NO861798L

NO861798L - PROCEDURE FOR OIL EXTRACTION.

Info

Publication number: NO861798L
Application number: NO861798A
Authority: NO
Inventors: Carl Joseph Burnett Jr
Original assignee: Mobil North Sea Ltd
Priority date: 1985-05-07
Filing date: 1986-05-06
Publication date: 1986-11-10
Also published as: GB8511468D0; EP0201263A1; BR8602044A

Description

Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for utvinning av olje fra et undersjøisk oljereservoar samt et system for inji-sering av sjøvann i et slikt reservoar. This invention relates to a method for extracting oil from an undersea oil reservoir and a system for injecting seawater into such a reservoir.

Dagens teknikker for overfylling ("waterflooding") avundervanns-petroleumsreservoarer innebærer heving av sjøvann til overflate-produksjonsenheten og deretter pumping av dette sjøvann inn i reservoaret via et passende injeksjonssystem for å opprettholde reservoartrykk og fortrenge olje. Sjøvannet kan være avluftet før det innpumpes i injeksjonssystemet for minst mulig korrosjon på brønnhodet og annet utstyr. Current techniques for waterflooding subsea petroleum reservoirs involve raising seawater to the surface production unit and then pumping this seawater into the reservoir via a suitable injection system to maintain reservoir pressure and displace oil. The seawater can be deaerated before it is pumped into the injection system for the least possible corrosion of the wellhead and other equipment.

Det vil være helt klart at anordning av slikt overflate-pumpeutstyr på overflaten utgjør en meget betydelig invester-ing når injeksjons/produksjonsbrønnen ikke befinner seg i meget kort avstand fra overflate-produksjonsenheten. Ikke bare må de nødvendige forbindelsesledninger for produsert olje og gass legges mellom brønnhodet og overflateenheten, men der må også anordnes passede forbindelsesledninger for å lede det pumpete sjøvann fra overflateenheten til injeksjonsanlegget. Dessuten vil de store mengder sjøvann som til enhver tid bæres av overflateenheten, sammen med pumpe- og behandlingsutstyret for dette sjøvann, bidra med betydelig vekt som må bæres av overflateenheten. It will be quite clear that the arrangement of such surface pumping equipment on the surface constitutes a very significant investment when the injection/production well is not located at a very short distance from the surface production unit. Not only must the necessary connecting lines for produced oil and gas be laid between the wellhead and the surface unit, but suitable connecting lines must also be arranged to lead the pumped seawater from the surface unit to the injection facility. In addition, the large quantities of seawater carried by the surface unit at all times, together with the pumping and treatment equipment for this seawater, will contribute to significant weight that must be carried by the surface unit.

Foreliggende oppfinnelse søker nå å eliminere nødvendig-heten av fjerntliggende overflate-pumpeutstyr og forbindelsesledninger ved undervanns-overfylling, ved å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system der en pumpe beliggende nær dette undervanns-brønnhode tilveiebringer injeksjonsvannet fra området ved havflaten. The present invention now seeks to eliminate the necessity of remote surface pumping equipment and connection lines in case of underwater overflow, by providing a method and a system where a pump located near this underwater wellhead provides the injection water from the area at the sea surface.

Ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for gjenvinning av olje fra en undersjøisk petroleum-inneholdende formasjon som gjennomtrenges av en injeksjonsbrønn og en produksjonsbrønn, der sjøvann injiseres under trykk i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen og olje utvinnes fra formasjonen gjennom produksjonsbrønnen,karakterisert vedat sjøvannet injiseres gjennom en pumpe som er beliggende nær in-jeks jons-brønnhodet på sjøbunnen. According to the present invention, a method is provided for recovering oil from an undersea petroleum-containing formation that is penetrated by an injection well and a production well, where seawater is injected under pressure into the formation through the injection well and oil is extracted from the formation through the production well, characterized in that the seawater is injected through a pump which is located near the injection wellhead on the seabed.

Anordningen av sjøvann-injeksjonspumpen på sjøbunnen er injeksjonsbrønnhodet, i motsetning til dens konvensjonelle plassering på produksjonsplattformen i en betydelig avstand fra injeksjonsbrønnen, medfører en rekke vesentlige fordeler. For det første vil omkostningene forbundet med å anlegge og ved-likeholde en lang rørledning som forbinder overflate-pumpen med brønnhodet elimineres. For det annet vil volumet og vekten av pumpen og dens tilhørende utstyr samt vekten av det vann som til enhver tid befinner seg inne i den fjernes fra plattformen. For det tredje blir det kanskje ikke nødvendig med av-lufting og finfiltrering av vannet som suges inn fra området nær sjøbunnen. Andre fordeler som skyldes fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen er nærmere omtalt nedenfor. The arrangement of the seawater injection pump on the seabed is the injection wellhead, in contrast to its conventional location on the production platform at a considerable distance from the injection well, entails a number of significant advantages. Firstly, the costs associated with constructing and maintaining a long pipeline connecting the surface pump to the wellhead will be eliminated. Secondly, the volume and weight of the pump and its associated equipment as well as the weight of the water that is inside it at all times will be removed from the platform. Thirdly, deaeration and fine filtration of the water that is sucked in from the area near the seabed may not be necessary. Other advantages due to the method and system according to the invention are discussed in more detail below.

Oppfinnelsen går ut på bruk av en sjøvann-injeksjonspumpe som er beliggende på sjøbunnen nær injeksjons-brønnhodet. Pumpen kan være elektrisk eller hydraulisk drevet, men drives fortrinnsvis av en elektrisk motor som selv fortrinnsvis er direkte koplet til pumpen. Selvsagt må pumpen - og, når pumpen drives av en elektrisk motor også motoren - være istand til å arbeide i undervannsmiljøet og er derfor konstruert av materialer som er meget korrosjonsbestandige og kan arbeide i lang tid uten regelmessig vedlikehold og reparasjon. The invention involves the use of a seawater injection pump which is located on the seabed near the injection wellhead. The pump can be electrically or hydraulically driven, but is preferably driven by an electric motor which is itself preferably directly connected to the pump. Of course, the pump - and, when the pump is driven by an electric motor, the motor as well - must be able to work in the underwater environment and is therefore constructed from materials that are highly corrosion-resistant and can work for a long time without regular maintenance and repair.

Pumpen er mest hensiktsmessig en flertrinns sentrifugalpumpe som kan levere opptil 2500 m pr. dag (eller ca. 100 m pr. time) sjøvann ved et brønnhode-trykk på opp til 35000 kEa selv om rutineoperasjoner kan kreve fra 1500 til 2400 m<3>pr. dag (65 - 100 m<3>pr. time) ved et brønnhodetrykk på 20000 til 35000 kPa.. The pump is most appropriately a multi-stage centrifugal pump that can deliver up to 2,500 m per day (or approx. 100 m per hour) of seawater at a wellhead pressure of up to 35,000 kEa, although routine operations may require from 1,500 to 2,400 m<3>per day (65 - 100 m<3>per hour) at a wellhead pressure of 20,000 to 35,000 kPa..

Motoren som fortrinnsvis brukes til å drive pumpen er passende en elektrisk høyspenningsmotor, f.eks. en 750 kW eller 1500 kW motor som arbeider på en 3,3 kV eller 6,6 kV, 50 Hz eller 60 Hz vekselstrøm-tilførsel. Motoren er fortrinnsvis av oversvømt type for å eliminere potensielle tetningsproblemer - særlig ved motor-pumpe-forbindelsen - og trykk- og bærelagrene for motoren er derfor av materialer som er egnet for sjøvann-smøring og -kjøling, såsom elastomeriske forbindelser eller keramiske såsom silisiumkarbid. Lagrene i pumpen er hensiktsmessig av lignende konstruksjon. The motor preferably used to drive the pump is suitably a high voltage electric motor, e.g. a 750 kW or 1500 kW motor operating on a 3.3 kV or 6.6 kV, 50 Hz or 60 Hz AC supply. The engine is preferably of the flooded type to eliminate potential sealing problems - particularly at the engine-pump connection - and the thrust and support bearings for the engine are therefore of materials suitable for seawater lubrication and cooling, such as elastomeric compounds or ceramics such as silicon carbide. The bearings in the pump are suitably of similar construction.

Strømtilførselen til motoren vil selvsagt leveres av overflateenheten eller plattformen via en egnet undervanns høy-spenningskabel. Denne kabel kan være kombinert med en kontroll- kabel som innbefatter et antall styreledninger for vann-injeksjonsventiler og pumpesystem, overvåkingsledninger for trykk- og strømningsavlesninger og, om ønskelig eller nødvendig, rørledninger med liten diameter for kjemisk injeksjon. The power supply to the motor will of course be supplied by the surface unit or platform via a suitable underwater high-voltage cable. This cable can be combined with a control cable that includes a number of control lines for water injection valves and pumping system, monitoring lines for pressure and flow readings and, if desired or necessary, small diameter pipelines for chemical injection.

Pumpen og motoren er hensiktsmessig direkte koplet og montert på et passende fundament og forbundet med strøm-, styre- og overvåkingsledninger og med brønnhode-injeksjonssystemet ved hjelp av fjernbetjente hydraulikk-koplinger for å lette forflytning av pumpe/motor-enheten til overflaten for vedlikehold og/eller reparasjon. The pump and motor are suitably direct coupled and mounted on a suitable foundation and connected by power, control and monitoring lines and to the wellhead injection system by means of remote hydraulic couplings to facilitate movement of the pump/motor assembly to the surface for maintenance and /or repair.

Det er vanlig praksis å avlufte sjøvann som anvendes for injeksjon på den konvensjonelle overflateenhet, men det vil være helt klart at en slik fremgangsmåte er ikke mulig ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Pumpen, rørsystem-et og brønnrørene må derfor være konstruert av hensiktsmessig valgte materialer basert på å arbeide i ubehandlet sjøvann, slik som f.eks. omtalt i NACE Recommendation MR-0175. Det for-ventes intet problem i reservoaret i forbindelse med oksygen-innholdet i sjøvannet, ettersom reservoarmiljøets reduserende egenskap hurtig vil oppta utløst oksygen. It is common practice to deaerate seawater used for injection on the conventional surface unit, but it will be quite clear that such a method is not possible with the method according to the present invention. The pump, the pipe system and the well pipes must therefore be constructed of appropriately chosen materials based on working in untreated seawater, such as e.g. discussed in NACE Recommendation MR-0175. No problem is expected in the reservoir in connection with the oxygen content of the seawater, as the reducing property of the reservoir environment will quickly absorb released oxygen.

Det er selvsagt nødvendig å holde pumpe/motor-systemet i en sikker innkapsling for å hindre skader på grunn av gjenstander som føres med vannstrømmene og for å hindre at slike gjenstander og marine flora og fauna innsuges i pumpen sammen med sjøvann. Normalt vil denne innkapsling omfatte en grov-masket sikt for å hindre slik inntrengning selv om det kan være nødvendig å anordne finmaskete filtre når mengden av suspendert materiale overskrider en viss verdi. It is of course necessary to keep the pump/motor system in a secure enclosure to prevent damage due to objects carried by the water currents and to prevent such objects and marine flora and fauna being sucked into the pump together with seawater. Normally, this enclosure will include a coarse-mesh sieve to prevent such penetration, although it may be necessary to arrange fine-mesh filters when the amount of suspended material exceeds a certain value.

I Nordsjøen er f.eks. det totale innhold av suspendert materiale ("total suspended matter" (TSM)) i sjøvann ved ca. 10 m over sjøbunnen i størrelsesorden 0,4 mg/l. Dette er noe høyere enn det som finnes i større høyder over sjøbunnen (f. eks. 0,04 mg/l ved 60 m over sjøbunnen på et sted der vannet suges opp til en plattform for injeksjonspumping), men det er likevel godt under "polished injection water" standard på 2 mg/l TSM. Følgelig ansees det ikke nødvendig med finfiltrering og formasjonsplugging antas ikke å utgjøre noe problem. På steder der sjøvannet trolig har et høyt TSM-innhold, særlig på grunt vann såsom i Mexico-gulfen, kan det være nød-vendig med finfiltrering for å fjerne partikler større enn 200 um i diameter for å hindre formasjonstilstoppingsproblemer og hindre skade på pumpe- og motorlageret. In the North Sea, e.g. the total content of suspended matter ("total suspended matter" (TSM)) in seawater at approx. 10 m above the seabed in the order of 0.4 mg/l. This is somewhat higher than that found at greater heights above the seabed (e.g. 0.04 mg/l at 60 m above the seabed at a location where the water is drawn up to an injection pumping platform), but it is still well below " polished injection water" standard of 2 mg/l TSM. Consequently, fine filtration is not considered necessary and formation plugging is not believed to pose a problem. In places where the seawater is likely to have a high TSM content, especially in shallow water such as in the Gulf of Mexico, fine filtration may be necessary to remove particles larger than 200 µm in diameter to prevent formation plugging problems and prevent damage to pump- and the motor bearing.

Ubehandlet sjøvann inneholder også sulfatreduserende bakterier (SRB). Hvis disse organismer ikke holdes tilbake vil de gi opphav til økende H2S-nivåer i reservoaret. SRB krever et reduserende miljø for å formere seg - følgelig vil injeksjon av ikke-avluftet sjøvann hindre formering av bakteriene i nærheten av borehullet. Lenger inne i reservoaret vil imid-lertid' 'fjerning fav fri oksygen som ovenfor beskrevet føre til reduserende forhold som begunstiger SRB. Det vil derfor være nødvendig med en eller annen form for biocid-injeksjon for å hindre formering av SRB. Dette kan oppnås ved å anordne et rør med liten innvendig diameter, f.eks. av syrefast stål, i system-styreledningen, for å lede biocid til brønnhodet. Om ønskelig kan kjelstein-inhibitor kombineres med biocidet. Untreated seawater also contains sulphate-reducing bacteria (SRB). If these organisms are not contained they will give rise to increasing H2S levels in the reservoir. SRB require a reducing environment to reproduce - therefore injection of non-aerated seawater will prevent the bacteria from multiplying near the borehole. Further inside the reservoir, however, removal of free oxygen as described above will lead to reducing conditions that favor SRB. Some form of biocide injection will therefore be necessary to prevent the reproduction of SRB. This can be achieved by arranging a pipe with a small internal diameter, e.g. of acid-resistant steel, in the system control line, to lead the biocide to the wellhead. If desired, scale inhibitor can be combined with the biocide.

Det er selvsagt av vesentlig betydning å overvåke volumet av sjøvann som injiseres i brønnen, og dette kan oppnås ved hjelp av hvilket som helst kjent strømningsmålesystem. Med foretrukket system anvender en standard virvelmåler montert på pumpens sugeside. Alternative systemer omfatter en magnetisk strømningsmåler i pumpens utløpsledning, en hullplate eller strømningsdyse i pumpens utløpsledning og en differensialtrykk-sender, og en turbinmåler. Virvelmåleren, den magnetiske strømningsmåler og turbinmåleren avgir alle et frekvenssignal som er proporsjonalt med strømningen, og et avgitt signal på 4 til 20 mA likestrøm kan sendes opp til ca. 12 km. Andre dataoverføringssystemer såsom undervanns-telemetri og fiber-optik-dataoverføring kan også anvendes i denne forbindelse. It is of course essential to monitor the volume of seawater injected into the well, and this can be achieved using any known flow measurement system. The preferred system uses a standard vortex meter mounted on the suction side of the pump. Alternative systems include a magnetic flow meter in the pump discharge line, an orifice plate or flow nozzle in the pump discharge line and a differential pressure transmitter, and a turbine meter. The vortex meter, magnetic flow meter and turbine meter all emit a frequency signal proportional to the flow, and an output signal of 4 to 20 mA DC can be sent up to approx. 12 km. Other data transmission systems such as underwater telemetry and fiber optic data transmission can also be used in this connection.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere, bare som et eksempel, i tilknytning til de medfølgende tegninger, hvor: Figur 1 er ehskjematisk gjengivelse i sideriss av en pumpe/motor-enhet i en beskyttelseskappe, og Figur 2 er en skjematisk gjengivelse i sideriss av et system lik det som er vist i figur 1, men som innbefatter fin-filtre for fjerning av alt unntatt de fineste partikler. In the following, the invention shall be described in more detail, just as an example, in connection with the accompanying drawings, where: Figure 1 is a schematic representation in side view of a pump/motor unit in a protective cover, and Figure 2 is a schematic representation in side view of a system similar to that shown in Figure 1, but incorporating fine filters to remove all but the finest particles.

Idet det først henvises til figur 1 er en oppdemningstankReferring first to Figure 1 is a containment tank

1 ved hjelp av pinnebolter (ikke vist) festet til en forarbeid-et stålsokkel 18 som selv er fordyblet til sjøbunnen 20 ved hjelp av påler gjennom hull 19 i sokkelen. Tankens koniske tak 2 opptar et antall sikter med en maskevidde på f.eks. 6 mm. Sikten bør være av en kopperlegering for å hindre algevekst. Vann strømmer (som antydet ved pilene) gjennom sikten til bunnen av tanken der en innertank 4 leder vannet oppad mot innløpet 5 til en pumpe 6. Den nedad-forløpende strømning fulgt av den oppad-forløpende strømning skjer med en slik hastighet at medfølgende, uakseptable faste partikler synker til bunnen av tanken 1 hvorfra de kan fjernes. 1 by means of pin bolts (not shown) attached to a preform - a steel plinth 18 which is itself sunk to the seabed 20 by means of piles through holes 19 in the plinth. The tank's conical roof 2 occupies a number of sieves with a mesh width of e.g. 6 mm. The sieve should be made of a copper alloy to prevent algae growth. Water flows (as indicated by the arrows) through the sieve to the bottom of the tank where an inner tank 4 directs the water upwards towards the inlet 5 of a pump 6. The downward-flowing flow followed by the upward-flowing flow occurs at such a speed that accompanying, unacceptable solid particles sink to the bottom of the tank 1 from where they can be removed.

Elimineringen av vannet som er forurenset av nedsunkne partikler kan oppnås ved hjelp av et utløpsrør 8 i hvilket der er en elektrisk eller hydraulisk drevet pumpe som periodisk aktiviseres, eller en ejektor som kontinuerlig aktiviseres ved hjelp av høytrykksvann frembragt som en sidestrøm fra pumpens 6 utstrømning. Utløpsrøret 8 er ved hjelp av flenser forbundet med et rør 24 for befordring av det utstrømmende vann til en avtakersone. The elimination of the water contaminated by submerged particles can be achieved by means of an outlet pipe 8 in which there is an electrically or hydraulically driven pump that is periodically activated, or an ejector that is continuously activated by means of high-pressure water produced as a side stream from the pump 6 outflow. The outlet pipe 8 is connected by means of flanges to a pipe 24 for conveying the flowing water to a take-off zone.

Pumpen 6 er koaksialt festet til en elektrisk motor 7The pump 6 is coaxially attached to an electric motor 7

på ca. 1500 kW med et turtall på ca. 2950 r/min. og tilkoplet en spenning på 3,3 kV eller 6,6 kV. Motoren er av neddykkbar type og av den "massive" type, idet den enten består av et enhetlig støpestykke eller av en laminert konstruksjon, med et avsluttende belegg av dielektrisk materiale. Motorkappen er av det samme materiale som pumpen, nemlig et dupleks syrefast stål generelt definert som et 50% austenit- og 50% ferrit-stål. Alle andre konstruksjonsdeler såsom akselen, skruene, kilene, skivene, lagrene, husene, etc, er fremstilt av dupleks syrefast stål bortsett fra rotoren som kan være konstruert av et modifisert dupleks-stål eller andre anerkjente magnetiske materialer som benyttes ved konstruksjon av elektriske maskiner. of approx. 1500 kW with a speed of approx. 2950 r/min. and connected to a voltage of 3.3 kV or 6.6 kV. The motor is of the submersible type and of the "massive" type, consisting either of a unitary casting or of a laminated construction, with a final coating of dielectric material. The motor casing is made of the same material as the pump, namely a duplex acid-resistant steel generally defined as a 50% austenite and 50% ferrite steel. All other structural parts such as the shaft, screws, wedges, washers, bearings, housings, etc., are manufactured from duplex acid-proof steel, except for the rotor which can be constructed from a modified duplex steel or other recognized magnetic materials used in the construction of electrical machines.

Stator-lamineringer er av et dupleks syrefast stål og isolert på samme måte som for rotoren. Elektriske viklinger er beskyttet ved hjelp av korrosjonsfaste materialer. Motor og pumpe kan ha separate aksler og i så tilfelle overføres effekten via en passende kopling. Stator laminations are of a duplex acid-proof steel and insulated in the same way as for the rotor. Electrical windings are protected using corrosion-resistant materials. Motor and pump can have separate shafts, in which case the power is transmitted via a suitable coupling.

Pumpen har 10 trinn med en koaksial, bakside-mot-bakside, løpehjulrekke, montert over motoren. Leveringstrykk oppnås halvveis langs akselen og pumpeutløpet 9 er beliggende i denne posisjon. Konstruksjonen er gjennomgående (bortsett fra lagrenes gummideler) av dupleks syrefast stål. Innløps-åpningen 5 har typisk en diameter på 150 mm og utløpsåpningen 9 har typisk en diameter på 100 mm. The pump has 10 stages with a coaxial, back-to-back, impeller array, mounted above the motor. Delivery pressure is achieved halfway along the shaft and the pump outlet 9 is located in this position. The construction is made throughout (except for the rubber parts of the bearings) of duplex acid-proof steel. The inlet opening 5 typically has a diameter of 150 mm and the outlet opening 9 typically has a diameter of 100 mm.

For opplagring kan den kombinerte pumpe/motorenhet være festet til innertanken 4 ved hjelp av braketter 10, eller opp-hengt fra toppen av innertanken 4. Utløpsdysen 9 er ved hjelp av en flens 12 forbundet med et leveringsrør 11. Røret 11 er ført gjennom løsbare adkomstplater 13 og 14 i tankenes 1 og 4 vegger og forseglet for å hindre gjennomstrømning av vann. For storage, the combined pump/motor unit can be attached to the inner tank 4 by means of brackets 10, or suspended from the top of the inner tank 4. The outlet nozzle 9 is connected by means of a flange 12 to a delivery pipe 11. The pipe 11 is led through detachable access plates 13 and 14 in the walls of the tanks 1 and 4 and sealed to prevent the flow of water.

Det koniske tak 2 virker som et bære-rammeverk for siktene 3 og som et løfte-oppheng. Bolter forbinder rammeverket i taket 2 med tanken 1, og etter at leveringsrøret 11, slam-utløpsrøret 8, og eventuelle elektriske forbindelser er blitt frakoplet kan hele enheten løftes. The conical roof 2 acts as a supporting framework for the sights 3 and as a lifting suspension. Bolts connect the framework in the roof 2 to the tank 1, and after the delivery pipe 11, the sludge discharge pipe 8, and any electrical connections have been disconnected, the whole unit can be lifted.

Figur 2 viser et alternativt system for anvendelse når filtrering av sjøvannet må bedres slik at meget fine partikler, f.eks. ned til 5 um, kan fjernes. Kraftdrevne filtre 25 og deres drivmotorer 29 er opptatt i oppdemningstanken 1. Sjø-vann strømmer inn i tanken via filtreringsrister 3 som er opp-lagret på tak-rammeverket 2, og strømmer inn i filtrene ved innløpsporter 26, idet filtratet befordres til pumpen ved hjelp av rør 27. Ved hjelp av styreventiler 28 er det sørget for at et filter ad gangen kan tilbakestilles ved hjelp av uavhengig styrte ventiler i hjelpe-rørsystemet. Filtre 25 Figure 2 shows an alternative system for use when filtering the seawater needs to be improved so that very fine particles, e.g. down to 5 um, can be removed. Power-driven filters 25 and their drive motors 29 are occupied in the containment tank 1. Seawater flows into the tank via filtering grates 3 which are stored on the roof framework 2, and flows into the filters at inlet ports 26, the filtrate being conveyed to the pump by means of of pipe 27. By means of control valves 28 it is ensured that one filter at a time can be reset by means of independently controlled valves in the auxiliary pipe system. Filters 25

er anordnet omkretsmessig rundt tankens 1 innside. Resten av anordningen er hovedsakelig den samme som ovenfor beskrevet i forbindels med figur 1. is arranged circumferentially around the inside of the tank 1. The rest of the device is essentially the same as described above in connection with figure 1.

Oppdemningstankene 1 på figur 1 og 2 vil generelt ha en høyde på opptil 12 m og en diameter på opptil 4 m. Innertanken 4 vist i figur 1 kan ha en diameter på ca. 2,5 m og en høyde på ca. 6,5 m. The impoundment tanks 1 in figures 1 and 2 will generally have a height of up to 12 m and a diameter of up to 4 m. The inner tank 4 shown in figure 1 can have a diameter of approx. 2.5 m and a height of approx. 6.5 m.

Claims

1. Procedure for extracting oil from an undersea petroleum-containing formation that is penetrated by an injection well and a production well, where pressurized seawater is injected into the formation through the injection well and oil is extracted through the production well, characterized in that the seawater is injected through a pump located close to the injection well on the seabed.

2. Method according to claim 1, characterized in that the pump is a multi-stage centrifugal pump.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the pump is driven by a motor which is directly connected to the pump.

4. Method according to claim 3, characterized in that the motor is an electric motor.

5. Method according to claim 3 or 4, characterized in that the pump and the motor have bearings which are lubricated with the help of seawater.

6. Method according to one of claims 1 to 5, characterized in that the pump and the motor are located in a protective casing which is attached to the seabed, and which includes a coarse filter for solid particles in the water.

7. Method according to claim 6, characterized in that particles passing through the coarse filter are allowed to settle in the protective cover.

8. Method according to claim 6, characterized in that seawater flows into the pump through one or more fine filters for solid particles in the water.

9. Method according to one of claims 1 to 8, characterized in that the pump comprises organs for monitoring the water flow through the pump.