WO2015055712A1 - Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen kohlenwasserstofflagerstätte - Google Patents

Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen kohlenwasserstofflagerstätte Download PDF

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WO2015055712A1
WO2015055712A1 PCT/EP2014/072107 EP2014072107W WO2015055712A1 WO 2015055712 A1 WO2015055712 A1 WO 2015055712A1 EP 2014072107 W EP2014072107 W EP 2014072107W WO 2015055712 A1 WO2015055712 A1 WO 2015055712A1
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heat exchanger
bore
liquid
anhydrous
oil
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PCT/EP2014/072107
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English (en)
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Inventor
Vladimir Stehle
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
    • E21B36/025—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners the burners being above ground or outside the bore hole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a process for the thermal treatment of a subterranean hydrocarbon deposit, a process for the production of hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon deposit, and an apparatus for carrying out the processes.
  • underground oil reservoirs In natural petroleum reservoirs, petroleum is generally present in the voids of porous reservoirs which are closed to the earth's surface by impermeable facings.
  • underground oil reservoirs In addition to crude oil and natural gas, underground oil reservoirs generally contain more or less saline water.
  • the water that is present in the underground oil deposits is also referred to as reservoir water or formation water.
  • reservoir water or formation water In the cavities in which the petroleum is present, it may be very fine cavities, capillaries, pores or the like.
  • the cavities may, for example, have a diameter of only one micrometer or less.
  • primary production after sinking the well into the subterranean deposit, the petroleum automatically streams to the surface through the borehole due to the inherent natural pressure of the oil reservoir.
  • the autogenous pressure of the oil reservoir can be caused, for example, by gases present in the reservoir, such as methane, ethane or propane.
  • primary oil production can usually only produce 5 to 10% of the oil in the deposit. Thereafter, the autogenous pressure of the oil reservoir is no longer sufficient to recover oil from the underground oil reservoir by the primary oil production.
  • Secondary and tertiary mineral oil production is used.
  • a flood is injected into the oil reservoir to maintain or increase the pressure of the underground oil reservoir.
  • the flood By injecting the flood, the oil is displaced in the underground oil reservoir.
  • the displaced oil can subsequently be conveyed through another well, also referred to as the production well.
  • As a flocculant water is generally used in the secondary crude oil production.
  • This process is also known as water flooding.
  • hot water or steam are used as flooding agents for tertiary crude oil production.
  • gases such as carbon dioxide or nitrogen can be used.
  • Tertiary oil production further includes processes in which the flood agent is added suitable chemicals as an aid to mineral oil extraction.
  • thermal treatment of the underground oil reservoirs Another known method for the development of underground oil reservoirs and for increasing the production rates of crude oil is the thermal treatment of the underground oil reservoirs.
  • Thermal treatment processes are particularly used in underground oil reservoirs containing high viscosity petroleum such as heavy oil deposits.
  • thermal treatment of oil shale deposits is used. The thermal treatment reduces the viscosity of the petroleum and thereby increases the degree of oil recovery of the underground oil reservoir.
  • steam flooding As a method of thermal treatment, for example, steam flooding is described in the prior art. Steam flooding injects hot steam into the underground oil reservoir. This heats the petroleum contained in the underground oil reservoir, thereby reducing the petroleum viscosity. Alternatively, hot, non-vaporous water can be injected into the underground oil reservoir. Steam flooding and hot water flooding are thermal EOR (enhanced oil recovery) processes. These processes are mainly used to extract oil from underground oil reservoirs containing high viscosity petroleum, tars or bitumen. In order to achieve a good degree of deoiling, the ratio of the mobility of the flood medium (water vapor or hot water) to the mobility of the oil must be lowered. The use of steam or hot water as a flood medium heats the underground oil reservoir.
  • SAGD system assisted gravity drainage
  • group 1 processes, surface water, that is, the surface of the subterranean oil reservoir, generates water vapor.
  • the water vapor is generated in the bore.
  • a method of group 1 is described for example in EP 0 152 762.
  • water vapor is generated on the upper day, to which other additives may be added if necessary.
  • the water vapor is subsequently injected through a well into the underground oil reservoir to reduce the viscosity of the petroleum and to achieve a better degree of oil removal.
  • the prior art describes methods in which the steam is generated directly in the well (Group 2) or where the underground oil reservoir is heated by heating elements.
  • the generation of water vapor in the bore is carried out in these methods by heating elements.
  • the methods described in the prior art use this heating elements, which are operated mainly with electric power.
  • DE 10 2007 040 605 describes a method in which an oil sands deposit is inductively heated by an electric / electromagnetic heating method. By the thermal treatment improves the fluidity of the petroleum. In this process, the heated oil flows due to gravity to a lower production pipe and is funded from this.
  • the patent applications DE 10 2007 008 298 and DE 10 2007 036 832 also describe methods in which the introduction of steam is superimposed by inductive heating. In these methods, optionally, in addition, a further resistive heating between two electrodes can take place.
  • EP 2 537 910 describes a method for the thermal treatment of underground oil deposits.
  • an aqueous urea solution is heated or vaporized by an inductive heating element located within the injection well, the urea being substantially completely hydrolyzed.
  • inductive heating element located within the injection well, the urea being substantially completely hydrolyzed.
  • electrical inductive or resistive heating elements are used.
  • WO 2013/142242 likewise describes a method for the thermal treatment of an underground oil reservoir.
  • heat is transferred to water contained in the well by means of a heat exchanger containing a liquid heat carrier, whereby the water within the well evaporates to water vapor.
  • WO 201 1/127264 describes a process for the thermal treatment of an underground oil reservoir in which heat is transferred to hydrocarbons in the underground reservoir by means of a liquid heat transfer medium by means of a heat exchanger, whereby the hydrocarbons are mobilized.
  • the methods of Group 2 are also associated with significant disadvantages.
  • additional holes are needed.
  • Bohrlochkomplettierungen are necessary, which jeopardize the reliability of the work processes.
  • only a relatively small steam generating capacity is possible with the electric heating elements.
  • the installation of electrical heating elements within the bore is also extremely complicated and costly.
  • the object of the present invention is therefore to provide a process which does not have the disadvantages of the processes described in the prior art or only to a reduced extent.
  • the process should be simple and inexpensive to carry out and allow efficient thermal treatment of underground hydrocarbon reservoirs.
  • the method should also be suitable in particular for the thermal treatment of deep underground hydrocarbon deposits and enable the production of highly viscous crude oils.
  • the process should also allow the formation of hot water or water vapor within the well.
  • a method for the thermal treatment of an underground hydrocarbon deposit comprising the following steps: a) placing a hole (1) in the underground hydrocarbon deposit, b) installing a heat exchanger (5) in the well (1), the heat exchanger ( 5) via at least one feed pipe string (9) and at least one riser pipe (8) with a heater (10) is connected, wherein the heater (10) on the surface of the underground
  • Heat exchanger (5) via the at least one riser string (8) to the heater (10), d) transfer of heat from the heat exchanger (5) to at least one gaseous, liquid or solid medium in the bore (1).
  • the subject of the present invention is also a process for the thermal treatment of a subterranean hydrocarbon deposit comprising the following steps: a) sinking a well (1) into the underground hydrocarbon deposit; b) installing a heat exchanger (5) in the well (1);
  • Heat exchanger (5) via at least one feed pipe string (9) and at least one riser pipe (8) is connected to a heater (10), wherein the heater (10) is disposed on the surface of the underground hydrocarbon deposit,
  • the process according to the invention can in principle be used in all underground reservoirs containing hydrocarbons.
  • the process according to the invention is preferably used in unconventional underground hydrocarbon reservoirs.
  • unconventional subterranean hydrocarbon deposits are understood as meaning deposits which contain natural gas and / or crude oil which is enclosed in a dense deposit matrix.
  • Such unconventional underground hydrocarbon deposits generally have a permeability of less than 10 mD prior to carrying out the process according to the invention.
  • Unconventional subterranean hydrocarbon deposits are also understood as meaning deposits containing oil of high viscosity.
  • the viscosity of the petroleum is generally in the range of 10 to 10,000 mPas.
  • the viscosity is measured at the temperature (T L ) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the viscosity of heavy oil or bitumen can also be well over 10,000 mPas.
  • the temperature (T L ) of the underground hydrocarbon deposit before carrying out the process according to the invention is generally in the range from 8 to 120 ° C., preferably in the range from 8 to 80 ° C. and particularly preferably in the range from 8 to 50 ° C.
  • Unconventional underground hydrocarbon deposits are, for example, shale-oil deposits, shale-gas deposits, bitumen deposits,
  • Heavy oil storage or oil shale deposits In unconventional shale-oil deposits, oil production is generally only possible after thermal treatment of the reservoir rock (the deposit matrix).
  • hydrocarbon (petroleum or natural gas) according to the invention is of course not only pure phase hydrocarbon Understood. Rather, this term also includes conventional emulsions, for example from petroleum and reservoir water. Hydrocarbons, which are in the developed with the inventive method underground
  • Hydrocarbon deposits may be included, for example, petroleum, bitumen, kerogens, pyrobitumen, pyrokerogens, oil shale, and bitumen shale.
  • hydrocarbon also means substances which are optionally formed in the thermal treatment of the hydrocarbons originally present in the underground hydrocarbon storage facility.
  • the deposit water is also called formation water.
  • reservoir or formation water is understood as meaning water which is originally present in the deposit, and water which has been introduced into the underground hydrocarbon deposit by process steps of secondary and tertiary mineral oil production and by the process according to the invention.
  • the inventive method for thermal treatment of underground oil deposits is used.
  • the underground oil reservoir generally comprises a petroleum-bearing layer (3).
  • oil-carrying layer (3) is understood to mean precisely one oil-carrying layer (3) and two or more oil-bearing layers (3). contain.
  • the petroleum-bearing layers (3) are generally separated from each other by non-petroleum layers.
  • the non-oil-bearing layers can be impermeable or partially permeable.
  • the layers, which contain no petroleum, can be made of clay, sand or other minerals.
  • the thickness of the oil-bearing layers (3) and the intervening layers that do not contain hydrocarbons can vary widely. The thickness (thickness) of these layers is generally in the range of 10 cm to 50 m.
  • the subterranean crude oil deposit generally has a stratified structure, with the stratification being generally horizontal.
  • the term “horizontal” applies accordingly to the following statements and preferences with regard to the bore (1):
  • the permeability of the underground oil reservoir is therefore generally significantly higher in the horizontal direction than in the vertical direction.
  • a well (1) is drilled into the underground hydrocarbon deposit.
  • the bore (1) is drilled in the petroleum-carrying layer (3).
  • Techniques for drilling down boreholes in underground oil reservoirs are known to the person skilled in the art and are described, for example, in EP 0 952 300.
  • the bore (1) is generally stabilized and sealed. This can be done, for example, by cementing the borehole wall of the bore (1) or by introducing a casing (borehole casing (20)) into the bore (1).
  • method step a) exactly one hole (1) can be drilled into the oil-bearing layer (3) of the underground oil reservoir.
  • method step a) it is also possible in method step a) to bring down two or more bores (1) into the underground oil reservoir.
  • the bore (1) can be configured as a vertical, horizontal or deflected bore.
  • a deflected bore is drilled as the bore (1).
  • holes (1) Under vertical according to the invention not only holes (1) understood that follow exactly the direction of solder, but also holes (1), which deviate up to a maximum of 40 °, preferably up to a maximum of 25 ° and more preferably 15 ° from the perpendicular direction.
  • holes (1) Under horizontal holes according to the invention understood (1), which deviate up to a maximum of 30 ° from the horizontal plane.
  • the deviation can be positive, in this case, the horizontal bore (1) on a positive slope, in the direction of the earth's surface, on.
  • the deviation from the horizontal plane may also be negative, in which case the horizontal hole (1) has a negative slope, towards the center of the earth.
  • the horizontal bore (or the horizontal portion (1 b) of the deflected bore) (1) can thus by a maximum of +/- 30 °, preferably by a maximum of +/- 20 ° and more preferably by a maximum of +/- 10 ° from the horizontal plane differ.
  • the bore (1) has a vertical portion (1a) and a horizontal portion (1b), these portions being interconnected by a bent portion.
  • the above definitions apply mutatis mutandis to horizontal and vertical.
  • the bore (1) is a deflected bore.
  • the horizontal portion (1 b) of the bore (1) is preferably brought down in a petroleum-bearing layer (3) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the horizontal portion (1 b) of the bore (1) in the petroleum-carrying layer (3) is arranged parallel to the plane of the petroleum-carrying layer (3).
  • the bore (1) is a deflected bore comprising a vertical portion (1 a) and a horizontal portion (1 b), wherein the horizontal portion (1 b) in the oil-carrying layer (3)
  • the bore (1) has a vertical portion (1a), a horizontal portion (1b) and another vertical portion (1a) facing the earth's surface
  • the bore (1) thus leads back from the earth's surface via the first vertical section (1 a) and the horizontal section (1 b) over the further vertical section (1 a) to
  • a part of the bore (1) is perforated in step a), whereby a perforation section (4) is produced.
  • step a) after the bore (1) has been drilled into the subterranean hydrocarbon deposit, preferably into the petroleum-carrying layer (3) of the underground hydrocarbon deposit, a section of the well (1) is perforated to obtain a perforation section (Fig. 4).
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which, in method step a), a section of the bore (1) is perforated to obtain a perforation section (4).
  • the perforation section (4) is preferably arranged in the petroleum-carrying layer (3).
  • the length of the perforation section (4) can vary within wide ranges. In the case of a vertical bore (1), the length of the perforation section (4) is generally in the range of 1 m to 100 m.
  • the length of the perforation section (4) normally corresponds to the thickness of the oil-carrying layer (3). In the event that the perforation section (4) in the horizontal Region (1 b) of the bore (1) is arranged, the length of the perforation section (4) is not limited by the thickness of the petroleum-bearing layer (3). In this embodiment, the length of the perforation section (4) may also be in the range of 1 to 100 m. In addition, the length can also be significantly above 100 m, for example in the range of> 100 to 1000 m.
  • the perforation to form the perforation section (4) can be effected by methods known per se.
  • the ball perforation is preferably used here, as described for example in RU 2 358 100.
  • the well casing (20) is also perforated.
  • the perforation section (4) is preferably arranged in a petroleum-carrying layer (3).
  • the perforation section (4) preferably extends through all the petroleum-carrying layers Layers (3) and by all non-oil-bearing layers.
  • the perforation section (4) is preferably arranged in the horizontal section (1 b) of the bore (1).
  • a heat exchanger (5) is installed in the bore (1), which is connected via at least one feed pipe string (9) and at least one riser pipe (8) to a heater (10) located on the surface of the underground hydrocarbon deposit is arranged.
  • the feed pipe string (9) and the riser pipe (8) all known geometric arrangements can be applied. Preferred embodiments for installing the heat exchanger (5) will be described below.
  • the term "at least one feed pipe string (9)” means both exactly one feed pipe string (9) and two or more feed pipe strings (9.)
  • the use of two or more feed pipe strings (9) is technically possible, but leads to higher
  • the installation of the heat exchanger (5) in the bore (1) thus comprises only one feed pipe string (9) (8) "according to the invention, both exactly one riser string (8) and two or more riser strings (8) understood.
  • the installation of two or more riser strings (8) is technically possible, however, as described above associated with a higher installation cost and thus with additional costs.
  • the installation of the heat exchanger (5) in the bore (1) thus comprises only one riser string (8).
  • feed pipe string (9), riser pipe (8) and heat exchanger (5) are designed as a simple pipe string which is installed in the bore (1).
  • feed pipe string (9) and the riser pipe (8) are not insulated, the entirety of feed pipe string (9), heat exchanger (5) and riser pipe (8) forms the actual heat exchanger (5).
  • the length of the heat exchanger (5) in this embodiment corresponds to the total length of the pipe string installed in the bore (1), that is, the sum of the lengths of the feed pipe string (9), the heat exchanger (5) and the riser pipe (8).
  • anhydrous heat carrier WT
  • the feed pipe string (9) and / or the riser pipe (8) can be isolated.
  • all known materials with insulating properties can be used as insulation materials.
  • the insulation of the feed pipe string (9) and of the riser pipe (8) can take place here by a jacket of the feed pipe string (9) and / or the riser pipe (8).
  • vacuum-insulated pipe strands are particularly preferred.
  • the heat exchanger (5) is formed by the non-insulated part of the pipe string.
  • FIG. 10 shows a vertical section through the underground oil reservoir in which the bore (1) is designed as a deflected bore.
  • the perforation section (4) was formed in the horizontal portion (1b) of the bore (1) disposed in the petroleum-carrying layer (3) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the heat exchanger (5) was subsequently installed in the bore (1).
  • the heat exchanger (5) is designed here as a simple pipe string which has been looped into the bore (1) was introduced.
  • the feed pile (9) is insulated in this embodiment in order to prevent premature heat losses of the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT).
  • WT liquid, anhydrous heat transfer medium
  • the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is injected in process step c) and passed through the loop in the end region of the perforation section (4) through the pipe string back to the surface.
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) can thus transfer heat to a gaseous, liquid or solid medium within the bore (1).
  • the riser pipe (8) is not insulated, so that the riser pipe (8) simultaneously acts as a heat exchanger (5).
  • the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is thus injected from the wellhead (11) of the bore (1) via the feed strand (9) and via the loop-shaped section to the wellhead (11) of the bore (1). recycled.
  • WT anhydrous heat transfer medium
  • one or more pumps (12) may optionally be installed to supply the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) via a closed loop from the wellhead (11) via the feed tube string (9), the heat exchanger (5) and the riser string (8) ) due to the wellhead (1 1).
  • WT anhydrous heat transfer medium
  • Figure 1 1 shows a vertical section through an underground oil reservoir in which the well (1, not shown) is configured as a double-deflected well recirculating from the surface through the oil bearing layer (3) of the underground oil reservoir to the earth's surface ,
  • a pipe string is subsequently installed, which leads from the wellhead (1 1) to the second wellhead (1 1 a).
  • the tubing string comprises a first insulated part serving as a feed pipe string (9), a non-insulated part serving as a heat exchanger (5), and a second insulated part serving as a riser pipe string (8).
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is injected via the wellhead (1 1) in the tubing.
  • the liquid, anhydrous Heat carrier (WT) passes through the insulated feed pipe string (9) to the non-insulated pipe string, which acts as a heat transfer medium (5).
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) passes via the insulated riser strand (8) to the second wellhead (11a).
  • the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is subsequently returned from the second wellhead (1 1 a) devistage to the heater (10).
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is reheated and forwarded via the pump (12) to the wellhead (1 1) and injected again into the tubing.
  • the simple tubing string comprising feed tube string (9), heat exchanger (5) and riser string (8) is introduced into a double deflected bore (1).
  • the heat exchanger (5) and the riser pipe (8) and the inner wall of the bore (1) forms an annular space (19) through which in step d) a flooding agent (FM) can be injected.
  • the bore (1), in which the pipe string which comprises the feed pipe string (9), the heat exchanger (5) and the riser pipe (8), is not shown in FIG. 11.
  • FIG. 12 shows a vertical section through an underground hydrocarbon deposit.
  • FIG. 12 differs from the embodiment according to FIG. 11 in that the return of the liquid, anhydrous heat carrier (WT) takes place underground.
  • WT anhydrous heat carrier
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) via the feed pipe string (9), the heat exchanger (5) and the riser pipe (8) to the second wellhead (1 1 a) transported.
  • the liquid, anhydrous heat carrier (WT) to the third wellhead (1 1 b) transported and from there via the second feed pipe string (9a) and the second heat exchanger (5a) via the second riser pipe (8a ) transported to the fourth wellhead (1 1 c).
  • the liquid, anhydrous heat carrier (WT) to the wellhead (1 1) forwarded, creating a closed circuit for the circulation of the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is formed.
  • one or more pumps (12) can be used to support the circulation of the liquid, anhydrous heat carrier (WT).
  • a heater (10) is installed in front of the wellhead (11) and in front of the second wellhead (11a).
  • the two pipe strands serving as feed pipe string (9), heat exchanger (5) and riser pipe (8) and as a second feed pipe string (9a), second heat exchanger (5a) and second riser pipe (8a), each in a bore (1) installed (not shown), wherein in each case an annular space (19) forms between the inner wall of the bore (1) and the outer wall of the tubing, through which in step d) a flood medium (FM) can be injected.
  • feed pipe string (9), heat exchanger (5) and riser pipe (8) serving as feed pipe string (9a), second heat exchanger (5a) and second riser pipe (8a), each in a bore (1) installed (not shown), wherein in each case an annular space (19) forms between the inner wall of the bore (1) and the outer wall of the tubing, through which in step d) a flood medium (FM) can be injected.
  • FM flood medium
  • the installation of the heat exchanger (5) in the bore (1) according to method step b) comprises an outer steel tube (6) which is closed at the end.
  • an internal steel pipe (7) is arranged coaxially with the outer steel pipe (6)
  • Steel tube (7) is open between the outer wall of the inner steel tube (7) and the inner wall of the outer steel tube (6) forms the annular space (13).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the installation of the heat exchanger (5) in the bore (1) an outboard steel pipe (6) which is closed at the end, and an internal steel pipe (7), the end open is coaxially disposed in the outer steel tube (6), wherein an annular space (13) is formed between the outer wall of the inner steel tube (7) and the inner wall of the outer steel tube.
  • FIG. 3 shows a section enlargement (vertical section) of the end section of a vertical bore (1).
  • the perforation section (4) is formed in the region of the oil-carrying layer (3).
  • a heat exchanger (5) was installed in the region of the oil-carrying layer (3).
  • the inner steel tube (7) acts in this embodiment as a feed pipe string (9).
  • the annular space (13) between the outer wall of the inner steel pipe (7) and the inner wall of the outer steel pipe (6) acts as a riser pipe (8).
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the inner steel tube (7) serves as a feed tube strand (9) and the annular space (13) serves as a riser strand (8).
  • anhydrous heat carrier WT
  • the outer steel tube (6) and / or the inner steel tube (7) can be isolated.
  • the heat exchanger (5) is formed by the non-insulated part of the outer steel pipe (6) and the inner steel pipe (7). In the event that the outer steel pipe (6) and / or the inner steel pipe (7) are not insulated, the heat exchanger (5) through the entire length of the outer steel tube (6) and the inner steel tube (7) is formed.
  • the overall length of the heat exchanger (5) can vary within wide ranges.
  • the length of the heat exchanger (5) can be substantially greater than the length of the perforated borehole section (4).
  • the length of the heat exchanger may be for example 5 to 100 m.
  • the region of the outer steel tube (6) which has no insulation. As described above, insulation of the outer steel pipe (6) is not mandatory. In the event that the outer steel tube (6) has no insulation, the heat exchanger (5) through the entire length of the outer steel tube (6) is formed.
  • the inner steel pipe (7) serves as a feed pipe string (9) and the annular space (13) serves as a riser pipe string (8).
  • the direction of flow of the liquid, anhydrous heat exchanger (WT) is indicated by the arrows by the reference numerals 14 and 15.
  • FIG. 4 also shows an enlarged detail of a vertical section through the end portion of the vertical bore (1).
  • FIG. 4 differs from the preceding embodiment according to FIG. 3 in that the annular space (13) functions as a feed pile (9) and the inner steel pipe (7) acts as a riser pipe (8).
  • the flow direction of the liquid, anhydrous heat exchanger (WT) by the arrows with reference numerals 14 and 15 is characterized.
  • FIG. 4 can lead to greater heat losses in the case of a non-insulated riser pipe (8) and a non-insulated feed pipe string (9), in comparison to the embodiment according to FIG.
  • FIG. Figure 5 shows a vertical section of the end portion of the bore (1).
  • the feed pipe string (9) is formed by an inner steel pipe (7).
  • the riser pipe (8) is formed by the annular space (13) between the outer wall of the inner steel pipe (7) and the inner wall of an outer steel pipe (6).
  • Feed pipe string (9) and riser pipe (8) are in this case connected to the heat exchanger (5) via a transition piece (16).
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the heat exchanger (5) is connected to the feed pipe string (9) and the riser pipe (8) via a transition piece (16).
  • a perspective view of the transition piece (16) is shown in Figure 6.
  • the transition piece (16) comprises an oblique channel (17) which connects the feed pipe string (9) with the annular space (13) of the heat exchanger (5).
  • the transition piece (16) has a second oblique channel (18) which connects the annular space (13), which serves as a feed pipe string (9), with the inner steel tube (7) of the heat exchanger (5).
  • the variant shown in Figure 5 is optimal from a thermal point of view. They guarantee that the heat loss during transport of the heated, liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) from the heater (10) to the heat exchanger (5) is minimal. About the transition piece (16) passes the heated liquid anhydrous heat exchanger (WT) in the annular space (13) of the heat exchanger (5). In this way, a maximum heat output of the heated liquid, anhydrous heat carrier (WT) in step d) allows, as the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) on, the bore (1) facing the inside of the heat exchanger (5) is guided along. The liquid, anhydrous heat exchanger is thus guided along the inside of the outer steel tube (6).
  • the return of the cooled liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) to the earth's surface takes place in this embodiment by the inner steel tube (7) of the heat exchanger (5).
  • the cooled liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is diverted through the transition piece (16) in the annular space (13), which serves as a riser string (8).
  • the cooled liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) can isolate the inner feed pipe string (9).
  • the heat loss during transport of the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) from the heater (10) through the feed pipe string (9) to the heat exchanger (5) is minimized.
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) comes into direct contact with the outer steel tube (6) of the heat exchanger (5). This optimizes the heat transfer from the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) to at least one gaseous, liquid or solid medium in process step d).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the transition piece (16) comprises an oblique channel (17) connecting the feed pipe string (9) to the annulus (13) of the heat exchanger (5), and wherein the transition piece (16) 16) comprises a second oblique channel (18), the Riser pipe (8) with the inner steel tube (6) of the heat exchanger (5) connects.
  • FIG. 8 shows an embodiment in which a so-called "coiled tubing" (26) is used as feed pipe string 9.
  • the heated liquid, anhydrous heat carrier (WT) is transported via the coiled tubing (26) to the heat exchanger (5).
  • the return of the liquid, anhydrous heat carrier (WT) also takes place via a coiled tubing (27), which in this embodiment serves as a riser pipe (8) for connecting the coiled tubing (26), which serves as a feed pipe string (9) and the coiled tubing (27), which serves as a riser string (8), the above statements and preferences apply accordingly.
  • coiled tubings (26; 27) is preferably used in processes for the thermal treatment of a subterranean hydrocarbon deposit, which require only a relatively short time. For example, to stimulate the well (1) as a so-called "borehole heat exchanger.”
  • the embodiment of Figure 8 can be used for thermal treatments requiring, for example, a period of one to five days.
  • the coiled tubings (26, 27) are generally off In the embodiment according to FIG.
  • the closed circuit of the liquid, anhydrous heat transfer medium thus comprises the coiled tubing (26), the heat exchanger (5) From the coiled tubing (27), the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is generally returned via a heater (10) to the coiled tubing (26) and forwarded again to the heat exchanger (5).
  • FIG. 1 shows a vertical bore (1).
  • Figure 2 shows a deflected bore (1) comprising a vertical portion (1 a) and a horizontal portion (1 b).
  • a liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is used.
  • anhydrous means that the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is generally less than 5% by weight, preferably less than 2% by weight, more preferably less than 1% by weight and especially preferably less than Contains 0.5 wt .-% water, in each case based on the total weight of the used in step c) liquid, anhydrous heat carrier (WT).
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) injected in process step c) generally has a boiling point, measured at normal pressure, of at least 150.degree. C., preferably at least 200.degree. C. and particularly preferably at least 250.degree.
  • atmospheric pressure is understood to mean a pressure of 1,000 bar
  • the boiling point of the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is generally in the range from 150 to 500 ° C., preferably in the range from 200 to 500 ° C. and more preferably in The range of from 250 to 500 ° C., measured in each case at normal pressure, is thus also a process in which the liquid, anhydrous heat carrier (WT) has a boiling point measured at normal pressure in the range from 150 to 500 ° C.
  • liquid, anhydrous heat transfer medium has the advantage that it can be heated to high temperatures without pressure. This has the advantage over the processes described in the prior art, in which steam is used as a heat carrier, that unpressurized high temperatures can be achieved.
  • FIG. 9 shows the pressure dependence of the temperature of water and the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) used according to the invention. From Figure 9 it can be seen that to achieve temperatures above 100 ° C when using water as the heat transfer, water vapor must be used under high pressure.
  • At least one heat carrier (WT) selected from the group consisting of mineral oils, silicone oils, hydrogenated mineral oils, polyglycols and aromatics is preferably used as the heat carrier (WT).
  • WT heat carrier
  • Suitable heat transfer media (WT), which are selected from the substance groups described above, are known in principle to the person skilled in the art.
  • the heat transfer mediums (WT) described above are also known as Thermo oils called.
  • the terms "heat transfer medium (WT)” and “thermal oil” are used synonymously below.
  • a particularly suitable liquid, anhydrous heat transfer medium is a eutectic mixture of 73.5 wt .-% diphenyl oxide and 26.5 wt .-% diphenyl, based on the total weight of the eutectic mixture.
  • Diphenyloxide is also called diphenyl ether.
  • Diphenyl is also referred to as biphenyl or phenylbenzene.
  • the eutectic mixture described above is available, for example, under the product THERMI NOL ® VP-1 from FRAGOL.
  • the density of the eutectic mixture at 20 ° C is 1.064 kg / m 3 .
  • the kinematic viscosity at 40 ° C is 2.48 mm 2 / s.
  • the boiling point (at normal pressure) of the eutectic mixture is 257 ° C.
  • the eutectic mixture can be used in wide temperature ranges, that is in the range of 12 ° C to 400 ° C.
  • the eutectic mixture is also advantageous from an ecological point of view, since it has the water hazard class II.
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is heated in a heater (10) and subsequently passed via the feed pipe string (9) into the heat exchanger (5).
  • a heater (10) all the heaters described in the prior art can be used. Suitable heaters (10) are, for example, electric heaters and heaters that are heated by burning fossil fuels. In a preferred embodiment, the heater (10) is a solar power plant, such as a parabolic mirror or parabolic trough. This embodiment is shown in FIG.
  • the heater (10) is designed by means of an arrangement comprising a parabolic trough (24) and an absorber tube (25).
  • the parabolic trough (24) focuses the sun's rays and heats the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT), which is passed through the absorber tube (25).
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is directed along the flow direction (14) via the pump (12) to the wellhead (1 1).
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is forwarded to the heat exchanger (5) through which it transfers heat according to process step d).
  • the cooled liquid anhydrous heat exchanger (WT) along the flow direction (15) via the wellhead (1 1) is returned to the absorber tube (25), where it is reheated.
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is heated to obtain a heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT).
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is heated in the heater (10) generally temperatures in the range of 150 to 400 ° C, preferably in the range of 200 to 400 ° C and more preferably in the range of 250 to 400 ° C.
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) can also be heated to higher temperatures. However, this generally requires heating under pressure.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the liquid, anhydrous heat carrier (WT) in the heater (10) is heated to a temperature in the range of 150 to 400 ° C.
  • WT anhydrous heat carrier
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is passed from the heater (10) via the feed pipe string (9) to the heat exchanger (5).
  • anhydrous heat carrier (WT) In order to improve the circulation of the liquid, anhydrous heat carrier (WT), one or more pumps (12) can additionally be used.
  • the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) transfers heat to the environment to obtain a cooled liquid, anhydrous heat transfer medium (WT).
  • This cooled liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is subsequently returned from the heat exchanger (5) via the riser pipe (8) to the surface, preferably to the heater (10).
  • a pump (12) In the event that a pump (12) is used, this is only used to stimulate the circulation of the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT). For this purpose, only minimal pressures are necessary, so that prevail in the closed circuit through which circulates the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT), pressures that do not exceed 10 bar in general.
  • the pressure within the closed circuit at pressures ⁇ 5 bar, preferably at pressures ⁇ 2 bar.
  • the temperature difference between heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) when entering the heat exchanger (5) to the temperature of the cooled liquid, anhydrous heat exchanger (WT) exiting the heat exchanger (5) is generally in the range of 10 to 200 ° C. In other words, this means that the temperature of the liquid anhydrous heat exchanger (WT) after passing through the heat exchanger (5) is generally lower by 10 to 200 ° C.
  • an insulated feed pipe string (9), preferably a vacuum-insulated feed pipe string (9), is used as feed pipe string (9)
  • the temperature reduction of the heated liquid, anhydrous heat carrier (WT) is in this case generally at 20 to 30 ° C per 1000 m length of the feed pipe string (9), preferably the vacuum-insulated feed pipe string (9). Due to the extremely low heat loss
  • the process according to the invention can also be used for the thermal treatment of underground hydrocarbon deposits, preferably underground mineral oil deposits, which are stored at depths of> 1000 m.
  • the method according to the invention can be used, for example, in oil reservoirs which have oil-carrying layers (3) which are arranged at depths> 1500 m, preferably> 2000 m. Conventional water vapor transport from upper days into such low-lying deposits is not possible.
  • the maximum depth of the oil-carrying layers (3) which can be treated by the method according to the invention, results from the initial temperature of the at the surface by the heater (10) heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT).
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) in the heater (10) is heated to a temperature of for example 400 ° C, the heated liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) at a depth of 2000 m, for example, still a temperature in the Range from 340 to 360 ° C.
  • the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) in process step c) is generally injected into the heat exchanger (5) at a temperature above the reservoir temperature (T L ) of the petroleum-bearing layer (3) lies.
  • the temperature of the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) is at least 10 ° C., preferably at least 50 ° C., higher than the deposit temperature (T L ).
  • anhydrous heat transfer medium (WT) and the reservoir temperature (T L ) are the temperature of the liquid, anhydrous heat transfer medium (WT) when entering the heat exchanger (5) and the reservoir temperature (T L ) in the Petroleum-bearing layer (3) of the underground oil reservoir used.
  • Process step d) The heat exchanger (5) transfers heat according to process step d) to at least one gaseous, liquid or solid medium in the bore (1).
  • These media may be fluids present in the well (1), such as hydrocarbons (petroleum or natural gas) or formation water.
  • the surrounding rock or the oil-bearing layer (3) of the underground oil reservoir can also be heated.
  • the heat is transferred in step d) from the heat exchanger (5) thus directly into the underground Erdöllager Wu, where in the underground Hydrocarbon contained in the oil reservoir, formation water and / or the surrounding rock (1) in the underground Erdöllagermaschine, preferably in the petroleum-bearing layer (3) are heated.
  • the method steps c) and d) are carried out simultaneously.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the method steps c) and d) are carried out simultaneously.
  • the method of thermal treatment of a subterranean hydrocarbon deposit may be used to stimulate the well (1).
  • deposits which have hydrocarbons (petroleum) with high viscosity
  • deposits can form in the vicinity of the bore (1) or also on the inner wall of the bore (1), which forms the hydrodynamic communication between the oil-carrying layer (3) and of the hole (1) worsen.
  • these deposits must be removed.
  • These deposits may be, for example, highly viscous petroleum oils, such as bitumen or tars. The removal of these deposits is also referred to as "stimulating the well (1)".
  • heat is thus transferred from the heat exchanger (5) to these highly viscous deposits in method step d).
  • the high-viscosity deposits are thereby heated, which changes the rheological properties of these deposits.
  • the viscosity of the high-viscosity deposits generally decreases, so that they can be removed from the bore (1), whereby the hydrodynamic communication between the oil-carrying layer (3) and the bore (1) is improved.
  • the heat is transferred from the heat exchanger (5) in the bore (1) to a flood medium (FM).
  • the flood medium (FM) in the bore (1) through the heat exchanger (5) is heated.
  • anhydrous heat transfer medium WT
  • the flooding agent FM
  • WT anhydrous heat transfer medium
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which heat is transferred from the heat exchanger (5) to a flood medium (FM) in process step d) in the annulus (19) to obtain a heated flooding agent (FM).
  • the heated or evaporated flooding agent (FM) subsequently enters from the bore (1) via the perforation openings of the perforation section (4) into the oil-carrying layer (3) of the underground hydrocarbon deposit.
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the heated flooding agent (FM) enters the underground hydrocarbon deposit via the perforation openings (4).
  • annular space (19) between the outer wall of the heat exchanger (5) and the inner wall of the well casing (20) forms.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which an annular space (19) is formed during the installation of the heat exchanger (5) in method step b) between the outer wall of the heat exchanger (5) and the inner wall of the bore (1).
  • the feed pipe string (9) or the riser pipe (8) forms a space through which the flood medium (FM) can be injected.
  • the feed pipe string (9) and the riser pipe (8) as outer and inner steel pipe (6; 7) are designed, the space between the outer wall of the outer steel tube (6) and the inner wall of the bore (1) and the borehole casing (20) also designed as an annular space (19).
  • the feed pipe string (9), the heat exchanger (5) and riser pipe (8) are designed as a simple pipe string.
  • feed pipe string (9) and riser pipe (8) are designed as coiled tubings (26, 27)
  • no annular space is formed.
  • the space through which the flood medium (FM) can be injected is formed by the area of the outer walls of the coiled tubings (26, 27) and the inner wall of the bore (1) or the well casing (20).
  • the flood medium (FM) is generally injected via a pump (23) via the wellhead (1 1) in the bore (1).
  • the flood medium (FM) subsequently passes through the space between the outer wall of the feed pipe string (9) or riser pipe (8) and the inner wall of the bore (1) or the well casing (20) to the heat exchanger (5).
  • the flood medium (FM) is heated.
  • the flooding agent (FM) within the bore (1) in step d) is evaporated.
  • flooding agent As flooding agent (FM), all flooding agents (FM) known to those skilled in the art can be used in process step d). In principle, all flooding (FM) can be used, which are suitable for secondary or tertiary oil production. Preference is given to using an aqueous flooding agent (wFM) in process step d).
  • aqueous flooding agent As the aqueous flooding agent (wFM), water itself or water to which additives are added can be used.
  • the aqueous flooding agent (wFM) can be injected into the bore (1) with temperatures in the range of> 0 ° to ⁇ 100 ° C.
  • the aqueous flooding agent (wFM) is injected with temperatures in the well (1), which are well below 100 ° C, for example below 90 ° C, preferably below 80 ° C and more preferably below 70 ° C.
  • the temperature of the aqueous flooding agent (wFM) when injecting into the bore (1) is below 60 ° C.
  • the above temperature data refer to the temperature of the aqueous flooding agent (wFM) measured when entering the hole (1) at the wellhead (1 1) of the bore (1).
  • the aqueous flooding agent (wFM) contains at least 50% by weight, preferably at least 70% by weight, particularly preferably at least 80% by weight and especially preferably at least 90% by weight of water. Accordingly, the aqueous flooding agent (wFM) 0 to 50 wt .-%, preferably 0 to 30 wt .-%, particularly preferably 0 to 20 wt .-% and particularly preferably 0 to 10 wt .-% further additives and natural salts , The present invention thus also provides a process in which the flooding agent (FM) contains at least 90% by weight of water, based on the total weight of the flooding agent (FM).
  • the percentages by weight are in each case based on the total weight of the aqueous flooding agent (wFM).
  • Thickeners, surfactant, urea or glycerol, for example, can be used as further customary additives.
  • a particularly preferred additive for the aqueous flooding agent (wFM) is urea. This can be used in amounts of 0 to 50 wt .-%, preferably 0 to 30 wt .-% and particularly preferably 0 to 20 wt .-%, based on the total weight of the aqueous flooding agent (wFM).
  • urea is particularly preferred because urea at temperatures of > 70 ° C in the presence of water spontaneously hydrolyzed to carbon dioxide and ammonia.
  • the ammonia formed alkalizes the aqueous flooding agent (wFM) and thus has a surfactant-like effect.
  • the formed carbon dioxide dissolves preferentially in the petroleum or in the matrix of the petroleum-carrying layer (3), whereby the mobility of the petroleum in the petroleum-carrying layer (3) is further increased.
  • thickening agents such as thermostable biopolymers can be added to the aqueous flooding agent (wFM) to increase the viscosity of the aqueous flooding agent (wFM).
  • glucans are particularly preferred as thickening agents, since these biopolymers are stable up to temperatures of 140 ° C.
  • the aqueous flooding agent (wFM) is heated or evaporated in process step d) by the heat exchanger (5) in the bore (1).
  • the heated or vaporized aqueous flooding agent (wFM) subsequently enters through the perforation opening of the perforation section (4) into the oil-bearing layer (3) of the underground oil reservoir. There it leads to a warming of the oil in the oil-carrying layer (3) existing oil.
  • the aqueous flooding agent (WFM) displaces the crude oil present in the petroleum-bearing layer (3).
  • Another object of the present invention is thus a method for the extraction of oil from an underground oil reservoir.
  • the bore (1) brought down in method step a) is generally used as an injection bore.
  • one or more additional wells are drilled into the subterranean well deposit generally used as production wells.
  • the aqueous flooding agent (wFM) displaces the petroleum contained in the petroleum-carrying layer (3) starting from the injection well brought down in process step a) in the direction of the production well or the production wells and is conveyed out of this or this.
  • the inventive method for the production of petroleum is particularly efficient, since the displacement effect caused by the aqueous flooding agent (wFM) is still supported by the heating of the petroleum-carrying layer (3).
  • the aqueous flooding agent (wFM) heated or vaporized by the heat exchanger (5) leads to heating of the oil-carrying layer (3) and of the crude oil contained therein. This reduces the viscosity of the petroleum contained in the petroleum-bearing layer (3), thereby increasing the mobility of the petroleum.
  • Increasing the mobility of petroleum facilitates the displacement of petroleum by the injected aqueous flooding agent (WFM).
  • the subject matter of the present invention is thus also a process in which at least one further well is drilled into the underground hydrocarbon deposit which serves as a production well, the flooding agent (FM) heated in process step d) starting from the hydrocarbons contained in the underground hydrocarbon deposit Perforation section (4) of the bore (1) displaced in the direction of the production bore and conveyed from this.
  • An underground oil reservoir is being developed with oil-bearing layers (3) at a depth of 2200 m.
  • the petroleum has a viscosity in the range of 200 to 210 mPas under the conditions of the petroleum-carrying layer (3).
  • Conventional steam-steaming only achieves a degree of de-oiling in the range of 15 to 20%. Due to the depth of the deposit, the thermal treatment by conventional Wasserdampffluten is not possible. For this reason, a vertical bore (1) is drilled into the petroleum-carrying layer (3) and subsequently perforated by ball perforation to form a 25 m-long perforation section (4). Subsequently, a heat exchanger (5), as shown in the embodiment of Figure 5, installed in the bore (1).
  • the heat exchanger (5) is in this case 20 m long.
  • the annular space area between the outer wall of the heat exchanger (5) and the inner wall of the bore (1) is in the range of 20 to 30 cm 2 .
  • the temperature of the liquid, anhydrous heat carrier (WT) is at the entrance of the heat exchanger (5) at about 300 ° C.
  • WT liquid, anhydrous heat transfer medium
  • THERMI NOL® VP-1 is used as a liquid, anhydrous heat transfer medium (WT). In a closed circuit circulate 5.5 m 3 of thermal oil.
  • Water is used as the aqueous flooding agent (wFM). For this purpose, 40 to 50 m 3 per day are injected into the hole (1).
  • the pressure of the aqueous flooding agent (wFM) at the wellhead (1 1) is 80 bar.
  • the hydrostatic pressure in the bore (1) in the region of the heat exchanger (5) is approximately 200 bar. 1, 6 to 2, 1 m 3 of water are evaporated per hour.
  • anhydrous heat carrier (WT) is used as a heater (10) on the surface of the underground oil reservoir a heating system, which is fired with natural gas.
  • the operation of the heat exchanger (5) and the injection of the aqueous flooding agent (wFM) is subsequently without interruption for five months carried out.
  • the water vapor injected through the perforation openings of the perforation section (4) transfers heat to the petroleum contained in the petroleum-carrying layer (3). This condenses the water vapor and serves to displace the petroleum and to maintain the reservoir pressure.
  • the degree of oil recovery of the underground oil reservoir is increased to> 50%, based on the crude oil originally contained in the underground oil reservoir.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, ein Verfahren zur Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte sowie eine Vorrichtung zur Durchführung der Verfahren.

Description

Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, ein Verfahren zur Förderung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte sowie eine Vorrichtung zur Durchführung der Verfahren.
In natürlichen Erdöllagerstätten liegt Erdöl im Allgemeinen in den Hohlräumen poröser Speichergesteine vor, welche zur Erdoberfläche hin von undurchlässigen Deckschichten abgeschlossen sind. Neben Erdöl sowie Erdgas enthalten unterirdische Erdöllagerstätten darüber hinaus im Allgemeinen mehr oder weniger stark salzhaltiges Wasser. Das Wasser, welches in den unterirdischen Erdöllagerstätten vorliegt, wird auch als Lagerstättenwasser oder Formationswasser bezeichnet. Bei den Hohlräumen, in denen das Erdöl vorliegt, kann es sich um sehr feine Hohlräume, Kapillaren, Poren oder dergleichen handeln. Die Hohlräume können beispielsweise einen Durchmesser von nur einem Mikrometer oder weniger aufweisen.
Bei der Erdölförderung unterscheidet man zwischen der primären, der sekundären und der tertiären Förderung. Bei der primären Förderung strömt das Erdöl nach dem Niederbringen (Abteufen) der Bohrung in die unterirdische Lagerstätte aufgrund des natürlichen Eigendrucks der Erdöllagerstätte von selbst durch das Bohrloch an die Oberfläche. Der Eigendruck der Erdöllagerstätte kann beispielsweise durch in der Lagerstätte vorhandene Gase wie Methan, Ethan oder Propan hervorgerufen werden. Durch die primäre Erdölförderung lassen sich, abhängig vom Lagerstättentyp, meist nur 5 bis 10 % des in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls fördern. Danach reicht der Eigendruck der Erdöllagerstätte nicht mehr aus, um Erdöl aus der unterirdischen Erdöllagerstätte durch die primäre Erdölförderung zu gewinnen.
Nach der primären Erdölförderung kommt daher die sekundäre und tertiäre Erdölförderung zum Einsatz. Bei der sekundären und tertiären Erdölförderung wird ein Flutmittel in die Erdöllagerstätte eingepresst, um den Druck der unterirdischen Erdöllagerstätte aufrechtzuerhalten oder wieder zu erhöhen. Durch das Einpressen des Flutmittels wird das Erdöl in der unterirdischen Erdöllagerstätte verdrängt. Das verdrängte Erdöl kann nachfolgend durch eine weitere Bohrung, die auch als Produktionsbohrung bezeichnet wird, gefördert werden. Als Flutmittel wird bei der sekundären Erdölförderung im Allgemeinen Wasser eingesetzt. Dieses Verfahren wird auch als Wasserfluten bezeichnet. Als Flutmittel für die tertiäre Erdölförderung werden beispielsweise heißes Wasser oder Wasserdampf eingesetzt. Darüber hinaus können auch Gase wie beispielsweise Kohlendioxid oder Stickstoff eingesetzt werden. Zur tertiären Erdölförderung gehören weiterhin Verfahren, bei denen man dem Flutmittel geeignete Chemikalien als Hilfsmittel zur Erdölförderung zusetzt.
Ein weiteres bekanntes Verfahren zur Entwicklung von unterirdischen Erdöllagerstätten und zur Steigerung der Förderraten von Erdöl ist die thermische Behandlung der unterirdischen Erdöllagerstätten. Verfahren zur thermischen Behandlung werden insbesondere in unterirdischen Erdöllagerstätten angewendet, die hochviskoses Erdöl enthalten, wie beispielsweise Schweröllagerstätten. Darüber hinaus kommt die thermische Behandlung bei Ölschieferlagerstätten zum Einsatz. Durch die thermische Behandlung wird die Viskosität des Erdöls verringert und dadurch der Entölungsgrad der unterirdischen Erdöllagerstätte gesteigert.
Als Verfahren zur thermischen Behandlung ist im Stand der Technik beispielsweise das Dampffluten beschrieben. Beim Dampffluten wird heißer Wasserdampf in die unterirdische Erdöllagerstätte injiziert. Hierdurch wird das in der unterirdischen Erdöllagerstätte enthaltene Erdöl erwärmt, wodurch die Erdölviskosität verringert wird. Alternativ kann auch heißes, nicht dampfförmiges Wasser in die unterirdische Erdöllagerstätte injiziert werden. Das Dampffluten und das Heißwasserfluten sind thermische EOR-Verfahren (EOR = enhanced oil recovery). Diese Verfahren werden hauptsächlich zur Gewinnung von Erdöl aus unterirdischen Erdöllagerstätten eingesetzt, die Erdöl mit hoher Viskosität, Teere oder Bitumen enthalten. Um einen guten Entölungsgrad zu erreichen, muss das Verhältnis der Mobilität des Flutmediums (Wasserdampf beziehungsweise heißes Wasser) zur Mobilität des Erdöls erniedrigt werden. Durch den Einsatz von Wasserdampf beziehungsweise heißem Wasser als Flutmedium wird die unterirdische Erdöllagerstätte erwärmt. Da die Viskosität des Erdöls bei Temperaturerhöhung stärker abnimmt als die Viskosität des eingesetzten Flutmittels, wird das Mobilitätsverhältnis verbessert und dadurch eine Erhöhung des Entölungsgrads der unterirdischen Erdöllagerstätte erreicht. Das Dampffluten ist auch als sogenanntes „System assisted gravity drainage"- Verfahren bekannt (SAGD). Dieses Verfahren wird insbesondere zur Entwicklung von Bitumenlagerstätten eingesetzt. Hierzu wird Wasserdampf unter Druck in die unterirdische Erdöllagerstätte über ein horizontal verlaufendes Rohr injiziert. Das erhitzte fließfähige Schweröl oder die Bitumen sickern nachfolgend zu einem zweiten tieferliegenden Rohr, durch welches das fließfähige Schweröl oder die fließfähigen Bitumen gefördert werden. Dem Wasserdampf kommen bei diesem Verfahren mehrere Aufgaben gleichzeitig zu. Zum einen dient er dem Einbringen der Wärmeenergie zur Verflüssigung des Schweröls bzw. der Bitumen, darüber hinaus dient er zur Auflösung der Matrix der unterirdischen Erdöllagerstätte sowie zum Druckaufbau.
Die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, bei denen zur thermischen Behandlung von unterirdischen Erdöllagerstätten Wasserdampf eingesetzt wird, können prinzipiell in zwei Gruppen unterteilt werden. Bei den Verfahren der Gruppe 1 wird obertage, das heißt an der Oberfläche der unterirdischen Erdöllagerstätte, Wasserdampf generiert. Bei den Verfahren der Gruppe 2 wird der Wasserdampf in der Bohrung generiert.
Ein Verfahren der Gruppe 1 ist beispielsweise in der EP 0 152 762 beschrieben. Hierzu wird obertage Wasserdampf generiert, dem gegebenenfalls weitere Additive zugegeben werden. Der Wasserdampf wird nachfolgend durch eine Bohrung in die unterirdische Erdöllagerstätte injiziert, um die Viskosität des Erdöls zu verringern und einen besseren Entölungsgrad zu erreichen.
Die Verfahren, bei denen obertage Wasserdampf generiert wird (Gruppe 1 ), sind bereits seit mehreren Jahren im Einsatz. Die Verfahren, bei denen obertage Dampf generiert wird, weisen jedoch mehrere Nachteile auf. Die Verfahren können nur in unterirdischen Erdöllagerstätten eingesetzt werden, die eine Tiefe von maximal 1000 m aufweisen. Für die thermische Behandlung von tieferliegenden unterirdischen Erdöllagerstätten sind diese Verfahren nicht geeignet. Darüber hinaus kommt es bei diesen Verfahren zu hohen Energieverlusten, da der Wasserdampf beim Injizieren bereits in der Bohrung abkühlt. Dadurch bildet sich bereits innerhalb der Bohrung kondensiertes Wasser, so dass der Wasserdampf das Erdöl, das eigentlich erwärmt werden soll, gar nicht erreicht. Darüber hinaus müssen obertage kostspielige Dampfgeneratoren installiert werden. Um eine ausreichende Temperatur des Wasserdampfs zu erreichen, muss dieser unter hohem Druck injiziert werden, so dass spezielle Druckleitungen erforderlich sind. Das Arbeiten unter hohen Drücken ist zudem an spezielle Sicherheitsvorkehrungen gekoppelt, wodurch das Verfahren weiter verteuert wird. Der unter hohem Druck injizierte Wasserdampf kann zudem zu Korrosionsproblemen in den Rohrleitungen führen.
Zur Lösung dieser Probleme sind im Stand der Technik Verfahren beschrieben, bei denen der Wasserdampf direkt in der Bohrung erzeugt wird (Gruppe 2) oder bei denen die unterirdische Erdöllagerstätte durch Heizelemente erwärmt wird. Auch die Erzeugung von Wasserdampf in der Bohrung erfolgt bei diesen Verfahren durch Heizelemente. Die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren setzen hierzu Heizelemente ein, die vorwiegend mit elektrischem Strom betrieben werden.
Die DE 10 2007 040 605 beschreibt ein Verfahren, bei dem eine Ölsandlagerstätte induktiv über ein elektrisches/elektromagnetisches Heizverfahren erwärmt wird. Durch die thermische Behandlung wird die Fließfähigkeit des Erdöls verbessert. Bei diesem Verfahren fließt das erwärmte Erdöl aufgrund der Gravitation zu einem tieferliegenden Produktionsrohr und wird aus diesem gefördert. Auch die Patentanmeldungen DE 10 2007 008 298 und DE 10 2007 036 832 beschreiben Verfahren, bei denen der Dampfeintrag durch eine induktive Beheizung überlagert wird. Bei diesen Verfahren kann gegebenenfalls weiter zusätzlich auch noch eine resistive Beheizung zwischen zwei Elektroden erfolgen. Auch die EP 2 537 910 beschreibt ein Verfahren zur thermischen Behandlung von unterirdischen Erdöllagerstätten. Bei diesem Verfahren wird in einer bevorzugten Ausführungsform eine wässrige Harnstofflösung durch ein innerhalb der Injektionsbohrung liegendes induktives Heizelement erwärmt oder verdampft, wobei der Harnstoff im Wesentlichen vollständig hydrolysiert. Auch bei der EP 2 537 910 werden elektrische induktive oder resistive Heizelemente benutzt.
Die Anmeldungen US 5,465,789 und US 5,323,855 beschreiben Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Erdöllagerstätte, bei dem Wasser in das Bohrloch eingepresst wird. Innerhalb des Bohrlochs befindet sich ein magnetisches Induktionsheizelement, das das Wasser innerhalb der Bohrung zu Wasserdampf verdampft.
Die WO 2013/142242 beschreibt ebenfalls ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Erdöllagerstätte. Bei diesem Verfahren wird mit Hilfe eines Wärmetauschers, der einen flüssigen Wärmeträger enthält, Wärme auf in der Bohrung enthaltenes Wasser übertragen, wodurch das Wasser innerhalb der Bohrung zu Wasserdampf verdampft.
Die WO 201 1 /127264 beschreibt ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Erdöllagerstätte, bei dem durch einen flüssigen Wärmeträger mit Hilfe eines Wärmetauschers Wärme auf Kohlenwasserstoffe in der unterirdischen Lagerstätte übertragen wird, wodurch die Kohlenwasserstoffe mobilisiert werden.
Die Verfahren der Gruppe 2 sind ebenfalls mit erheblichen Nachteilen verbunden. Für die Anordnung elektrischer Heizelemente innerhalb der Lagerstätte, werden zusätzliche Bohrungen benötigt. Auch bei der Wasserdampfgenerierung innerhalb der Bohrung sind sehr komplizierte Bohrlochkomplettierungen notwendig, die die Zuverlässigkeit der Arbeitsprozesse gefährden. Darüber hinaus ist mit den elektrischen Heizelementen nur eine relativ geringe Dampferzeugungskapazität möglich. Die Installation elektrischer Heizelemente innerhalb der Bohrung ist zudem äußerst kompliziert und kostenintensiv. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren bereitzustellen, das die Nachteile der im Stand der Technik beschriebenen Verfahren nicht oder nur in vermindertem Maße aufweist. Das Verfahren soll einfach und kostengünstig durchführbar sein und eine effiziente thermische Behandlung von unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten ermöglichen. Das Verfahren soll insbesondere auch zur thermischen Behandlung tiefliegender unterirdischer Kohlenwasserstofflagerstätten geeignet sein und die Förderung hochviskoser Erdöle ermöglichen. Das Verfahren soll zudem die Bildung von heißem Wasser oder Wasserdampf innerhalb der Bohrung ermöglichen.
Gelöst wird diese Aufgabe durch ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte umfassend die folgenden Schritte: a) Niederbringen einer Bohrung (1 ) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte, b) Installation eines Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ), wobei der Wärmetauscher (5) über mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) und mindestens einen Steigrohrstrang (8) mit einem Heizer (10) verbunden ist, wobei der Heizer (10) an der Oberfläche der unterirdischen
Kohlenwasserstofflagerstätte angeordnet ist, c) Injizieren eines flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) von dem Heizer (10) über den mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) in den Wärmetauscher (5) und Rückführung des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) aus dem
Wärmetauscher (5) über den mindestens einen Steigrohrstrang (8) zu dem Heizer (10), d) Übertragung von Wärme von dem Wärmetauscher (5) auf mindestens ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium in der Bohrung (1 ).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist außerdem ein Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte umfassend die folgenden Schritte: a) Niederbringen einer Bohrung (1 ) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte, b) Installation eines Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ), wobei der
Wärmetauscher (5) über mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) und mindestens einen Steigrohrstrang (8) mit einem Heizer (10) verbunden ist, wobei der Heizer (10) an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte angeordnet ist,
Injizieren eines flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) von dem Heizer (10) über den mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) in den Wärmetauscher (5) und Rückführung des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) aus dem Wärmetauscher (5) über den mindestens einen Steigrohrstrang (8) zu dem Heizer (10),
Übertragung von Wärme von dem Wärmetauscher (5) auf mindestens ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium in der Bohrung (1 ), wobei der Wärmetauscher (5) mit dem Vorschubrohrstrang (9) und dem Steigrohrstrang (8) über ein Übergangstück (16) verbunden ist.
15 Bezugszeichenliste:
1 Bohrung
1 a vertikaler Abschnitt der Bohrung 1
1 b horizontaler Abschnitt der Bohrung 1
20 3 Erdöl-führende Schicht der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte
4 Perforationsabschnitt
5 Wärmetauscher
5a zweiter Wärmetauscher
6 außenliegendes Stahlrohr
25 7 innenliegendes Stahlrohr
8 Steigrohrstrang
8a zweiter Steigrohrstrang
9 Vorschubrohrstrang
9a zweiter Vorschubrohrstrang
30 10 Heizer
1 1 Bohrlochkopf
1 1 a zweiter Bohrlochkopf
1 1 b dritter Bohrlochkopf
1 1 c vierter Bohrlochkopf
35 12 Pumpe (für Wärmeträger (WT))
13 Ringraum (zwischen innenliegendem und außenliegendem Stahlrohr 6;7)
14 Fließrichtung des erhitzen flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT)
15 Fließrichtung des abgekühlten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT)
16 Übergangsstück
40 17 schräger Kanal
18 zweiter schräger Kanal 19 Ringraum (zwischen Innenwand der Bohrung 1 und Außenwand des
Wärmetauschers 5)
20 Bohrlochverrohrung der Bohrung 1
21 Rohrstrang
22 Fließrichtung des Flutmittels (FM)
23 Pumpe (für Flutmittel (FM))
24 Parabolrinne
25 Absorberrohr
26 coiled tubing
27 coiled tubing
Unterirdische Kohlen wasserstofflagerstätten
Das erfindungsgemäße Verfahren kann prinzipiell in allen unterirdischen Lagerstätten angewendet werden, die Kohlenwasserstoffe enthalten. Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren jedoch in unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten angewendet. Unter unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten werden erfindungsgemäß Lagerstätten verstanden, die Erdgas und/oder Erdöl enthalten, das in einer dichten Lagerstättenmatrix eingeschlossen ist. Solche unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstoff- Lagerstätten weisen dabei im Allgemeinen vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eine Permeabilität von weniger als 10 mD auf. Unter unkonventionellen unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten werden darüber hinaus Lagerstätten verstanden, die Erdöl mit einer hohen Viskosität enthalten. Die Viskosität des Erdöls liegt dabei im Allgemeinen im Bereich von 10 bis 10 000 mPas. Die Viskosität wird dabei bei der Temperatur (TL) der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte gemessen. Die Viskosität von Schweröl oder Bitumen kann auch weit über 10 000 mPas liegen. Die Temperatur (TL) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens liegt dabei im Allgemeinen im Bereich von 8 bis 120°C, bevorzugt im Bereich von 8 bis 80°C und besonders bevorzugt im Bereich von 8 bis 50°C. Unkonventionelle unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätten sind beispielsweise Shale-Öl-Lagerstätten, Shale-Gas-Lagerstätten, Bitumen-Lagerstätten,
Schweröllagersätten oder Öl-Schiefer-Lagerstätten. In unkonventionellen Shale-Öl- Lagerstätten ist die Ölförderung im Allgemeinen erst nach einer thermischen Behandlung des Lagerstättengesteins (der Lagerstättenmatrix) möglich.
Unter dem Begriff „Kohlenwasserstoff' (Erdöl beziehungsweise Erdgas) wird erfindungsgemäß selbstverständlich nicht nur phasenreiner Kohlenwasserstoff verstanden. Dieser Begriff umfasst vielmehr auch übliche Emulsionen, beispielsweise aus Erdöl und Lagerstättenwasser. Kohlenwasserstoffe, die in den mit dem erfindungsgemäßen Verfahren entwickelten unterirdischen
Kohlenwasserstofflagerstätten enthalten sein können, sind beispielsweise Erdöl, Bitumen, Kerogene, Pyrobitumen, Pyrokerogene, Ölschiefer und Bitumenschiefer. Darüber hinaus werden unter dem Begriff „Kohlenwasserstoff' auch Stoffe verstanden, die gegebenenfalls bei der thermischen Behandlung aus den ursprünglich in der unterirdischen Kohlewasserstofflagerstätte vorhandenen Kohlenwasserstoffen gebildet werden.
Das Lagerstättenwasser wird auch als Formationswasser bezeichnet. Unter Lagerstätten- beziehungsweise Formationswasser wird vorliegend Wasser verstanden, das in der Lagerstätte ursprünglich vorhanden ist sowie Wasser, das durch Verfahrensschritte der sekundären und tertiären Erdölförderung sowie durch das erfindungsgemäße Verfahren in die unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätte eingebracht wurde.
Bevorzugt wird das erfindungsgemäße Verfahren zur thermischen Behandlung unterirdischer Erdöllagerstätten eingesetzt.
Die unterirdische Erdöllagerstätte umfasst im Allgemeinen eine Erdöl-führende Schicht (3). Unter dem Begriff „Erdöl-führende Schicht (3)" werden erfindungsgemäß genau eine Erdöl-führende Schicht (3) sowie zwei oder mehrere Erdöl-führende Schichten (3) verstanden. In unterirdischen Erdöllagerstätten sind im Allgemeinen mehrere Erdöl- führende Schichten (3) enthalten.
Die Erdöl-führenden Schichten (3) sind dabei im Allgemeinen durch Schichten, die kein Erdöl enthalten, voneinander getrennt. Die nicht Erdöl-führenden Schichten können dabei undurchlässig oder teilweise durchlässig sein. Die Schichten, die kein Erdöl enthalten, können dabei aus Ton, Sand oder anderen Mineralien aufgebaut sein. Die Mächtigkeit der Erdöl-führenden Schichten (3) sowie der dazwischen liegenden Schichten, die keine Kohlenwasserstoffe enthalten, kann in weiten Bereichen variieren. Die Mächtigkeit (Dicke) dieser Schichten liegt im Allgemeinen im Bereich von 10 cm bis 50 m.
Die unterirdische Erdöllagerstätte weist im Allgemeinen einen schichtartigen Aufbau auf, wobei die Schichtung im Allgemeinen horizontal verläuft. Für den Begriff „horizontal" gelten die nachfolgenden Ausführungen und Bevorzugungen in Bezug auf die Bohrung (1 ) entsprechend. Die Permeabilität der unterirdischen Erdöllagerstätte ist daher in horizontaler Richtung im Allgemeinen deutlich höher als in vertikaler Richtung.
Verfahrensschritt a) In Verfahrensschritt a) wird eine Bohrung (1 ) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte niedergebracht. Bevorzugt wird die Bohrung (1 ) in die Erdöl-führende Schicht (3) niedergebracht. Techniken zum Niederbringen von Bohrungen in unterirdischen Erdöllagerstätten sind dem Fachmann bekannt und werden beispielsweise in der EP 0 952 300 beschrieben. Die Bohrung (1 ) wird im Allgemeinen stabilisiert und abgedichtet. Dies kann beispielsweise durch eine Zementierung der Bohrlochwand der Bohrung (1 ) oder durch das Einbringen eines Futterrohrs (Bohrlochverrohrung (20)) in die Bohrung (1 ) erfolgen.
In Verfahrensschritt a) kann genau eine Bohrung (1 ) in die Erdöl-führende Schicht (3) der unterirdischen Erdöllagerstätte niedergebracht werden. Darüber hinaus ist es auch möglich, in Verfahrensschritt a) zwei oder mehrere Bohrungen (1 ) in die unterirdische Erdöllagerstätte niederzubringen.
Die Bohrung (1 ) kann als vertikale, horizontale oder abgelenkte Bohrung ausgestaltet sein. Bevorzugt wird als Bohrung (1 ) eine abgelenkte Bohrung niedergebracht.
Unter vertikal werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Bohrungen (1 ) verstanden, die genau der Lotrichtung folgen, sondern auch Bohrungen (1 ), die bis zu maximal 40 ° bevorzugt um bis zu maximal 25 ° und besonders bevorzugt maximal 15 ° von der Lotrichtung abweichen. Unter horizontal werden erfindungsgemäß Bohrungen (1 ) verstanden, die bis zu maximal 30° von der Horizontebene abweichen. Die Abweichung kann dabei positiv sein, in diesem Fall weist die horizontale Bohrung (1 ) eine positive Steigung, in Richtung der Erdoberfläche, auf. Die Abweichung von der Horizontebene kann auch negativ sein, in diesem Fall weist die horizontale Bohrung (1 ) eine negative Steigung, in Richtung des Erdmittelpunkts, auf. Die horizontale Bohrung (bzw. der horizontale Abschnitt (1 b) der abgelenkten Bohrung) (1 ) kann somit um maximal +/- 30 ° bevorzugt um maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Horizontebene abweichen.
Im Fall einer abgelenkten Bohrung (1 ) weist die Bohrung (1 ) einen vertikalen Abschnitt (1 a) und einen horizontalen Abschnitt (1 b) auf, wobei diese Abschnitte durch einen gebogenen Abschnitt miteinander verbunden sind. Für den vertikalen Abschnitt (1 a) und den horizontalen Abschnitt (1 b) der Bohrung (1 ) gelten die vorgenannten Definitionen in Bezug auf horizontal und vertikal entsprechend.
Bevorzugt handelt es sich bei der Bohrung (1 ) um eine abgelenkte Bohrung. Der horizontale Abschnitt (1 b) der Bohrung (1 ) wird dabei bevorzugt in eine Erdöl-führende Schicht (3) der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte niedergebracht. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist der horizontale Abschnitt (1 b) der Bohrung (1 ) in der Erdöl-führenden Schicht (3) parallel zur Ebene der Erdöl-führenden Schicht (3) angeordnet. Unter „parallel" wird erfindungsgemäß nicht nur eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts (1 b) der Bohrung (1 ) verstanden, die genau parallel zur Ebene der Erdöl-führenden Schicht (3) verläuft, sondern auch eine Ausrichtung des horizontalen Abschnitts (1 b) der Bohrung (1 ), die um maximal +/- 30 ° bevorzugt um maximal +/- 20 ° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10 ° von der Ebene der Erdöl-führenden Schicht (3) abweicht. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Bohrung (1 ) eine abgelenkte Bohrung ist, die einen vertikalen Abschnitt (1 a) und einen horizontalen Abschnitt (1 b) umfasst, wobei der horizontale Abschnitt (1 b) in der Erdölführenden Schicht (3) und parallel zu dieser angeordnet ist. In einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung weist die Bohrung (1 ) einen vertikalen Abschnitt (1 a), einen horizontalen Abschnitt (1 b) und einen weiteren vertikalen Abschnitt (1 a) auf, der zur Erdoberfläche zurückführt. In dieser Ausführungsform führt die Bohrung (1 ) somit von der Erdoberfläche über den ersten vertikalen Abschnitt (1 a) und den horizontalen Abschnitt (1 b) über den weiteren vertikalen Abschnitt (1 a) zur Erdoberfläche zurück.
Um die hydrodynamische Kommunikation zwischen der Bohrung (1 ) und der Erdölführenden Schicht (3) zu gewährleisten, wird in einer bevorzugten Ausführungsform ein Teil der Bohrung (1 ) in Verfahrensschritt a) perforiert, wodurch ein Perforationsabschnitt (4) erzeugt wird.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird in Verfahrensschritt a) somit nach Niederbringung der Bohrung (1 ) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte, bevorzugt in die Erdöl-führende Schicht (3) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte, ein Abschnitt der Bohrung (1 ) perforiert, unter Erhalt eines Perforationsabschnitts (4).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren bei dem in Verfahrensschritt a) ein Abschnitt der Bohrung (1 ) perforiert wird unter Erhalt eines Perforationsabschnitts (4).
Der Perforationsabschnitt (4) ist bevorzugt in der Erdöl-führenden Schicht (3) angeordnet. Die Länge des Perforationsabschnitts (4) kann in weiten Bereichen variieren. Für den Fall einer vertikalen Bohrung (1 ) liegt die Länge des Perforationsabschnitts (4) im Allgemeinen im Bereich von 1 m bis 100 m. Die Länge des Perforationsabschnitts (4) entspricht normalerweise der Mächtigkeit der Erdölführenden Schicht (3). Für den Fall, dass der Perforationsabschnitt (4) im horizontalen Bereich (1 b) der Bohrung (1 ) angeordnet ist, ist die Länge des Perforationsabschnitts (4) nicht durch die Mächtigkeit der Erdöl-führenden Schicht (3) begrenzt. In dieser Ausführungsform kann die Länge des Perforationsabschnitts (4) ebenfalls im Bereich von 1 bis 100 m liegen. Darüber hinaus kann die Länge auch wesentlich über 100 m liegen, beispielsweise im Bereich von > 100 bis 1000 m.
Das Perforieren zu Ausbildung des Perforationsabschnitts (4) kann durch an sich bekannte Verfahren erfolgen. Bevorzugt kommt hierbei die Kugelperforation zum Einsatz, wie sie beispielsweise in der RU 2 358 100 beschrieben ist. Für den Fall, dass die Bohrung (1 ) mit einer Bohrlochverrohrung (20) stabilisiert ist, wird auch die Bohrlochverrohrung (20) perforiert.
Der Perforationsabschnitt (4) ist bevorzugt in einer Erdöl-führenden Schicht (3) angeordnet. Für den Fall, dass die unterirdische Erdöllagerstätte mehrere Erdöl- führenden Schichten (3) aufweist, die durch nicht Erdöl-führende Schichten voneinander getrennt sind, erstreckt sich im Fall einer vertikalen Bohrung (1 ) der Perforationsabschnitt (4) bevorzugt durch sämtliche Erdöl-führenden Schichten (3) und durch sämtliche nicht Erdöl-führenden Schichten. Für den Fall, dass die Bohrung (1 ) als abgelenkte Bohrung ausgestaltet ist, ist der Perforationsabschnitt (4) bevorzugt im horizontalen Abschnitt (1 b) der Bohrung (1 ) angeordnet.
Darüber hinaus ist es möglich, den Umgebungsbereich des Perforationsabschnitts (4) durch die Ausbildung von Frackspalten zu zerklüften, um die hydrodynamische Kommunikation zwischen der Bohrung (1 ) und der Erdöl-führenden Schicht (3) weiter zu verbessern. Zur Ausbildung von Frackspalten kommt bevorzugt das sogenannte „hydraulic fracturing" zum Einsatz. Hierbei wird durch die Perforationsöffnungen des Perforationsabschnitts (4) eine Frackflüssigkeit (FL) mit einem Druck injiziert, der oberhalb der minimalen örtlichen Gesteinsbeanspruchung in der Umgebung des Perforationsabschnitts (4) liegt.
Verfahrensschritt b) In Verfahrensschritt b) wird ein Wärmetauscher (5) in der Bohrung (1 ) installiert, der über mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) und mindestens einen Steigrohrstrang (8) mit einem Heizer (10) verbunden ist, der an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstoff-Lagerstätte angeordnet ist. Für die Ausgestaltung des Wärmetauschers (5), des Vorschubrohrstrangs (9) und des Steigrohrstrangs (8) können alle bekannten geometrischen Anordnungen angewendet werden. Bevorzugte Ausführungsformen zur Installation des Wärmetauschers (5) werden nachfolgend beschrieben. Unter dem Begriff „mindestens ein Vorschubrohrstrang (9)" werden erfindungsgemäß sowohl genau ein Vorschubrohrstrang (9) als auch zwei oder mehrere Vorschubrohrstränge (9) verstanden. Der Einsatz von zwei oder mehreren Vorschubrohrsträngen (9) ist technisch zwar möglich, führt jedoch zu höheren Kosten und einem höheren Aufwand bei der Installation des Wärmetauschers (5). In einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung umfasst die Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) somit nur einen Vorschubrohrstrang (9). Unter dem Begriff „mindestens ein Steigrohrstrang (8)" werden erfindungsgemäß sowohl genau ein Steigrohrstrang (8) als auch zwei oder mehrere Steigrohrstränge (8) verstanden. Die Installation von zwei oder mehreren Steigrohrsträngen (8) ist technisch zwar möglich, jedoch wie vorstehend beschrieben mit einem höheren Installationsaufwand und somit mit Mehrkosten verbunden. In einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung umfasst die Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) somit nur einen Steigrohrstrang (8).
In der einfachsten Ausführungsform sind Vorschubrohrstrang (9), Steigrohrstrang (8) und Wärmetauscher (5) als einfacher Rohrstrang ausgestaltet, der in der Bohrung (1 ) installiert wird. Für den Fall, dass Vorschubrohrstrang (9) und der Steigrohrstrang (8) nicht isoliert sind, bildet die Gesamtheit aus Vorschubrohrstrang (9), Wärmetauscher (5) und Steigrohrstrang (8) den eigentlichen Wärmetauscher (5). Die Länge des Wärmetauschers (5) entspricht bei dieser Ausführungsform der Gesamtlänge des in der Bohrung (1 ) installierten Rohrstrangs, das heißt der Summe der Längen des Vorschubrohrstrangs (9), des Wärmetauschers (5) und des Steigrohrstrangs (8).
Um Wärmeverluste des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) zu minimieren, können der Vorschubrohrstrang (9) und/oder der Steigrohrstrang (8) isoliert werden. Als Isolationsmaterialien können hierbei alle bekannten Materialien mit wärmedämmenden Eigenschaften eingesetzt werden. Die Isolierung des Vorschubrohrstrangs (9) sowie des Steigrohrstrangs (8) kann hierbei durch eine Ummantelung des Vorschubrohrstrangs (9) und/oder des Steigrohrstrangs (8) erfolgen. Für den Fall einer Isolierung sind vakuumisolierte Rohrstränge besonders bevorzugt. In dieser Ausführungsform wird der Wärmetauscher (5) durch den nicht isolierten Teil des Rohrstrangs gebildet.
Ausführungsformen, bei denen der Vorschubrohrstrang (9), der Wärmetauscher (5) und der Steigrohrstrang (8) als einfacher Rohrstrang ausgestaltet sind, der in der Bohrung (1 ) installiert wird, sind exemplarisch in den Figuren 10, 1 1 und 12 dargestellt, die nachfolgend detailliert beschrieben werden. Figur 10 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Erdöllagerstätte, bei dem die Bohrung (1 ) als abgelenkte Bohrung ausgestaltet ist. Im horizontalen Abschnitt (1 b) der Bohrung (1 ), der in der Erdöl-führenden Schicht (3) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte angeordnet ist, wurde der Perforationsabschnitt (4) erzeugt. In der Bohrung (1 ) wurde nachfolgend der Wärmetauscher (5) installiert. Der Wärmetauscher (5) ist hierbei als einfacher Rohrstrang ausgestaltet, der schlaufenförmig in die Bohrung (1 ) eingeführt wurde. Der Vorschubstrang (9) ist in dieser Ausführungsform isoliert, um vorzeitige Wärmeverluste des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) zu verhindern. In einem Abstand im Bereich von 1 bis 100 m vor Beginn des Perforationsabschnitts (4) ist der Rohrstrang nicht mehr isoliert. Dieser nicht isolierte Bereich des Rohrstrangs dient als Wärmetauscher (5). Der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird in Verfahrensschritt c) injiziert und über die Schlaufe im Endbereich des Perforationsabschnitts (4) durch den Rohrstrang zurück an die Oberfläche geführt. In Verfahrensschritt d) kann der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) somit Wärme auf ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium innerhalb der Bohrung (1 ) übertragen. In der Ausführungsform gemäß Figur 10 ist der Steigrohrstrang (8) nicht isoliert, so dass der Steigrohrstrang (8) gleichzeitig als Wärmetauscher (5) fungiert. Bei der Ausführungsform gemäß Figur 10 wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) somit vom Bohrlochkopf (1 1 ) der Bohrung (1 ) über den Vorschubstrang (9) injiziert und über den schlaufenförmigen Abschnitt zum Bohrlochkopf (1 1 ) der Bohrung (1 ) rückgeführt. An der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte sind sowohl Vorschubrohrstrang (9) als auch Steigrohrstrang (8) mit einem Heizer (10) verbunden, durch den der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) erwärmt wird. Darüber hinaus können gegebenenfalls eine oder mehrere Pumpen (12) installiert werden, um den flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT) über einen geschlossenen Kreislauf vom Bohrlochkopf (1 1 ) über den Vorschubrohrstrang (9), den Wärmetauscher (5) und den Steigrohrstrang (8) zum Bohrlochkopf (1 1 ) zurückzuführen.
Figur 1 1 zeigt einen vertikalen Schnitt durch eine unterirdische Erdöllagerstätte, bei der die Bohrung (1 ; nicht eingezeichnet) als doppelt abgelenkte Bohrung ausgestaltet ist, die von der Oberfläche kommend durch die Erdöl-führende Schicht (3) der unterirdischen Erdöllagerstätte zur Erdoberfläche zurückgeführt wird. In der Bohrung (1 ) wird nachfolgend ein Rohrstrang installiert, der vom Bohrlochkopf (1 1 ) bis zum zweiten Bohrlochkopf (1 1 a) führt. Der Rohrstrang umfasst dabei einen ersten isolierten Teil, der als Vorschubrohrstrang (9) dient, einen nicht isolierten Teil, der als Wärmetauscher (5) dient, und einen zweiten isolierten Teil, der als Steigrohrstrang (8) dient.
Über einen Heizer (10) und die Pumpe (12) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) über den Bohrlochkopf (1 1 ) in den Rohrstrang injiziert. Der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) gelangt über den isolierten Vorschubrohrstrang (9) zum nicht isolierten Rohrstrang, der als Wärmeträger (5) fungiert. Vom Wärmetauscher (5) gelangt der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) über den isolierten Steigrohrstrang (8) zu dem zweiten Bohrlochkopf (1 1 a). Der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird nachfolgend vom zweiten Bohrlochkopf (1 1 a) obertage zum Heizer (10) rückgeführt. Im Heizer (10) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) erneut erwärmt und über die Pumpe (12) zum Bohrlochkopf (1 1 ) weitergeleitet und erneut in den Rohrstrang injiziert. Hierdurch entsteht ein geschlossener Kreislauf, in dem der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) zirkuliert. Im horizontalen Abschnitt (1 b) der doppelt abgelenkten Bohrung (1 ) befindet sich in einer bevorzugten Ausführungsform ebenfalls ein Perforationsabschnitt (4; nicht eingezeichnet). In einer bevorzugten Ausführungsform wird der einfache Rohrstrang, umfassend Vorschubrohrstrang (9), Wärmetauscher (5) und Steigrohrstrang (8), in eine doppelt abgelenkte Bohrung (1 ) eingeführt.
Bei dieser Ausführungsform bildet sich zwischen der Außenwand des Rohrstrangs, der den Vorschubrohrstrang (9), den Wärmetauscher (5) und den Steigrohrstrang (8) ausbildet und der Innenwand der Bohrung (1 ) ein Ringraum (19), durch den in Verfahrensschritt d) ein Flutmittel (FM) injiziert werden kann. Die Bohrung (1 ), in der der Rohrstrang, der den Vorschubrohrstrang (9), den Wärmetauscher (5) und den Steigrohrstrang (8) umfasst, installiert ist, ist in Figur 1 1 nicht eingezeichnet.
Figur 12 zeigt einen vertikalen Schnitt durch eine unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte. Figur 12 unterscheidet sich von der Ausführungsform gemäß Figur 1 1 dadurch, dass die Rückführung des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) untertage erfolgt.
Vom Bohrlochkopf (1 1 ) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) über den Vorschubrohrstrang (9), den Wärmetauscher (5) und den Steigrohrstrang (8) zum zweiten Bohrlochkopf (1 1 a) transportiert. Vom zweiten Bohrlochkopf (1 1 a) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) zum dritten Bohrlochkopf (1 1 b) transportiert und von dort aus über den zweiten Vorschubrohrstrang (9a) und den zweiten Wärmetauscher (5a) über den zweiten Steigrohrstrang (8a) zum vierten Bohrlochkopf (1 1 c) transportiert. Vom vierten Bohrlochkopf (1 1 c) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) zum Bohrlochkopf (1 1 ) weitergeleitet, wodurch ein geschlossener Kreislauf für die Zirkulation des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) entsteht. Auch bei der Ausführungsform gemäß Figur 12 können zur Unterstützung der Zirkulation des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) ein oder mehrere Pumpen (12) eingesetzt werden.
In einer bevorzugten Ausführungsform ist vor dem Bohrlochkopf (1 1 ) und vor dem zweiten Bohrlochkopf (1 1 a) jeweils ein Heizer (10) installiert. Auch bei der Ausführungsform gemäß Figur 12 sind die beiden Rohrstränge, die als Vorschubrohrstrang (9), Wärmetauscher (5) und Steigrohrstrang (8) sowie als zweiten Vorschubrohrstrang (9a), zweiten Wärmetauscher (5a) und zweiten Steigrohrstrang (8a) dienen, jeweils in einer Bohrung (1 ) installiert (nicht eingezeichnet), wobei sich zwischen der Innenwand der Bohrung (1 ) und der Außenwand des Rohrstrangs jeweils ein Ringraum (19) bildet, durch den in Verfahrensschritt d) ein Flutmittel (FM) injiziert werden kann.
In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform umfasst die Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) gemäß Verfahrensschritt b) ein außenliegendes Stahlrohr (6), das am Ende geschlossen ist. Unter „Ende" wird vorliegend die vom Bohrlochkopf (1 1 ) entfernteste Stelle des außenliegenden Stahlrohrs (6) verstanden. In dem außenliegenden Stahlrohr (6) ist ein innenliegendes Stahlrohr (7) koaxial zum außenliegenden Stahlrohr (6) angeordnet. Das Ende des innenliegenden Stahlrohrs (7) ist offen. Zwischen der Außenwand des innenliegenden Stahlrohrs (7) und der Innenwand des außenliegenden Stahlrohrs (6) bildet sich der Ringraum (13).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) ein außenliegendes Stahlrohr (6), das am Ende geschlossen ist, und ein innenliegendes Stahlrohr (7), das am Ende offen ist und koaxial in dem außenliegenden Stahlrohr (6) angeordnet ist, umfasst, wobei sich zwischen der Außenwand des innenliegenden Stahlrohrs (7) und der Innenwand des außenliegenden Stahlrohrs ein Ringraum (13) ausbildet.
Figur 3 zeigt eine Ausschnittvergrößerung (vertikaler Schnitt) des Endabschnitts einer vertikalen Bohrung (1 ). Im Bereich der Erdöl-führenden Schicht (3) ist der Perforationsabschnitt (4) ausgebildet. Gemäß Verfahrensschritt b) wurde ein Wärmetauscher (5) installiert. Das innenliegende Stahlrohr (7) fungiert bei dieser Ausführungsform als Vorschubrohrstrang (9). Der Ringraum (13) zwischen der Außenwand des innenliegenden Stahlrohrs (7) und der Innenwand des außenliegenden Stahlrohrs (6) fungiert als Steigrohrstrang (8).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das innenliegende Stahlrohr (7) als Vorschubrohrstrang (9) und der Ringraum (13) als Steigrohrstrang (8) dient.
Um Wärmeverlust des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) zu vermeiden, können das außenliegende Stahlrohr (6) und/oder das innenliegende Stahlrohr (7) isoliert werden. In dieser Ausführungsform wird der Wärmetauscher (5) durch den nicht isolierten Teil des außenliegenden Stahlrohrs (6) und des innenliegenden Stahlrohrs (7) ausgebildet. Für den Fall, dass das außenliegende Stahlrohr (6) und/oder das innenliegende Stahlrohr (7) nicht isoliert sind, wird der Wärmetauscher (5) durch die gesamte Länge des außenliegenden Stahlrohrs (6) und des innenliegenden Stahlrohrs (7) ausgebildet.
Die Gesamtlänge des Wärmetauschers (5) kann in weiten Bereichen variieren. Die Länge des Wärmetauschers (5) kann wesentlich größer sein als die Länge des perforierten Bohrlochabschnitts (4). Die Länge des Wärmetauschers kann beispielsweise 5 bis 100 m betragen.
Unter dem Wärmetauscher (5) wird in dieser Ausführungsform der Bereich des außenliegenden Stahlrohrs (6) verstanden, der keine Isolierung aufweist. Wie vorstehend beschrieben, ist eine Isolierung des außenliegenden Stahlrohrs (6) nicht zwingend erforderlich. Für den Fall, dass das außenliegende Stahlrohr (6) keine Isolierung aufweist, wird der Wärmetauscher (5) durch die gesamte Länge des außenliegenden Stahlrohrs (6) ausgebildet.
In Figur 3 dient das innenliegende Stahlrohr (7) als Vorschubrohrstrang (9) und der Ringraum (13) dient als Steigrohrstrang (8). Die Fließrichtung des flüssigen, wasserfreien Wärmetauschers (WT) ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 14 und 15 gekennzeichnet.
Figur 4 zeigt ebenfalls einen Ausschnittvergrößerung eines vertikalen Schnitts durch den Endabschnitt der vertikalen Bohrung (1 ). Figur 4 unterscheidet sich von der vorstehenden Ausführungsform gemäß Figur 3 dadurch, dass der Ringraum (13) als Vorschubstrang (9) fungiert und das innenliegende Stahlrohr (7) als Steigrohrstrang (8) fungiert. In Figur 4 ist die Fließrichtung des flüssigen, wasserfreien Wärmetauschers (WT) durch die Pfeile mit den Bezugszeichen 14 und 15 gekennzeichnet.
Die Ausführungsform gemäß Figur 4 kann für den Fall eines nicht isolierten Steigrohrstrangs (8) und eines nicht isolierten Vorschubrohrstrangs (9) zu größeren Wärmeverlusten, im Vergleich zu der Ausführungsform gemäß Figur 3, führen. Eine besonders bevorzugte Ausführungsform ist in Figur 5 dargestellt. Figur 5 zeigt einen vertikalen Schnitt des Endabschnitts der Bohrung (1 ). In dieser Ausführungsform wird der Vorschubrohrstrang (9) durch ein innenliegendes Stahlrohr (7) ausgebildet. Der Steigrohrstrang (8) wird durch den Ringraum (13) zwischen der Außenwand des innenliegenden Stahlrohres (7) und der Innenwand eines außenliegenden Stahlrohres (6) ausgebildet. Vorschubrohrstrang (9) und Steigrohrstrang (8) sind hierbei mit dem Wärmetauscher (5) über ein Übergangsstück (16) verbunden. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Wärmetauscher (5) mit dem Vorschubrohrstrang (9) und dem Steigrohrstrang (8) über ein Übergangstück (16) verbunden ist. Eine perspektivische Darstellung des Übergangsstücks (16) ist in Figur 6 dargestellt. Das Übergangsstück (16) umfasst einen schrägen Kanal (17) der den Vorschubrohrstrang (9) mit dem Ringraum (13) des Wärmetauschers (5) verbindet. Darüber hinaus weist das Übergangsstück (16) einen zweiten schrägen Kanal (18) auf, der den Ringraum (13), der als Vorschubrohrstrang (9) dient, mit dem innenliegenden Stahlrohr (7) des Wärmetauschers (5) verbindet.
Die in Figur 5 dargestellte Variante ist aus wärmetechnischer Sicht optimal. Durch sie wird garantiert, dass der Wärmeverlust beim Transport des erhitzen flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) vom Heizer (10) bis zum Wärmetauscher (5) minimal ist. Über das Übergangsstück (16) gelangt der erhitzte flüssige wasserfreie Wärmetauscher (WT) in den Ringraum (13) des Wärmetauschers (5). Hierdurch wird eine maximale Wärmeabgabe des erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) in Verfahrensschritt d) ermöglicht, da der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) an der, der Bohrung (1 ) zugewandten Innenseite des Wärmetauschers (5) entlang geführt wird. Der flüssige, wasserfreie Wärmetauscher wird somit an der Innenseite des außenliegenden Stahlrohrs (6) entlang geführt. Die Rückführung des abgekühlten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) zur Erdoberfläche erfolgt bei dieser Ausführungsform durch das innenliegende Stahlrohr (7) des Wärmetauschers (5). Der abgekühlte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird durch das Übergangsstück (16) in den Ringraum (13), der als Steigrohrstrang (8) dient, umgeleitet. Hierdurch kann der abgekühlte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) den innenliegenden Vorschubrohrstrang (9) isolieren. Hierdurch wird der Wärmeverlust beim Transport des erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) vom Heizer (10) durch den Vorschubrohrstrang (9) zum Wärmetauscher (5) minimiert.
Durch das Übergangsstück (16) gelangt der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in direkten Kontakt mit dem außenliegenden Stahlrohr (6) des Wärmetauschers (5). Hierdurch wird die Wärmeübertragung vom flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT) auf mindestens ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium in Verfahrensschritt d) optimiert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das Übergangstück (16) einen schrägen Kanal (17) umfasst, der den Vorschubrohrstrang (9) mit dem Ringraum (13) des Wärmetauschers (5) verbindet, und bei dem das Übergangsstück (16) einen zweiten schrägen Kanal (18) umfasst, der den Steigrohrstrang (8) mit dem innenliegenden Stahlrohr (6) des Wärmetauschers (5) verbindet.
Figur 8 zeigt eine Ausführungsform, bei der als Vorschubrohrstrang (9) ein sogenanntes„coiled tubing" (26) eingesetzt wird. Der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird hierbei über das coiled tubing (26) zum Wärmetauscher (5) transportiert. Die Rückführung des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) erfolgt ebenfalls über ein coiled tubing (27), das in dieser Ausführungsform als Steigrohrstrang (8) dient. Für den Anschluss des coiled tubing (26), das als Vorschubrohrstrang (9) dient und das coiled tubing (27), das als Steigrohrstrang (8) dient, gelten die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen entsprechend.
Der Einsatz von coiled tubings (26; 27) wird bevorzugt in Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte eingesetzt, die nur relativ kurze Zeit benötigen. Beispielsweise zur Stimulierung der Bohrung (1 ) als sogenannter„Bohrlochwärmetauscher". Die Ausführungsform gemäß Figur 8 kann für thermische Behandlungen eingesetzt werden, die beispielsweise eine Zeitdauer von einer Stunde bis fünf Tage benötigen. Die coiled tubings (26;27) sind im Allgemeinen aus hochwertigem Stahl gefertigt, so dass sie den hohen Temperaturen des eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) standhalten. In der Ausführungsform gemäß Figur 8 umfasst der geschlossene Kreislauf des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) somit das coiled tubing (26) den Wärmetauscher (5) und das coiled tubing (27). Vom coiled tubing (27) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) im Allgemeinen über einen Heizer (10) zum coiled tubing (26) rückgeführt und erneut zum Wärmetauscher (5) weitergeleitet.
Die Figuren 1 und 2 zeigen bevorzugte Anordnungen des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ). Vorschubrohrstrang (9) und Steigrohstrang (8) sind hierbei vereinfacht als Rohstrang (21 ) dargestellt. Für die Figuren 1 und 2 gelten die vorstehenden gemachten Ausführungen und Bevorzugungen entsprechend. Figur 1 zeigt eine vertikale Bohrung (1 ). Figur 2 zeigt eine abgelenkte Bohrung (1 ), die einen vertikalen Abschnitt (1 a) und einen horizontalen Abschnitt (1 b) umfasst.
Verfahrensschritt c)
In Verfahrensschritt c) wird ein flüssiger, wasserfreier Wärmeträger (WT) eingesetzt.
Unter„wasserfrei" wird erfindungsgemäß verstanden, dass der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) im Allgemeinen weniger als 5 Gew.-%, bevorzugt weniger als 2 Gew.-%, besonders bevorzugt weniger als 1 Gew.-% und insbesondere bevorzugt weniger als 0,5 Gew.-% Wasser enthält, jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des in Verfahrensschritt c) eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT). Der in Verfahrensschritt c) injizierte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) weist im Allgemeinen einen Siedepunkt, gemessen bei Normaldruck, von mindestens 150 °C, bevorzugt mindestens 200°C und besonders bevorzugt von mindestens 250 °C auf. Unter„Normaldruck" wird erfindungsgemäß ein Druck von 1 ,000 bar verstanden. Der Siedepunkt des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) liegt im Allgemeinen im Bereich von 150 bis 500 °C, bevorzugt im Bereich von 200 bis 500 °C und besonders bevorzugt im Bereich von 250 bis 500 °C, jeweils gemessen bei Normaldruck. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) einen Siedepunkt gemessen bei Normaldruck im Bereich von 150 bis 500 °C aufweist.
Der in Verfahrensschritt c) eingesetzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) hat den Vorteil, dass er drucklos auf hohe Temperaturen erwärmt werden kann. Dies hat gegenüber den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, bei denen Wasserdampf als Wärmeträger eingesetzt wird, den Vorteil, dass drucklos hohe Temperaturen erreicht werden können. Die Vorteile des im Verfahrensschritt c) erfindungsgemäß eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) sind in Figur 9 dargestellt. Figur 9 zeigt die Druckabhängigkeit der Temperatur von Wasser und dem erfindungsgemäß eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT). Aus Figur 9 ist ersichtlich, dass zum Erreichen von Temperaturen oberhalb 100 °C beim Einsatz von Wasser als Wärmeträger, Wasserdampf unter hohem Druck eingesetzt werden muss. Zum Erreichen von Temperaturen von beispielsweise 320 °C sind beim Einsatz von Wasser als Wärmeträger Drücke im Bereich von deutlich oberhalb 100 bar notwendig. Mit dem erfindungsgemäß eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT) kann diese Temperatur problemlos auch drucklos erreicht werden. Ein weiterer Vorteil des erfindungsgemäß eingesetzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) gegenüber Wasser beziehungsweise Wasserdampf als Wärmeträger, ist die deutlich geringere Korrosionsneigung des erfindungsgemäß eingesetzten Wärmeträgers (WT). Erfindungsgemäß können alle bekannten flüssigen wasserfreien Wärmeträger (WT) eingesetzt werden, die die vorstehend beschriebenen Bedingungen erfüllen.
Bevorzugt wird als Wärmeträger (WT) mindestens ein Wärmeträger (WT) ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Mineralölen, Silikonölen, hydrierten Mineralölen, Polyglykolen und Aromaten, eingesetzt. Geeignete Wärmeträger (WT), die aus den vorstehend beschriebenen Stoffgruppen ausgewählt sind, sind dem Fachmann prinzipiell bekannt. Die vorstehend beschriebenen Wärmeträger (WT) werden auch als Thermoöle bezeichnet. Die Begriffe „Wärmeträger (WT)" und „Thermoöl" werden nachfolgend synonym gebraucht.
Ein besonders gut geeigneter flüssiger, wasserfreier Wärmeträger (WT) ist ein eutektisches Gemisch aus 73,5 Gew.-% Diphenyloxid und 26,5 Gew.-% Diphenyl, bezogen auf das Gesamtgewichts des eutektischen Gemischs. Diphenyloxid wird auch als Diphenylether bezeichnet. Diphenyl wird auch als Biphenyl oder Phenylbenzol bezeichnet. Das vorstehend beschriebene eutektische Gemisch ist beispielsweise unter der Produktbezeichnung THERMI NOL® VP-1 der Firma FRAGOL erhältlich. Die Dichte des eutektischen Gemischs bei 20 °C beträgt 1 ,064 kg/m3. Die kinematische Viskosität bei 40 °C beträgt 2,48 mm2/s. Der Siedebeginn (bei Normaldruck) des eutektischen Gemischs liegt bei 257 °C. Das eutektische Gemisch kann in weiten Temperaturbereichen eingesetzt werden, das heißt im Bereich von 12 °C bis 400 °C. Das eutektische Gemisch ist zudem aus ökologischer Sicht vorteilhaft, da es die Wassergefährdungsklasse I I aufweist.
Gemäß Verfahrensschritt c) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in einem Heizer (10) erwärmt und nachfolgend über den Vorschubrohrstrang (9) in den Wärmetauscher (5) geleitet.
Als Heizer (10) können alle im Stand der Technik beschriebenen Heizer eingesetzt werden. Geeignete Heizer (10) sind beispielsweise elektrische Heizer sowie Heizer, die durch Verbrennung fossiler Brennstoffe erhitzt werden. In einer bevorzugten Ausführungsform handelt es sich bei dem Heizer (10) um ein Sonnenkraftwerk, wie beispielsweise ein Parabolspiegel oder eine Parabolrinne. Diese Ausführungsform ist in Figur 7 dargestellt.
Bei der Ausführungsform gemäß Figur 7 ist der Heizer (10) durch eine Anordnung ausgestaltet, die eine Parabolrinne (24) und ein Absorberrohr (25) umfasst. Die Parabolrinne (24) bündelt die Sonnenstrahlen und erwärmt den flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT), der durch das Absorberrohr (25) geleitet wird. Der erwärmte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird entlang der Fließrichtung (14) über die Pumpe (12) zum Bohrlochkopf (1 1 ) geleitet. Vom Bohrlochkopf (1 1 ) wird der erwärmte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) zum Wärmetauscher (5) weitergeleitet, durch den er gemäß Verfahrensschritt d) Wärme überträgt. Nachfolgend wird der abgekühlte flüssige wasserfreie Wärmetauscher (WT) entlang der Fließrichtung (15) über den Bohrlochkopf (1 1 ) zum Absorberrohr (25) zurückgeleitet, worin er erneut erwärmt wird.
Im Heizer (10) wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) erwärmt unter Erhalt eines erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT). Der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird im Heizer (10) im Allgemeinen Temperaturen im Bereich von 150 bis 400 °C, bevorzugt im Bereich von 200 bis 400 °C und besonders bevorzugt im Bereich von 250 bis 400 °C erhitzt. Der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) kann selbstverständlich auch auf höhere Temperaturen erwärmt werden. Hierzu ist jedoch im Allgemeinen das Erhitzen unter Druck erforderlich.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in dem Heizer (10) auf eine Temperatur im Bereich von 150 bis 400 °C erhitzt wird.
Der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird vom Heizer (10) über den Vorschubrohrstrang (9) zum Wärmetauscher (5) geleitet. Um die Zirkulation des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) zu verbessern, können zusätzlich eine oder mehrere Pumpen (12) eingesetzt werden. Im Wärmetauscher (5) überträgt der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) Wärme an die Umgebung unter Erhalt eines abgekühlten flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT). Dieser abgekühlte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) wird nachfolgend vom Wärmetauscher (5) über den Steigrohrstrang (8) zur Oberfläche, bevorzugt zum Heizer (10) zurückgeleitet.
Für den Fall, dass eine Pumpe (12) eingesetzt wird, wird diese nur zur Anregung der Zirkulation des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) benutzt. Hierzu sind nur minimale Drücke notwendig, so dass in dem geschlossenen Kreislauf, durch den der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) zirkuliert, Drücke herrschen, die im Allgemeinen 10 bar nicht überschreiten. Bevorzugt liegt der Druck innerhalb des geschlossenen Kreislaufs bei Drücken < 5 bar, bevorzugt bei Drücken < 2 bar.
Die Temperaturdifferenz zwischen erhitztem flüssigem, wasserfreiem Wärmeträger (WT) bei Eintritt in den Wärmetauscher (5) zur Temperatur des abgekühlten flüssigen, wasserfreien Wärmetauschers (WT) bei Austritt aus dem Wärmetauscher (5) liegt im Allgemeinen im Bereich von 10 bis 200 °C. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass die Temperatur des flüssigen wasserfreien Wärmetauschers (WT) nach Durchgang durch den Wärmetauscher (5) im Allgemeinen um 10 bis 200 °C niedriger liegt.
Für den Fall, dass als Vorschubrohrstrang (9) ein isolierter Vorschubrohrstrang (9), bevorzugt ein Vakuum-isolierter Vorschubrohrstrang (9), eingesetzt wird, ist der Wärmeverlust beim Zuleiten des erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) von dem Heizer (1 ) zu dem Wärmetauscher (5) minimal. Die Temperaturreduktion des erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) liegt hierbei im Allgemeinen bei 20 bis 30 °C pro 1000 m Länge des Vorschubrohrstrangs (9), bevorzugt des Vakuumisolierten Vorschubrohrstrangs (9). Aufgrund der äußerst geringen Wärmeverluste kann das erfindungsgemäße Verfahren auch zur thermischen Behandlung von unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten, bevorzugt unterirdische Erdöllagerstätten, eingesetzt werden, die in Tiefen von > 1000 m lagern. So kann das erfindungsgemäße Verfahren beispielsweise in Erdöllagerstätten eingesetzt werden, die Erdöl-führende Schichten (3) aufweist, die in Tiefen > 1500 m, bevorzugt > 2000 m angeordnet sind. Konventioneller Wasserdampftransport von Obertage in solche tiefliegenden Lagerstätten ist nicht möglich. Die maximale Tiefe der Erdöl-führenden Schichten (3), die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren behandelt werden können, ergibt sich aus der Anfangstemperatur des an der Erdoberfläche durch den Heizer (10) erhitzten flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT). Für den Fall, dass der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) im Heizer (10) auf eine Temperatur von beispielsweise 400 °C erhitzt wird, weist der erhitzte flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in einer Tiefe von 2000 m beispielsweise noch eine Temperatur im Bereich von 340 bis 360 °C auf. Dies ermöglicht die Wasserdampferzeugung direkt in der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte. Um eine effiziente thermische Behandlung der unterirdischen Erdöllagerstätte zu erzielen, wird der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in Verfahrensschritt c) im Allgemeinen mit einer Temperatur in den Wärmetauscher (5) injiziert, die oberhalb der Lagerstättentemperatur (TL) der Erdöl-führenden Schicht (3) liegt. Im Allgemeinen ist die Temperatur des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) um mindestens 10 °C, bevorzugt um mindestens 50 °C höher als die Lagerstättentemperatur (TL).
Als Bezugspunkt für die Bestimmung der Temperaturdifferenz zwischen flüssigem, wasserfreiem Wärmeträger (WT) und der Lagerstättentemperatur (TL) werden die Temperatur des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) bei Eintritt in den Wärmetauscher (5) sowie die Lagerstättentemperatur (TL) in der Erdöl-führenden Schicht (3) der unterirdischen Erdöllagerstätte herangezogen.
Verfahrensschritt d) Der Wärmetauscher (5) überträgt gemäß Verfahrensschritt d) Wärme auf mindestens ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium in der Bohrung (1 ). Bei diesen Medien kann es sich um Fluide handeln, die in der Bohrung (1 ) vorhanden sind, wie beispielsweise Kohlenwasserstoffe (Erdöl oder Erdgas) oder Formationswasser. Darüber hinaus kann auch das Umgebungsgestein beziehungsweise die Erdöl- führende Schicht (3) der unterirdischen Erdöllagerstätte erwärmt werden. In dieser Ausführungsform wird die Wärme in Verfahrensschritt d) vom Wärmetauscher (5) somit direkt in die unterirdische Erdöllagerstätte übertragen, wobei die in der unterirdischen Erdöllagerstätte enthaltenen Kohlenwasserstoffe, Formationswasser und/oder das Umgebungsgestein der Bohrung (1 ) in der unterirdischen Erdöllagerstätte, bevorzugt in der Erdöl-führenden Schicht (3), erwärmt werden. In einer bevorzugten Ausführungsform werden die Verfahrensschritte c) und d) gleichzeitig durchgeführt. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Verfahrensschritte c) und d) gleichzeitig durchgeführt werden.
In einer bevorzugten Ausführungsform kann das Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte zur Stimulierung der Bohrung (1 ) verwendet werden. Insbesondere bei Kohlenwasserstofflagerstätten, die Kohlenwasserstoffe (Erdöl) mit hoher Viskosität aufweisen, können sich im Nahbereich der Bohrung (1 ) beziehungsweise auch an der Innenwand der Bohrung (1 ) Ablagerungen bilden, die die hydrodynamische Kommunikation zwischen der Erdöl- führenden Schicht (3) und der Bohrung (1 ) verschlechtern. Um die hydrodynamische Kommunikation zu verbessern, müssen diese Ablagerungen entfernt werden. Bei diesen Ablagerungen kann es sich beispielsweise um hochviskose Erdöle, wie Bitumen oder Teere handeln. Die Entfernung dieser Ablagerungen wird auch als„Stimulierung der Bohrung (1 )" bezeichnet.
Zur Entfernung dieser Ablagerungen wird in Verfahrensschritt d) somit Wärme vom Wärmetauscher (5) auf diese hochviskosen Ablagerungen übertragen. Die hochviskosen Ablagerungen werden hierdurch erwärmt, wodurch sich die rheologischen Eigenschaften dieser Ablagerungen ändern. Durch die Erwärmung nimmt die Viskosität der hochviskosen Ablagerungen im Allgemeinen ab, so dass diese aus der Bohrung (1 ) entfernt werden können, wodurch die hydrodynamische Kommunikation zwischen der Erdöl-führenden Schicht (3) und der Bohrung (1 ) verbessert wird. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird in Verfahrensschritt d) die Wärme vom Wärmetauscher (5) in der Bohrung (1 ) auf ein Flutmittel (FM) übertragen. Hierdurch wird das Flutmittel (FM) in der Bohrung (1 ) durch den Wärmetauscher (5) erwärmt. In Abhängigkeit der Temperatur des durch den Wärmetauscher (5) zirkulierenden flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) kann das Flutmittel (FM) in der Bohrung erhitzt oder auch verdampft werden. Das erhitzte beziehungsweise verdampfte Flutmittel (FM) wird nachfolgend in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte injiziert.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in Verfahrensschritt d) in dem Ringraum (19) Wärme von dem Wärmetauscher (5) auf ein Flutmittel (FM) übertragen wird unter Erhalt eines erhitzten Flutmittels (FM). Das erhitzte beziehungsweise verdampfte Flutmittel (FM) tritt nachfolgend aus der Bohrung (1 ) über die Perforationsöffnungen des Perforationsabschnitts (4) in die Erdölführende Schicht (3) der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte ein. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das erhitzte Flutmittel (FM) über die Perforationsöffnungen (4) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte eintritt.
Bei der Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) bildet sich zwischen der Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrung (1 ) ein Ringraum (19) aus. Für den Fall, dass die Bohrung (1 ) mit der Bohrlochverrohrung (20) stabilisiert wurde, bildet sich der Ringraum (19) zwischen der Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrlochverrohrung (20) aus. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem sich bei der Installation des Wärmetauschers (5) in Verfahrensschritt b) zwischen der Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrung (1 ) ein Ringraum (19) ausbildet. Auch zwischen dem Vorschubrohrstrang (9) beziehungsweise dem Steigrohrstrang (8) und der Innenwand der Bohrung (1 ) beziehungsweise der Innenwand der Bohrlochverrohrung (20) bildet sich ein Raum aus, durch den das Flutmittel (FM) injiziert werden kann. Für den Fall, dass der Vorschubrohrstrang (9) sowie der Steigrohrstrang (8) als außenliegendes und innenliegendes Stahlrohr (6;7) ausgestaltet sind, ist der Raum zwischen der Außenwand des außenliegenden Stahlrohrs (6) und der Innenwand der Bohrung (1 ) beziehungsweise der Bohrlochverrohrung (20) ebenfalls als Ringraum (19) ausgestaltet. Gleiches gilt für die Ausgestaltung, in der der Vorschubrohrstrang (9), der Wärmetauscher (5) und Steigrohrstrang (8) als einfacher Rohrstrang ausgestaltet sind.
Für den Fall, dass Vorschubrohrstrang (9) und Steigrohrstrang (8) als coiled tubings (26;27) ausgestaltet sind, wird kein Ringraum ausgebildet. Der Raum, durch den das Flutmittel (FM) injiziert werden kann, wird hierbei durch den Bereich der Außenwände der coiled tubings (26;27) und der Innenwand der Bohrung (1 ) beziehungsweise der Bohrlochverrohrung (20) gebildet.
Das Flutmittel (FM) wird im Allgemeinen über eine Pumpe (23) über den Bohrlochkopf (1 1 ) in die Bohrung (1 ) injiziert. Das Flutmittel (FM) gelangt nachfolgend durch den Raum zwischen Außenwand des Vorschubrohrstrangs (9) beziehungsweise Steigrohrstrangs (8) und der Innenwand der Bohrung (1 ) beziehungsweise der Bohrlochverrohrung (20) zum Wärmetauscher (5). Im Ringraum (19) zwischen Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrung (1 ) beziehungsweise der Bohrlochverrohrung (20) wird das Flutmittel (FM) erwärmt.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird das Flutmittel (FM) innerhalb der Bohrung (1 ) in Verfahrensschritt d) verdampft.
Als Flutmittel (FM) können in Verfahrensschritt d) sämtliche dem Fachmann bekannten Flutmittel (FM) eingesetzt werden. Prinzipiell können alle Flutmittel (FM) eingesetzt werden, die zur sekundären beziehungsweise tertiären Erdölförderung geeignet sind. Bevorzugt wird in Verfahrensschritt d) ein wässriges Flutmittel (wFM) eingesetzt. Als wässriges Flutmittel (wFM) kann Wasser selbst, oder Wasser, dem Additive zugesetzt werden, eingesetzt werden. Das wässrige Flutmittel (wFM) kann dabei in die Bohrung (1 ) mit Temperaturen im Bereich von > 0 ° bis < 100 °C injiziert werden. Bevorzugt wird das wässrige Flutmittel (wFM) mit Temperaturen in die Bohrung (1 ) injiziert, die deutlich unterhalb von 100 °C liegen, beispielsweise unterhalb 90 °C, bevorzugt unterhalb 80 °C und besonders bevorzugt unterhalb 70 °C. Insbesondere bevorzugt liegt die Temperatur des wässrigen Flutmittels (wFM) beim Injizieren in die Bohrung (1 ) unterhalb von 60 °C. Die vorstehenden Temperaturangaben beziehen sich auf die Temperatur des wässrigen Flutmittels (wFM) gemessen beim Eintritt in die Bohrung (1 ) am Bohrlochkopf (1 1 ) der Bohrung (1 ).
Im Allgemeinen enthält das wässrige Flutmittel (wFM) mindestens 50 Gew.-%, bevorzugt mindestens 70 Gew.-%, besonders bevorzugt mindestens 80 Gew.-% und insbesondere bevorzugt mindestens 90 Gew.-% Wasser. Demgemäß kann das wässrige Flutmittel (wFM) 0 bis 50 Gew.-%, bevorzugt 0 bis 30 Gew.-%, besonders bevorzugt 0 bis 20 Gew.-% und insbesondere bevorzugt 0 bis 10 Gew.-% weitere Additive und natürliche Salze enthalten. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem das Flutmittel (FM) mindestens 90 Gew.-% Wasser enthält, bezogen auf das Gesamtgewicht des Flutmittels (FM).
Die Gewichtsprozentangaben sind jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des wässrigen Flutmittels (wFM). Als weitere übliche Additive können beispielsweise Verdickungsmittel, Tensid, Harnstoff oder Glyzerin eingesetzt werden. Als Wasser für das wässrige Flutmittel (wFM) kann Süßwasser, Seewasser oder Formationswasser, das bei der Erdölförderung gewonnen wird, verwendet werden. Besonders bevorzugtes Additiv für das wässrige Flutmittel (wFM) ist Harnstoff. Dieser kann in Mengen von 0 bis 50 Gew.-%, bevorzugt 0 bis 30 Gew.-% und besonders bevorzugt 0 bis 20 Gew.-%, bezogen auf das Gesamtgewicht des wässrigen Flutmittels (wFM) eingesetzt werden. Der Einsatz von Harnstoff ist besonders bevorzugt, da Harnstoff bei Temperaturen von > 70 °C in Gegenwart von Wasser spontan zu Kohlendioxid und Ammoniak hydrolysiert. Der gebildete Ammoniak alkalisiert das wässrige Flutmittel (wFM) und hat somit tensidartige Wirkung. Das gebildete Kohlendioxid löst sich bevorzugt im Erdöl beziehungsweise in der Matrix der Erdöl-führenden Schicht (3), wodurch die Mobilität des Erdöls in der Erdöl-führenden Schicht (3) weiter gesteigert wird.
Darüber hinaus können dem wässrigen Flutmittel (wFM) Verdickungsmittel, wie beispielsweise thermostabile Biopolymere zugesetzt werden, um die Viskosität des wässrigen Flutmittels (wFM) zu erhöhen. Hierbei sind als Verdickungsmittel Glucane besonders bevorzugt, da diese Biopolymere bis zu Temperaturen von 140 °C stabil sind.
Wie vorstehend ausgeführt, wird das wässrige Flutmittel (wFM) in Verfahrensschritt d) durch den Wärmetauscher (5) in der Bohrung (1 ) erwärmt beziehungsweise verdampft. Das erwärmte beziehungsweise verdampfte wässrige Flutmittel (wFM) tritt nachfolgend durch die Perforationsöffnung des Perforationsabschnitts (4) in die Erdöl-führende Schicht (3) der unterirdischen Erdöllagerstätte ein. Dort führt es zu einer Erwärmung des in der Erdöl-führenden Schicht (3) vorhandenen Erdöls. Gleichzeitig verdrängt das wässrige Flutmittel (wFM) das in der Erdöl-führenden Schicht (3) vorhandene Erdöl.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zu Förderung von Erdöl aus einer unterirdischen Erdöllagerstätte. Hierzu wird die in Verfahrensschritt a) niedergebrachte Bohrung (1 ) im Allgemeinen als Injektionsbohrung eingesetzt. In dieser Ausführungsform werden in die unterirdische Erdöllagerstätte im Allgemeinen eine oder mehrere weitere Bohrungen niedergebracht, die als Produktionsbohrungen eingesetzt werden. Das wässrige Flutmittel (wFM) verdrängt das in der Erdöl-führenden Schicht (3) enthaltene Erdöl ausgehend von der in Verfahrensschritt a) niedergebrachten Injektionsbohrung in Richtung der Produktionsbohrung beziehungsweise der Produktionsbohrungen und wird aus dieser beziehungsweise diesen gefördert.
Das erfindungsgemäße Verfahren zur Förderung von Erdöl ist besonders effizient, da der durch das wässrige Flutmittel (wFM) hervorgerufene Verdrängungseffekt durch die Erwärmung der Erdöl-führenden Schicht (3) noch unterstützt wird. Das durch den Wärmetauscher (5) erwärmte beziehungsweise verdampfte wässrige Flutmittel (wFM) führt zu einer Erwärmung der Erdöl-führenden Schicht (3) sowie des darin enthaltenen Erdöls. Hierdurch wird die Viskosität des in der Erdöl-führenden Schicht (3) enthaltenen Erdöls reduziert, wodurch die Mobilität des Erdöls erhöht wird. Die Erhöhung der Mobilität des Erdöls erleichtert wiederum die Verdrängung des Erdöls durch das injizierte wässrige Flutmittel (wFM). Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte mindestens eine weitere Bohrung niedergebracht wird, die als Produktionsbohrung dient, wobei das in Verfahrensschritt d) erhitzte Flutmittel (FM) die in der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte enthaltenen Kohlenwasserstoffe ausgehend von dem Perforationsabschnitt (4) der Bohrung (1 ) in Richtung der Produktionsbohrung verdrängt und aus dieser gefördert werden.
Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Ausführungsbeispiel näher erläutert, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken.
Ausführungsbeispiel 1
Es wird eine unterirdische Erdöllagerstätte entwickelt, deren Erdöl-führende Schichten (3) in einer Tiefe von 2200 m liegen. Das Erdöl weist unter den Bedingungen der Erdöl-führenden Schicht (3) eine Viskosität im Bereich von 200 bis 210 mPas auf. Durch konventionelles Wasserdampffluten ist nur ein Entölungsgrad im Bereich von 15 bis 20 % erreichbar. Aufgrund der Tiefe der Lagerstätte ist die thermische Behandlung durch konventionelles Wasserdampffluten nicht möglich. Aus diesem Grund wird eine vertikale Bohrung (1 ) in die Erdöl-führende Schicht (3) niedergebracht und nachfolgend durch Kugelperforation perforiert, wobei sich ein 25 m langer Perforationsabschnitt (4) ausbildet. Nachfolgend wird ein Wärmetauscher (5), wie er in der Ausführungsform gemäß Figur 5 dargestellt ist, in der Bohrung (1 ) installiert. Der Wärmetauscher (5) ist hierbei 20 m lang. Die Ringraumfläche zwischen der Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrung (1 ) liegt im Bereich von 20 bis 30 cm2. Die Temperatur des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) liegt am Eingang des Wärmetauschers (5) bei ca. 300 °C. Hierzu ist es notwendig, dass der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) am Bohrlochkopf (1 1 ) eine Temperatur von 380 °C aufweist. Als flüssigen, wasserfreien Wärmeträger (WT) wird THERMI NOL® VP-1 verwendet. Im geschlossenen Kreislauf zirkulieren 5,5 m3 des Thermoöls.
Als wässriges Flutmittel (wFM) wird Wasser eingesetzt. Hierzu werden 40 bis 50 m3 pro Tag in die Bohrung (1 ) injiziert. Der Druck des wässrigen Flutmittels (wFM) am Bohrlochkopf (1 1 ) beträgt 80 bar. Der hydrostatische Druck in der Bohrung (1 ) im Bereich des Wärmetauschers (5) beträgt ca. 200 bar. Pro Stunde werden 1 ,6 bis 2, 1 m3 Wasser verdampft.
Zum Erwärmen des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) wird als Heizer (10) an der Oberfläche der unterirdischen Erdöllagerstätte eine Heizungsanlage eingesetzt, die mit Erdgas befeuert wird. Der Betrieb des Wärmetauschers (5) sowie das Injizieren des wässrigen Flutmittels (wFM) wird nachfolgend ohne Unterbrechung für fünf Monate durchgeführt. Es ist jedoch möglich, den Betrieb des Wärmetauschers (5) sowie das Injizieren des wässrigen Flutmittels (wFM) auch für mehrere Jahre durchzuführen. Der über die Perforationsöffnungen des Perforationsabschnitts (4) injizierte Wasserdampf überträgt Wärme das in der Erdöl-führenden Schicht (3) enthaltene Erdöl. Hierbei kondensiert der Wasserdampf und dient zur Verdrängung des Erdöls sowie zur Erhaltung des Lagerstättendrucks. Mit den vorstehend beschriebenen Maßnahmen wird der Entölungsgrad der unterirdischen Erdöllagerstätte auf Werte von > 50 % gesteigert, bezogen auf das ursprünglich in der unterirdischen Erdöllagerstätte enthaltene Erdöl.

Claims

Patentansprüche
1 . Verfahren zur thermischen Behandlung einer unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte umfassend die folgenden Schritte: a) Niederbringen einer Bohrung (1 ) in die unterirdische Kohlenwasserstofflagerstätte, b) Installation eines Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ), wobei der
Wärmetauscher (5) über mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) und mindestens einen Steigrohrstrang (8) mit einem Heizer (10) verbunden ist, wobei der Heizer (10) an der Oberfläche der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte angeordnet ist, c) Injizieren eines flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) von dem Heizer (10) über den mindestens einen Vorschubrohrstrang (9) in den Wärmetauscher (5) und Rückführung des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) aus dem Wärmetauscher (5) über den mindestens einen Steigrohrstrang (8) zu dem Heizer (10), d) Übertragung von Wärme von dem Wärmetauscher (5) auf mindestens ein gasförmiges, flüssiges oder festes Medium in der Bohrung (1 ), wobei der Wärmetauscher (5) mit dem Vorschubrohrstrang (9) und dem
Steigrohrstrang (8) über ein Übergangstück (16) verbunden ist.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt a) ein Abschnitt der Bohrung (1 ) perforiert wird unter Erhalt eines Perforationsabschnitts (4).
3. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass sich bei der Installation des Wärmetauschers (5) in Verfahrensschritt b) zwischen der Außenwand des Wärmetauschers (5) und der Innenwand der Bohrung (1 ) ein Ringraum (19) ausbildet.
4. Verfahren gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass in Verfahrensschritt d) in dem Ringraum (19) Wärme von dem Wärmetauscher (5) auf ein Flutmittel (FM) übertragen wird unter Erhalt eines erhitzten Flutmittels (FM).
5. Verfahren gemäß Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass das erhitzte 5 Flutmittel (FM) über die Perforationsöffnungen (4) in die unterirdische
Kohlenwasserstofflagerstätte eintritt.
6. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Verfahrensschritte c) und d) gleichzeitig durchgeführt werden.
10
7. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Installation des Wärmetauschers (5) in der Bohrung (1 ) ein außenliegendes Stahlrohr (6), das am Ende geschlossen ist, und ein innenliegendes Stahlrohr (7), das am Ende offen ist und koaxial in dem außenliegenden Stahlrohr (6)
15 angeordnet ist, umfasst, wobei sich zwischen der Außenwand des innenliegenden Stahlrohrs (7) und der Innenwand des außenliegenden Stahlrohrs ein Ringraum (13) ausbildet.
8. Verfahren gemäß Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass das 20 innenliegende Stahlrohr (7) als Vorschubrohrstrang (9) und der Ringraum (13) als Steigrohrstrang (8) dient.
9. Verfahren gemäß Anspruch 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass das Übergangstück (16) einen schrägen Kanal (17) umfasst, der den
25 Vorschubrohrstrang (9) mit dem Ringraum (13) des Wärmetauschers (5) verbindet, und dass das Übergangsstück (16) einen zweiten schrägen Kanal (18) umfasst, der den Steigrohrstrang (8) mit dem innenliegenden Stahlrohr (6) des Wärmetauschers (5) verbindet.
30 10. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) einen Siedepunkt gemessen bei Normaldruck im Bereich von 150 bis 500 °C aufweist.
1 1 . Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, 35 dass der flüssige, wasserfreie Wärmeträger (WT) in dem Heizer (10) auf eine
Temperatur im Bereich von 150 bis 400 °C erhitzt wird.
12. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 4 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Flutmittel (FM) mindestens 90 Gew.-% Wasser enthält, bezogen auf das Gesamtgewicht des Flutmittels (FM).
40 Verfahren gemäß einem der Ansprüche 4 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass in die unterirdische Kohlenwasserstoff lagerstätte mindestens eine weitere Bohrung niedergebracht wird, die als Produktionsbohrung dient, wobei das in Verfahrensschritt d) erhitzte Flutmittel (FM) die in der unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätte enthaltenen Kohlenwasserstoffe ausgehend von dem Perforationsabschnitt (4) der Bohrung (1 ) in Richtung der Produktionsbohrung verdrängt und aus dieser gefördert werden.
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Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011127264A1 (en) * 2010-04-09 2011-10-13 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
WO2013142242A1 (en) * 2012-03-21 2013-09-26 Future Energy, Llc Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores

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