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 (T _L ) der unterirdischen Kohlenwasserstoff lagerstätte gemessen. Die Viskosität von Schweröl oder Bitumen kann auch weit über 10 000 mPas liegen. Die Temperatur (T _L ) 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/m ³ . Die kinematische Viskosität bei 40 °C beträgt 2,48 mm ² /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 (T _L ) 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 (T _L ).

Als Bezugspunkt für die Bestimmung der Temperaturdifferenz zwischen flüssigem, wasserfreiem Wärmeträger (WT) und der Lagerstättentemperatur (T _L ) werden die Temperatur des flüssigen, wasserfreien Wärmeträgers (WT) bei Eintritt in den Wärmetauscher (5) sowie die Lagerstättentemperatur (T _L ) 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 cm ² . 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 m ³ des Thermoöls.

Als wässriges Flutmittel (wFM) wird Wasser eingesetzt. Hierzu werden 40 bis 50 m ³ 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 m ³ 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.