WO2009027273A1 - Verfahren und vorrichtung zur 'in situ' -förderung von bitumen oder schwerstöl - Google Patents

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Hans-Peter KRÄMER
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Siemens AG
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
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    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
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    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]

Definitions

  • the invention relates to a process for the in situ production of bitumen or heavy oil from near-surface oil sand deposits, in which thermal energy is introduced into the storage to reduce the viscosity of the bitumen or the heavy oil, wherein at least one delivery pipe for conveying the liquefied bitumen or heavy oil and at least one tube for introducing thermal energy are used, both of which are performed in parallel.
  • the invention relates to an associated apparatus for carrying out the method, comprising at least one injection tube for introducing energy into the deposit and at least one delivery pipe for conveying the oil from the deposit, both of which run horizontally in the deposit.
  • US Pat. No. 6,257,334 B1 discloses a SAGD method for conveying heavy oil, in which, in addition to a so-called corrugated pair with tubes lying one above the other, there are further others Elements are present, to be improved by the heating of the area.
  • WO 03/054351 A1 discloses a device for the electrical heating of certain regions, in which a field is generated between two electrodes which heats the region lying between them.
  • US 2006/015166 A1 discloses a method for the heavy oil deposit, in which a tool with electrodes for a three-phase resistive heating of the deposit is provided to reduce the viscosity of the heavy oil.
  • the invention relates to a method in which instead of steam water is injected into the reservoir and is vaporized only in the reservoir by electrical heating.
  • an electrical, i. resistive heating, and / or electromagnetic, i. inductive heating used.
  • the inductive heating feature according to the invention means that electromagnetic dissipation occurs there, where the electrical conductivity is high. Resistive heating is also suitable.
  • the heating rate can be advantageously controlled by measuring the pressure and / or the temperature, in particular in the vicinity of the Wellpairs or at other locations. It can be achieved so that certain pressure and temperature limits are not exceeded.
  • a particular advantage of the invention is the avoidance of expensive systems for water treatment, with which in the well-known SAGD method, a liberation of the water from oil residues takes place, for desalination and for evaporation.
  • expensive consumables for water treatment - such as filters, ion exchangers, etc. - unnecessary.
  • Conductivity can be added, which ensures a good heating.
  • Figure 1 is a process diagram for the introduction of steam in a
  • Oil sands reservoir according to the state of the art
  • FIG. 2 shows a three-dimensional representation of elementary units of the reservoir as oil sands deposit
  • FIGS. 4 to 6 each show a section through a reservoir with different arrangements of injection bores or electrodes.
  • the earth's surface is indicated by a thick line E, under which there is an oil sands deposit.
  • a cover rock material or material is initially present under the earth's surface, after which a seam is found as an oil sand reservoir at a predetermined depth.
  • the reservoir has a height h, a length of 1 and the predetermined width w (width).
  • a unit cell is defined, which can be repeated several times with respect to the width w.
  • This area as part of the deposit thus contains the bitumen or heavy oil and is referred to below as a reservoir.
  • an injection pipe 101 for steam and a production pipe 102 which is also referred to as a production pipe, are present and are guided horizontally at the bottom of the reservoir.
  • FIG. 1 shows a process diagram according to the prior art. 1 with a unit for desalination is called, which is followed by a steam generator. Via the injection tube 101, steam is first guided horizontally through the top surface of the oil sands deposit and from a specific depth, ie when the reservoir is reached. By the steam, the environment of the injection tube 101 is heated and the oil sand located in the bitumen or heavy oil is reduced in its viscosity. In the delivery pipe 102, which runs parallel to the injection pipe 101, the Collected oil and returned over the vertical area by the cover rock. Subsequently, in a procedural rensischen plant 4 an oil separation from the raw bitumen and further processing, such as flotation o. The like. , performed. The existing water is in one
  • Unit 5 for water treatment and then returned to the unit 1 for desalination.
  • an oil sands deposit is shown, which has a longitudinal extent 1 and a height h.
  • a width w (width) is defined with which an elementary unit 100 is defined as a reservoir for oil sands.
  • the injection pipe 101 and the delivery pipe 102 are guided one above the other in parallel in the horizontal direction.
  • FIG. 3 shows the relationships of FIG. 1 with a procedure or device according to the invention.
  • injection or delivery pipes 101, 102 which both run horizontally when the reservoir is reached.
  • injection tube 101 and the delivery tube 102 are formed as electrodes by a conductive coating and thus can serve as conductors for electric / electromagnetic heating for heat generation.
  • the electrical energy is taken from a power plant and, in the unit 12 by means of an inverter, a provision of the electrical power in a suitable form takes place, in particular as a high-frequency current.
  • the high-frequency current is applied to current conductors in the reservoir, for example electrode 106 or 107, where it is used to generate heat.
  • an inductive heating of the reservoir is realized.
  • a resistive heating can also take place.
  • the delivery pipe 102 is - possibly with an additional pump - promoted to the surface, in turn, then a plant for oil separation is charged. There is the usual processing. The remaining water is processed in the water treatment unit and then recycled.
  • FIGS. 4 to 6 show various geometric possibilities for implementing the latter principle. represents, in each case the section IV-IV from Figure or the view from the front of Figure 2 is shown.
  • FIG. 3 shows an injection tube 101 and a production tube 102, which are arranged at a small distance from each other as far as possible at the base of the reservoir.
  • the reservoir is limited by the width w and the height h.
  • the length 1 is not apparent from the sectional view according to FIGS. 3 to 5.
  • injection tube 101 and production tube 102 are themselves formed as electrodes.
  • the heating is resistive or inductive.
  • the arrangement shown repeated to both sides repeatedly and periodically.
  • the known horizontal tube pair so-called. "Wellpair"
  • Wellpair the known horizontal tube pair
  • a corrugated pair of injection tube 101 and delivery tube 102 is present.
  • two electrodes 105 and 106 are disposed in the vicinity of the corrugated pair. It is expedient to align these two electrodes with a distance of di from the line of the Wellpairs to both sides and to choose the height between the injection tube 101 and delivery tube 102.
  • the horizontal tubes 105 and 106 By forming the horizontal tubes 105 and 106 as electrodes, inductive energization is possible by electrical connection at the ends of the additional electrode and the injection tube.
  • the reservoir width w is, for example, 100 m, the distance from one wellpair to the next wellpair is typically also 100 m, whereby wide limits are set and a range between 50 and 200 m appears to be suitable.
  • the horizontal distance of the tubes 105 and 106 from the plane of the Wellpairs is between 0.5 m and about w / 2.
  • FIG. 3 likewise shows went.
  • an arrangement is provided in which per Wellpair exactly one additional electrode 107 is present.
  • the electrode 107 is set to a gap between two adjacent Wellpairs.
  • the horizontal tube pair i. the Wellpair, in turn, consists of the injection tube 101 and the production tube 102.
  • the horizontal tube 107 is provided, which is designed as an electrode.
  • a reservoir width w of, for example, 100 m results. Accordingly, the distance from one corrugated pair to the next is reasonable, and a range of 50 to 200 m can be reasonably covered.
  • the reservoir height h i. the thickness of the geological oil layer is typically 20 to 60 m.
  • the horizontal distance of the additional tube to the well pair is indicated by w / h.
  • the vertical distance of the two additional electrodes is between 0.1 m and 0.9 h. Distances between 0.1 m and 60 m are exemplary.
  • the electrodes must be at the lower end of the steam chamber to be set, ie at the lower end of the reservoir.
  • the existing corrugated tubes serve as electrodes.
  • the energization of the reservoir and thus the heating should preferably be done inductively. Resistive heating of the reservoir is also conceivable, however, in which case overheating of the electrodes must be considered.

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Abstract

Beim klassischen SAGD-Verfahren zur in situ-Förderung von kohlenstoffhaltigen Materialien wird Dampf unter hohem Druck in das Reservoir eingebracht. Dafür ist ein vergleichsweise hoher technischer Aufwand notwendig. Gemäß der Erfindung wird kondensiertes Wasser verwendet, das über ein Injektionsrohr (101, 106, 107) in das Reservoir eingebracht wird, dort im Rohr horizontal geführt wird, wobei dadurch ''in situ" eine Verdampfung des Wassers und Einwirkung der Wärme auf das Reservoir erfolgen kann. Damit ergeben sich erhebliche Vereinfachungen in der Anlagentechnik. Insbesondere kann auch die beim Stand der Technik aufwändige Wasserentsalzung vermieden werden.

Description

Beschreibung
Verfahren und Vorrichtung zur „in situ"-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur in situ- Förderung von Bitumen oder Schwerstöl aus oberflächennahen Ölsand-Lagerstätten, bei dem zur Verringerung der Viskosität des Bitumens oder des Schwerstöls Wärmeenergie in die Lager- statte eingebracht wird, wobei wenigstens ein Förderrohr für das Fördern des verflüssigten Bitumens oder Schwerstöls und wenigstens ein Rohr zum Einbringen von Wärmeenergie verwendet werden, die beide parallel geführt sind. Daneben bezieht sich die Erfindung auf eine zugehörige Vorrichtung zur Durchfüh- rung des Verfahrens, mit wenigstens einem Injektionsrohr zum Energieeintrag in die Lagerstätte und wenigstens einem Förderrohr zum Fördern des Öls aus der Lagerstätte, welche beide in der Lagerstätte horizontal verlaufen.
Beim in situ Abbau Verfahren von Bitumen aus Ölsanden mittels Dampf und horizontalen Bohrlöchern mittels des SAGD (S_team Assisted Gravity Drainage) -Verfahrens werden große Mengen Wasserdampf zum Aufheizen des Bitumen benötigt. Typischerweise wird Dampf mit der Temperatur 2500C und einer Qualität 0,95, d.h. nahezu überhitzt, verwendet. Obwohl dieser Dampf einen hohen Energieinhalt aufweist, fallen sehr große Wassermengen an, die zusammen mit dem Öl wieder an die Erdoberfläche gefördert und dort mit erheblichem Aufwand aufbereitet werden müssen .
Bei der Verwendung von Dampf ist die Verwendung von horizontalen Injektionsrohren länger als 1000 m aufgrund des auftretenden Druckverlustes, der bekanntermaßen von der Rohrlänge abhängig ist, nicht mehr praktikabel.
Aus der US 6 257 334 Bl ist ein SAGD-Verfahren zur Förderung von Schwerstöl bekannt, bei dem neben einem so genannten Wellpair mit übereinander liegenden Rohren weiterhin weitere Elemente vorhanden sind, durch die Beheizung des Bereiches verbessert werden soll. Daneben ist aus der WO 03/054351 Al eine Einrichtung zur elektrischen Beheizung bestimmter Bereiche bekannt, bei der zwischen zwei Elektroden ein Feld er- zeugt wird, das den dazwischen liegenden Bereich erwärmt.
Daneben ist aus der US 2006/015166 Al ein Verfahren für die Schweröllagerstätte bekannt, bei der zur Verringerung der Viskosität des Schweröls ein Werkzeug mit Elektroden für eine dreiphasige resistive Heizung der Lagerstätte vorgesehen ist.
Davon ausgehend ist es Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren vorzuschlagen, das keinen Dampf mit Druckabfall verwendet, und eine zugehörige Vorrichtung zu schaffen.
Die Aufgabe wird bezüglich des Verfahrens durch die Maßnahmen des Patentanspruches 1 und bezüglich der Vorrichtung durch die Merkmale des Patentanspruches 5 gelöst. Weiterbildungen des Verfahrens und der zugehörigen Vorrichtung sind in den jeweils abhängigen Ansprüchen angegeben.
Gegenstand der Erfindung ist ein Verfahren, bei dem statt Dampf Wasser in das Reservoir injiziert wird und erst im Reservoir durch elektrische Aufheizung verdampft wird. Dazu kann eine elektrische, d.h. resistive Heizung, und/oder elektromagnetische, d.h. induktive Heizung, verwendet werden.
Insbesondere das erfindungsgemäße Merkmal der induktiven Heizung bedeutet, dass dort elektromagnetische Dissipation auf- tritt, wo die elektrische Leitfähigkeit hoch ist. Eine resistive Heizung ist ebenfalls geeignet. Die Heizrate kann vorteilhafterweise durch Messung des Druckes und/oder der Temperatur insbesondere in der Umgebung des Wellpairs oder an anderen Stellen geregelt werden. Es kann so erreicht werden, dass bestimmte Druck und Temperatur-Grenzwerte dabei nicht überschritten werden.
Bei der Erfindung erfolgt also eine Verdampfung von Wasser "in situ" durch elektrische Aufheizung im Reservoir.
Ein besonderer Vorteil der Erfindung ist die Vermeidung von teuren Anlagen zur Wasseraufbereitung, mit denen beim bekann- ten SAGD-Verfahren eine Befreiung des Wassers von Ölresten erfolgt, zur Wasserentsalzung und zur Verdampfung. Gleichermaßen werden teure Verbrauchsstoffe zur Wasseraufbereitung - wie Filter, Ionentauscher, etc. - überflüssig.
Durch den geringen Druckverlust von Wasser gegenüber Wasserdampf lässt sich der in situ Bitumenabbau mit wesentlich längeren Rohren als bisher durchführen (> 1000 m) .
Die Energiekosten zum Aufheizen und Verdampfen des Wassers können natürlich nicht vermieden werden und fallen stattdessen im Kraftwerk an. Aufgrund der guten Übertragbarkeit des Stromes über längere Strecken können aber Kraftwerke großer Einheit genutzt werden. Die höheren Energiekosten des Stromes gegenüber Dampf (Faktor 2) können gegebenenfalls durch die oben genannten Einsparungen wettgemacht werden.
Statt den Prozess ganz von Dampf- auf Wasserinjektion umzustellen kann im Rahmen der Erfindung auch auf geringere Dampfqualität oder geringere Dampfmenge oder vorgewärmtes Wasser umgestellt werden und lediglich die fehlende Energiemenge elektrisch dazu gebracht werden. In diesen Fällen sind die Kapitalkosten des Boilers kleiner.
Ein weiterer Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens liegt schließlich darin, dass dem Wasser Salze zur Erhöhung der
Leitfähigkeit zugesetzt werden können, was eine gute Aufheizung sicherstellt.
Weitere Einzelheiten und Vorteile der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Figurenbeschreibung von Ausführungsbeispielen anhand der Zeichnung in Verbindung mit den Patentansprüchen . Es zeigen
Figur 1 ein Verfahrensschema zur Dampfeinbringung in ein
Ölsand-Reservoir entsprechend dem Stand der Tech- nik,
Figur 2 eine dreidimensionale Darstellung von Elementareinheiten des Reservoirs als Ölsand-Lagerstätte,
Figur 3 das neue Verfahrensschema entsprechend der erfindungsgemäßen Vorgehensweise, sowie die Figuren 4 bis 6 jeweils einen Schnitt durch ein Reservoir mit unterschiedlichen Anordnungen von Injektionsbohrungen bzw. Elektroden.
In der Figur 1 ist mit einer dicken Linie E die Erdoberfläche angedeutet, unter der eine Ölsand-Lagerstätte liegt. Üblicherweise ist unter der Erdoberfläche zunächst ein Deckgestein- bzw. -material vorhanden, nach der in vorgegebener Tiefe ein Flöz als Ölsand-Reservoir gefunden wird. Das Reservoir hat eine Höhe bzw. Dicke h, eine Länge von 1 und die vorgegebene Breite w (width) . Damit ist eine Elementarzelle definiert, die sich hinsichtlich der Breite w mehrfach wiederholen kann. Dieser Bereich als Teil der Lagerstätte enthält also das Bitumen bzw. Schwerstöl und wird nachfolgend kurz als Reservoir bezeichnet. Beim bekannten SAGD-Verfahren sind ein Injektionsrohr 101 für Dampf und ein Förderrohr 102, das auch als Produktionsrohr bezeichnet wird, vorhanden und werden horizontal am Boden des Reservoirs geführt.
Figur 1 gibt ein Verfahrensschema entsprechend dem Stand der Technik wieder. Mit 1 ist eine Einheit zur Wasserentsalzung bezeichnet, der ein Dampferzeuger nachgeschaltet ist. Über das Injektionsrohr 101 wird Dampf zunächst vertikal durch die Deckfläche der Ölsand-Lagerstätte und von einer bestimmten Tiefe, d.h. bei Erreichen des Reservoirs horizontal geführt. Durch den Dampf wird die Umgebung des Injektionsrohrs 101 aufgeheizt und das im Ölsand befindliche Bitumen bzw. Schwerstöl in seiner Viskosität verringert. Im Förderrohr 102, das parallel zum Injektionsrohr 101 verläuft, wird das Öl aufgefangen und über den senkrechten Bereich durch das Deckgestein zurückgeführt. Anschließend wird in einer verfah renstechnischen Anlage 4 eine Ölabtrennung vom Roh-Bitumen und eine weitere Aufbereitung, beispielsweise Flotation o. dgl . , vorgenommen. Das vorhandene Wasser wird in einer
Einheit 5 zur Wasseraufbereitung gegeben und anschließend in die Einheit 1 zur Wasserentsalzung zurückgegeben.
Beim Stand der Technik liegt also mit den angegebenen Einhei- ten weitgehend ein Kreislauf im Prozessverlauf vor.
In Figur 2 ist eine Ölsand-Lagerstätte dargestellt, die eine Längenausdehnung 1 und eine Höhe h hat. Es wird eine Breite w (width) definiert, mit der eine Elementareinheit 100 als Re- servoir für Ölsand definiert ist. In der Einheit sind beim Stand der Technik das Injektionsrohr 101 und das Förderrohr 102 übereinander parallel in horizontaler Richtung geführt.
In Figur 3 sind die Verhältnisse von Figur 1 mit einer erfin- dungsgemäßen Vorgehensweise bzw. Vorrichtung wiedergegeben.
Unterhalb der Erdoberfläche sind wiederum die zunächst vertikal verlaufenden Injektions- bzw. Förderrohre 101, 102 vorhanden, die bei Erreichen des Reservoirs beide horizontal verlaufen. Weiterhin sind Injektionsrohr 101 und Förderrohr 102 durch eine leitfähige Beschichtung als Elektroden ausgebildet und können so als Leiter für eine elektrische/elektromagnetische Heizung zur Wärmeerzeugung dienen.
Bei der zugehörigen Vorrichtung ist eine Anlage zur Dampfer- zeugung und die in Figur 1 vorgeschaltete Anlage zur Wasserentsalzung nicht mehr notwendig. Stattdessen sind ein An- schluss an ein externes - gegebenenfalls räumlich weit entferntes Kraftwerk zur Bereitstellung elektrischer Leistung und eine Einheit 12 zur elektrischen Stromversorgung vorhan- den. Gegebenenfalls können auch separate Generatoren vorhanden sein. Die Einheit 4 zur Ölabtrennung und die Einheit 5 zur Wasseraufbereitung können hier einfacher als beim Stand der Technik gemäß Figur 1 aufgebaut sein. Mit der neuen Anlage ergibt sich eine vereinfachte Verfahrensführung. Es wird vorteilhafterweise die elektrische Energie von einem Kraftwerk entnommen und es erfolgt in der Ein- heit 12 mittels eines Umrichters eine Bereitstellung der elektrischen Leistung in geeigneter Form, insbesondere als Hochfrequenzstrom. Der Hochfrequenzstrom wird auf Stromleiter im Reservoir, beispielsweise die Elektrode 106 oder 107, gegeben und dient dort zur Erzeugung von Wärme. Dabei ist ins- besondere eine induktive Heizung des Reservoirs realisiert. Gegebenenfalls kann auch eine resistive Heizung erfolgen.
Der Vorteil bei einer solchen Vorgehensweise ist, dass im Injektionsrohr 101 nur Wasser geführt werden muss. Das Wasser wird „in situ", d.h. im horizontal verlaufenden Bereich um das Injektionsrohres 101, durch die elektromagnetische Einwirkung verdampft, wobei allerdings der Dampf im horizontalen Bereich um das Rohr 101 entsteht. Die Energie des so entstehenden Dampfes wird auf das Reservoir abgegeben, so dass sich im Förderrohr 102 eine Ölsand/Wasser-Mischung anreichert.
Über das Förderrohr 102 wird - gegebenenfalls mit einer zusätzlichen Pumpe - zur Erdoberfläche gefördert, wobei dann wiederum eine Anlage zur Ölabtrennung beschickt wird. Es erfolgt die übliche Weiterverarbeitung. Das verbleibende Wasser wird in der Einheit zur Wasseraufbereitung bearbeitet und anschließend in den Kreislauf zurückgeführt.
Gegenüber der Wasserdampfbeschickung hat die in Figur 3 dargestellte Vorgehensweise erhebliche Vorteile. Insbesondere wenn davon ausgegangen wird, dass mit der beschriebenen Anlage große Längen 1 in der Lagerstätte betrieben werden, würden sich bei der Dampfmethode erhebliche Probleme zur Dampfbereitstellung auch in entfernteren Bereichen ergeben. Durch die in situ-Dampferzeugung ist dieses Problem in überraschend einfacher Weise gelöst.
In den weiteren Figuren 4 bis 6 sind verschiedene geometrische Möglichkeiten zur Realisierung letzteren Prinzips darge- stellt, wobei jeweils der Schnitt IV-IV aus Figur bzw. die Ansicht von vorne auf Figur 2 dargestellt ist. Beispielsweise zeigt Figur 3 ein Injektionsrohr 101 und ein Produktionsrohr 102, die in geringem Abstand voneinander weitestgehend am Bo- den des Reservoirs angeordnet sind. Dabei ist das Reservoir durch die Weite w und die Höhe h begrenzt. Die Länge 1 ist aus der Schnittdarstellung gemäß den Figuren 3 bis 5 nicht ersichtlich.
Bei der beschriebenen Anordnung nach Figur 4 sind Injektionsrohr 101 und Produktionsrohr 102 selbst als Elektroden ausgebildet. Die Aufheizung erfolgt dabei resistiv oder induktiv. Im beschriebenen Ausschnitt des Öl-Reservoirs 100 wiederholt sich die dargestellte Anordnung nach beiden Seiten mehrfach und periodisch. Gegenüber dem Stand der Technik wird das bekannte Horizontal-Rohr-Paar (sog. „Wellpair") dadurch verändert, dass deren Nutzung auch als Elektroden möglich ist.
In Figur 5 ist - ausgehend von der Darstellung gemäß Figur 3 - ein Wellpair aus Injektionsrohr 101 und Förderrohr 102 vorhanden. Zusätzlich sind zwei Elektroden 105 und 106 in der Nähe des Wellpairs angeordnet. Zweckmäßig ist es, diese beiden Elektroden mit einem Abstand von di von der Linie des Wellpairs zu beiden Seiten auszurichten und die Höhe zwischen Injektionsrohr 101 und Förderrohr 102 zu wählen.
Durch Ausbildung der Horizontalrohre 105 und 106 als Elektroden ist eine induktive Bestromung durch elektrisches Verbinden an den Enden der zusätzlichen Elektrode und des Injekti- onsrohrs möglich. Die Reservoirbreite w beträgt dabei beispielsweise 100 m, der Abstand von einem Wellpair zum nächsten Wellpair liegt dabei typischerweise ebenfalls bei 100 m, wobei weite Grenzen gesetzt sind und ein Bereich zwischen 50 und 200 m als geeignet erscheint. Der horizontale Abstand der Rohre 105 und 106 von der Ebene des Wellpairs beträgt dabei zwischen 0,5 m und etwa w/2.
In der Anordnung nach Figur 6 wird ebenfalls von Figur 3 aus- gegangen. Hier ist eine Anordnung vorgesehen, bei der pro Wellpair genau eine zusätzliche Elektrode 107 vorhanden ist. Die Elektrode 107 ist dabei auf Lücke gesetzt zwischen zwei benachbarten Wellpairs.
Im Einzelnen kennzeichnet 1 wieder das Öl-Reservoir, das sich nach beiden Seiten der Ausschnittsdarstellung mehrfach wiederholt. Das Horizontal-Rohr-Paar, d.h. das Wellpair, besteht wiederum aus dem Injektionsrohr 101 und dem Produktionsrohr 102. Zusätzlich ist das Horizontalrohr 107 vorhanden, das als Elektrode ausgebildet ist.
In der gewählten Darstellung ergibt sich eine sich wiederholende Anordnung, bei der jeweils wiederum eine weitere Elek- trode 107' vorhanden ist. Damit ist eine induktive Bestromung möglich, sofern die Enden der beiden sich entsprechenden Elektrodenrohre elektrisch verbunden sind.
Bei der anhand Figur 5 beschriebenen Anordnung ergibt sich eine Reservoirbreite w von beispielsweise 100 m. Entsprechend ist der Abstand von einem Wellpair bis zum nächsten, wobei vernünftigerweise ein Bereich von 50 bis 200 m abgedeckt werden kann. Die Reservoirhöhe h, d.h. die Dicke der geologischen Ölschicht, beträgt typischerweise 20 bis 60 m. Der ho- rizontale Abstand des zusätzlichen Rohres zum Wellpair ist durch w/h gekennzeichnet. Der vertikale Abstand der beiden zusätzlichen Elektroden liegt zwischen 0,1 m und 0,9-h. Dabei sind Entfernungen zwischen 0,1 m und 60 m beispielhaft.
Die Elektroden müssen sich am unteren Ende der sich einzustellenden Dampfkammer befinden also am unteren Ende des Reservoirs. Bevorzugt können da die bestehenden Well Rohre als Elektroden dienen. Die Bestromung des Reservoirs und damit die Aufheizung sollen bevorzugt induktiv erfolgen. Eine re- sistive Heizung des Reservoirs ist ebenfalls denkbar allerdings muss dabei eine Überhitzung der Elektroden bedacht werden .

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerst- öl aus oberflächennahen Ölsand-Lagerstätten, bei dem zur Ver- ringerung der Viskosität des Bitumens oder des Schwerstöls Wärmeenergie in die Lagerstätte eingebracht wird, wobei wenigstens ein Förderrohr für das Fördern des verflüssigten Bitumens oder Schwerstöls und ein Rohr zum Einbringen von Wärmeenergie verwendet werden, die beide parallel geführt sind, mit folgenden Maßnahmen:
- als Wärmeträger wird statt Dampf Wasser verwendet und in das Reservoir eingebracht,
- im Reservoir wird das Wasser erhitzt und verdampft,
- das Verdampfen des Wassers erfolgt durch eine elektrische Beheizung, wobei zum Verdampfen des in die Lagerstätte eingebrachten Wassers wenigstens eine Leiterschleife zur induktiven Bestromung verwendet wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass Förderrohr und Injektionsrohr gleichermaßen als Leiter genutzt werden.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass dem eingeleiteten Wasser Salze zur Leitfähig- keitserhöhung zugegeben werden.
4. Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1 oder einem der Ansprüche 2 bis 4, mit wenigstens einem Injektionsrohr zum Energieeintrag in die Lagerstätte und we- nigstens einem Förderrohr zum Fördern des Öls aus der Lagerstätte, welche beide in der Lagerstätte horizontal übereinander verlaufen und ein Rohrpaar (sog. Wellpair) bilden, dadurch gekennzeichnet, dass ein Umrichter (12), der an eine elektrische Versorgungsleitung angeschlossen ist, zur Bereit- Stellung elektrischer Leistung vorhanden ist und dass elektrische Leiter (106, 107) vorhanden sind, die vom Umrichter (12) bestromt werden, wobei die Leiter (106, 107) im Reservoir (100) eine Leiterschleife bilden.
5. Vorrichtung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Umrichter (12) an das elektrische Netz eines Kraftwerkes angeschlossen ist.
6. Vorrichtung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Umrichter an einen elektrischen Generator angeschlossen ist .
7. Vorrichtung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Leiter auf dem Injektionsrohr (101) /Förderpaar (102) (sog. Wellpair) angebracht sind.
8. Vorrichtung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass separate Elektroden zur Bestromung vorhanden sind, wobei die
Elektroden (106, 107) in vorgegebenem Abstand vom Wellpair (101, 102) angeordnet sind.
9. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 4 bis 8, wobei die Einheit der Lagerstätte einen Querschnitt von w x h hat, dadurch gekennzeichnet, dass der horizontale Abstand (dl) der Elektroden vom Wellpair (101, 102) zwischen 0,5 m und w/2 liegt. (FIG 4, 5)
10. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 4 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass zur induktiven Beheizung das Ende der Elektrode (106) mit dem Ende des Injektionsrohres (101) elektrisch verbunden ist.
11. Vorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass der Abstand von einem Wellpair zum nächsten Wellpair zwischen 50 und 200 m liegt.
12. Vorrichtung nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass der vertikale Abstand der Elektrode zum Injektionsrohr zwischen 0,1 und 0,9 H liegt. (FIG 3)
PCT/EP2008/060851 2007-08-27 2008-08-19 Verfahren und vorrichtung zur 'in situ' -förderung von bitumen oder schwerstöl Ceased WO2009027273A1 (de)

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