized in that the gas comprises natural gas.

4. Method according to one of claims 1-3, characterized in that the gas comprises natural gas which has been extracted together with and separated from oil from an oil reservoir.

5. Method according to one of claims 1-4, characterized in that the reservoir is an offshore reservoir and that the water is seawater.

6. Method according to one of claims 1-4, characterized in that at least one surfactant is added to the water which is mixed with the gas.

7. Method according to one of claims 1-6, characterized in that the reservoir is an offshore reservoir and that the production of the gas hydrate is carried out at an underwater level.

8. Method according to one of claims 1-7, characterized in that the hydrate is formed by injecting the gas into a water-filled system.

9. Method according to one of claims 1-8, characterized in that the reservoir into which the gas is injected is an oil reservoir.

10. System for injecting a gas into a reservoir, characterized in that it comprises a device (5) for producing a slurry of gas hydrate and water by mixing the gas with water, and a pump (12) for injecting the slurry into in the reservoir.

11. System according to claim 10, characterized in that it comprises means for heating the slurry using a heating medium, preferably production water or process water, arranged downstream of the pump (12), so that the slurry melts before it is injected into the reservoir.

12. System according to any one of claims 10-11, characterized in that the gas comprises natural gas extracted together with oil from an oil reservoir, and that it comprises a separator (3) to separate the gas from the oil.

13. System according to claim 12, characterized in that it comprises a device (4) for directing the gas from the separator to the gas hydrate producing device (5).

14. System according to any one of claims 10-13, characterized in that it comprises organs (8, 9) for adding production water to the gas hydrate to be injected into the reservoir, said production water having been extracted together with oil from an oil reservoir and then separated from the oil.

15. System according to any one of claims 10-14, characterized in that the reservoir is an offshore reservoir and that the device (5) for producing the gas hydrate operates at an underwater level.

16. System according to any one of claims 10-15, characterized in that the reservoir into which the gas is injected is an oil reservoir.