Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды



Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды
Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды
Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды
Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды
Система (варианты) и способ добычи природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды

 


Владельцы патента RU 2422618:

Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. (US)

Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в подземную зону. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы системы. Сущность изобретения: система содержит скважинный нагреватель текучей среды, имеющий входы для нагнетаемой среды, окислителя и топлива, и скважинный управляющий клапан, приводимый в действие посредством давления, воздействующего на клапан, и сообщающийся с одним из входов указанного нагревателя для нагнетаемой среды, окислителя или топлива. При этом управляющий клапан выполнен с возможностью изменять поток, направленный к указанному входу, при изменении, по меньшей мере, давления в скважине. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Приоритет данной заявки определяется по дате подачи предварительной патентной заявки США №60/948, 346 от 6.07.2007, содержание которой полностью включено в данное описание посредством ссылки на нее.

Область техники

Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в подземную зону.

Уровень техники

Флюиды, содержащиеся в углеводородных формациях, могут извлекаться из скважин, которые проходят от поверхности земли к целевым формациям. В некоторых случаях флюиды в углеводородных формациях могут иметь достаточно низкую вязкость для того, чтобы сырая нефть поступала из формации через колонну эксплуатационных труб к эксплуатационному оборудованию, расположенному на поверхности. Другие углеводородные формации содержат флюиды, которые имеют более высокую вязкость, так что они не могут свободно течь из формации через колонну эксплуатационных труб. Подобные флюиды в составе углеводородной формации иногда именуют "залежами тяжелой нефти". В прошлом флюиды высокой вязкости оставались в углеводородных формациях без использования вследствие невозможности извлечь их экономически выгодным способом. В последние годы по мере роста спроса на сырую нефть коммерческие операции стали включать эксплуатацию подобных залежей тяжелой нефти.

В некоторых случаях нагнетание в углеводородную формацию нагретых текучих сред (например, пара и/или растворителей) может понизить вязкость флюидов в формации, что сделает возможным извлечение из формации сырой нефти и других жидкостей. При этом конструкция системы для нагнетания пара в углеводородные формации может зависеть от многих факторов.

Раскрытие изобретения

Системы и способы добычи флюидов из подземных зон могут включать использование скважинных нагревателей текучей среды (включая парогенераторы), возможно, в сочетании с системами принудительного подъема, такими как насосы (например, электрические погружные или винтовые), газлифтные системы и другие устройства. Подача нагретой текучей среды от скважинного нагревателя (скважинных нагревателей) текучей среды к целевой формации (подземной зоне), такой как углеводородосодержащая формация или каверна, может понизить вязкость нефти и/или других флюидов в целевой формации.

Построение систем таким образом, чтобы падение давления на поверхности, в скважине или в подающих линиях (например, в линии подачи нагнетаемой среды) приводило к запиранию управляющих клапанов, установленных в подсоединенных к скважинному нагревателю текучей среды подающих линиях (например, в линиях подачи нагнетаемой среды, топлива и/или окислителя), может уменьшить вероятность того, что процесс сгорания внутри скважины продолжится после выхода скважинной системы из строя. Управляющие клапаны, установленные внутри скважины (а не на поверхности), могут уменьшить количества текучих сред (например, нагнетаемой среды, топлива и/или окислителя), вытекающих из подающих линий. В некоторых случаях управляющие клапаны могут являться пассивными, нормально закрытыми управляющими клапанами, которые открываются при приложении к ним заданного давления. Изменения давления, обусловленные, например, дефектом колонны труб, заставляют клапан закрыться без получения каких-либо сигналов с поверхности. В некоторых случаях могут использоваться клапаны с гидравлическим или электрическим управлением, срабатывающие по сигналам локальной (например, скважинной) или удаленной (например, поверхностной) системы управления, подаваемым как реакция на сигналы от скважинных датчиков давления.

В одном своем аспекте система по изобретению содержит скважинный нагреватель текучей среды, имеющий входы для нагнетаемой среды, окислителя и топлива, и скважинный управляющий клапан, связанный с одним из входов указанного нагревателя для нагнетаемой среды, окислителя и топлива и выполненный с возможностью изменять поток, направленный к указанному входу, при изменении, по меньшей мере, давления в скважине.

Подобные системы могут обладать одним или более из приводимых ниже признаков.

В некоторых вариантах данные системы содержат также герметизатор, установленный между скважинным нагревателем текучей среды и управляющим клапаном и выполненный с возможностью контактировать со стенками скважины и гидроизолировать часть скважины над герметизатором от ее части ниже герметизатора. В некоторых вариантах системы дополнительно содержат второй герметизатор, установленный с противоположной стороны управляющего клапана относительно указанного первого герметизатора и выполненный с возможностью контактировать со стенками скважины и гидроизолировать часть скважины над вторым герметизатором от ее части ниже второго герметизатора, а также линию, сообщающуюся с частью скважины, соответствующей пространству между первым и вторым герметизаторами.

В некоторых вариантах скважинный управляющий клапан содержит подвижный компонент, перемещаемый для изменения потока, направленного к указанному входу, по меньшей мере, частично за счет разности давлений между давлением указанного потока и давлением в скважине.

В ряде вариантов скважинный управляющий клапан сообщается с входом для топлива. При этом система дополнительно содержит второй скважинный управляющий клапан, сообщающийся с входом скважинного нагревателя текучей среды для нагнетаемой среды или для окислителя.

В других вариантах скважинный управляющий клапан сообщается с входом скважинного нагревателя текучей среды для окислителя или для топлива и выполнен с возможностью изменять отношение топливо/окислитель при изменении, по меньшей мере, давления в скважине.

В ряде вариантов скважинный управляющий клапан установлен вблизи скважинного нагревателя текучей среды.

В некоторых вариантах управляющий клапан выполнен с возможностью прерывания потока, направленного к указанному входу, при падении давления в скважине.

В ряде вариантов скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.

В другом своем аспекте система по изобретению содержит: установленный в скважине скважинный нагреватель текучей среды; подающие линии для подачи нагнетаемой среды, окислителя и топлива, соединяющие источники нагнетаемой среды, окислителя и топлива со скважинным нагревателем текучей среды, и скважинный топливный управляющий клапан, сообщающийся с линией для подачи топлива и выполненный с возможностью изменять поток топлива к скважинному нагревателю текучей среды при изменении давления в части скважины.

Такие системы могут обладать одним или более из приводимых ниже признаков.

В некоторых вариантах системы дополнительно содержат герметизатор, установленный между скважинным нагревателем текучей среды и указанным управляющим клапаном и выполненный с возможностью обеспечения герметичной изоляции относительно осевого потока в скважине. При этом скважинный топливный управляющий клапан выполнен с возможностью изменять поток топлива к скважинному нагревателю текучей среды при падении давления в области над герметизатором. В определенных случаях системы содержат также второй герметизатор, установленный над указанным клапаном и выполненный с возможностью обеспечения герметичной изоляции относительно осевого потока в скважине, при этом линия для подачи нагнетаемой среды гидравлически связана с частью скважины, находящейся между указанным первым герметизатором и вторым герметизатором.

В некоторых вариантах скважинный топливный управляющий клапан содержит подвижный компонент, перемещаемый, по меньшей мере, частично под действием давления в скважине для изменения потока в линии для подачи топлива.

В ряде вариантов системы дополнительно содержат второй скважинный управляющий клапан, сообщающийся с линией подачи нагнетаемой среды или окислителя и воспринимающий давление в указанной части скважины.

В некоторых вариантах скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.

Еще в одном аспекте изобретение охватывает способ, включающий прием скважинным нагревателем текучей среды потоков нагнетаемой среды, окислителя и топлива и изменение посредством скважинного клапана реагирующего на изменение давления в кольцевом пространстве скважины, по меньшей мере, одного из указанных потоков.

Такие способы могут обладать одним или более из приводимых ниже признаков.

В некоторых вариантах указанное изменение потока включает изменение указанного потока при падении давления в кольцевом пространстве скважины. В других вариантах изменение потока включает его прерывание.

В некоторых вариантах способы включают создание давления в части скважины, прилегающей к скважинному клапану, а указанное изменение потока включает его изменение при падении давления в части скважины, прилежащей к указанному клапану.

В ряде вариантов изменение потока включает изменение потока окислителя или топлива, поступающего к скважинному нагревателю текучей среды, для изменения отношения топливо/окислитель.

В некоторых случаях скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.

Системы и способы, основанные на нагревании текучей среды непосредственно в скважине, способны повысить эффективность добычи тяжелой нефти по сравнению с традиционными способами нагрева текучей среды на поверхности благодаря сокращению потерь энергии или тепла в процессе переноса нагретой текучей среды к целевым подземным зонам. Тем самым в некоторых случаях можно понизить потребление топлива, необходимого для получения нагретой текучей среды.

В некоторых случаях системы со скважинным нагревателем текучей среды (например, с парогенератором) содержат автоматические управляющие клапаны, установленные в непосредственной близости от скважинного нагревателя текучей среды для управления расходом воды, топлива и окислителя, поступающих к скважинному нагревателю текучей среды. Подобные системы могут быть построены так, что нарушение режима давления на поверхности, в скважине или в подающих линиях вызовет запирание скважинных предохранительных клапанов и тем самым быстрое прерывание потоков топлива, нагнетаемой среды и/или окислителя к скважинному нагревателю текучей среды, чтобы предотвратить опасность продолжения процесса сгорания внутри скважины или других форм выделения энергии.

Краткое описание чертежей

Некоторые варианты изобретения будут подробно охарактеризованы на прилагаемых чертежах и в нижеследующем описании. При этом из описания, чертежей и формулы изобретения станут ясны и другие признаки, особенности и преимущества изобретения.

На фиг.1 схематично изображен вариант системы для воздействия на подземную зону.

На фиг.2А и 2В показан, в сечении, вариант управляющего клапана для использования в подобной системе (например, в системе по фиг.1), находящегося соответственно в открытом и запертом состояниях.

На фиг.3 схематично изображен другой вариант системы для воздействия на подземную зону.

На фиг.4 представлена блок-схема варианта способа приведения в действие указанной системы.

Схожие элементы на различных чертежах имеют схожие обозначения.

Осуществление изобретения

Для осуществления подачи нагретой текучей среды в подземную зону системы и способы воздействия на данную зону могут предусматривать использование скважинных нагревателей текучей среды. Одним из типов скважинных нагревателей текучей среды является скважинный парогенератор, который генерирует горячий пар или пар и нагретую жидкость. Хотя термин "пар" обычно относится к испаренной воде, скважинный парогенератор, в качестве дополнения или альтернативы к воде, может нагревать и/или испарять и другие жидкости. Подача нагретой текучей среды из скважинного нагревателя к целевой зоне, такой как одна или более углеводородосодержащих формаций или часть, или части такой формации, может понизить вязкость нефти и/или других флюидов в целевой зоне. В некоторых случаях системы, использующие скважинные нагреватели текучей среды, содержат автоматические управляющие клапаны, устанавливаемые вблизи данного скважинного нагревателя для управления расходом подаваемых к данному нагревателю воды, топлива и окислителя. Подобные системы могут быть сконфигурированы так, что скачки давления на поверхности или в скважине или скачки нагнетающего давления вызовут запирание скважинных управляющих клапанов (например, клапанов-отсекателей) и тем самым быстрое прерывание потока топлива, воды и/или окислителя к скважинному нагревателю текучей среды, чтобы обеспечить безопасность скважины в отношении процесса сгорания или иного выделения энергии.

Как показано на фиг.1, система 100 для воздействия на подземную зону 110 содержит трубопровод (колонну труб) 112 для нагнетания текучей среды, спущенный (спущенную) в скважину 114. Данная колонна 112 труб выполнена с возможностью направлять текучие среды с поверхности 116 в подземную зону 110. Скважинный нагреватель 120 текучей среды, способный нагревать нагнетаемую среду внутри скважины 114 (в некоторых случаях до полного и/или частичного испарения), также расположен внутри скважины 114, будучи присоединенным к колонне 112 труб для нагнетания текучей среды. В данном контексте устройства, предназначенные для функционирования внутри скважины, именуются "скважинными".

Текучие среды с поверхности 116 доставляются к соответствующим входам 121a, 121b, 121c скважинного нагревателя 120 по линиям 124а, 124b и 124c. В некоторых вариантах данные подающие линии являются, например, линией 124а подачи нагнетаемой среды, линией 124b подачи окислителя и линией 124с подачи топлива. В некоторых вариантах линия 124а подачи нагнетаемой среды служит для подачи к скважинному нагревателю 120 воды. Однако она может использоваться и для подачи, в качестве альтернативы или в дополнение к воде, других текучих сред (например, синтетических химических растворителей). В рассматриваемом варианте топливо, окислитель и нагнетаемая среда закачиваются под высоким давлением с поверхности к скважинному нагревателю 120.

Каждая подающая линия 124a, 124b, 124c снабжена скважинным управляющим клапаном 126а, 126b, 126c. В некоторых случаях (например, при возникновении дефектов в колонне обсадных труб) желательно быстро перекрыть потоки топлива, окислителя и/или нагнетаемой среды к скважинному нагревателю 120. Установленные в подающих линиях 124a, 124b, 124c клапаны расположены глубоко внутри скважины, например вблизи скважинного нагревателя. Поэтому они способны предотвратить поступление к скважинному нагревателю остаточных топлива и/или окислителя из подающих линий 124a, 124b, 124с, т.е. предотвратить продолжение процесса сгорания/генерирования тепла, а также ограничить (например, предотвратить) выброс реагентов из подающих линий 124a, 124b, 124с в скважину. Скважинные управляющие клапаны 126a, 126b, 126c выполнены с возможностью управления расходом и/или, в определенных обстоятельствах, прерывания потоков в подающих линиях 124а, 124b, 124c. Хотя на чертеже показаны три скважинных управляющих клапана 126a, 126b, 126c, можно использовать и меньшее или большее их количество.

Между скважинным нагревателем 120 и управляющими клапанами 126a, 126b, 126c находится герметизатор (например, пакер) 122. Герметизатор 122 может быть укреплен на указанной колонне 112 труб. Герметизатор 122 можно селективно настраивать для почти герметичного или герметичного перекрытия зазора у стенки скважины 114 и/или кольцевого пространства между скважиной 114 и указанной колонной 112 труб, т.е. для того, чтобы гидравлически изолировать объем скважины 114 выше герметизатора 122 от ее части ниже герметизатора 122.

В этом варианте управляющий клапан 126а для нагнетаемой среды, управляющий клапан 126c для топлива и управляющий клапан 126b для окислителя установлены у нижних концов подающих линий, непосредственно над герметизатором 122. Управляющие клапаны 126a, 126b, 126c будут заперты, если в кольцевом пространстве над пакером 122 не поддерживается минимальное давление. Кольцевое пространство между колонной 112 труб для нагнетания текучей среды и стенками скважины 114 (например, обсадной колонны) обычно заполнено жидкостью (например, водой или буровым раствором). Как будет описано далее, давление на клапанах 126а, 126b, 126c со стороны кольцевого пространства (например, давление в этом пространстве у поверхности в сочетании с гидростатическим давлением) воздействует на указанные клапаны 126a, 126c, 126c и поддерживает их в открытом состоянии. Следовательно, падение давления в данном пространстве приведет к запиранию управляющих клапанов 126а, 126b, 126с. Указанное минимальное давление может быть выбрано таким, чтобы небольшие флуктуации давления не приводили к случайным срабатываниям управляющих клапанов.

При снятии (намеренном или случайном) требуемых давлений у поверхности управляющие клапаны 126а, 126b, 126с автоматически закроются, перекрыв потоки реагентов и воды в скважину. В случае аварийного закрытия находящийся на поверхности источник давления в кольцевом пространстве может быть специально отключен, чтобы прервать поток реагента в скважину. Этот конкретный вариант не требует никакой дополнительной коммуникации; но для перевода скважинных клапанов в запертое состояние они должны быть подключены к источнику питания.

Кроме того, в случае падения гидростатических давлений управляющие клапаны 126а, 126b, 126с также закроются, перекрыв поток реагентов в скважину. Такая ситуация может возникнуть в результате утечки бурового раствора из кольцевого пространства, например через облицовку, подающие линии или пакер.

Устьевая арматура 117 скважины может находиться вблизи поверхности 116. Она может быть связана с колонной 115 обсадных труб, которая занимает значительную часть скважины 114 по глубине, от поверхности 116 в направлении подземной зоны 110 (например, при воздействии на пласт ограниченной толщины). Подземная зона 110 может соответствовать части формации, всей формации или нескольким формациям. В некоторых случаях колонна 115 может заканчиваться на уровне подземной зоны 110 или над ней, оставляя скважину 114 необсаженной (т.е. с открытым стволом) на всем уровне подземной зоны 110. В других случаях обсадная колонна 115 может проходить сквозь подземную зону. При этом в колонне 115, до установки ее в скважину, могут быть выполнены отверстия 119, чтобы текучая среда могла проходить из внутреннего объема скважины 114 в подземную зону. Альтернативно, отверстия 119 могут быть выполнены посредством перфорирования внутри скважины. Обсадная колонна 115 или ее часть могут быть, по желанию, зафиксированы относительно стенок скважины посредством цементирования. В некоторых вариантах герметизатор 122 или связанное с ним устройство может захватывать и поддерживать скважинный нагреватель 120. В других вариантах для поддерживания скважинного нагревателя 120 может быть использовано отдельное несущее или уплотнительное устройство, например устьевая подвеска (не изображена). Во всех вариантах скважинный нагреватель 120 подает нагретую текучую среду в подземную зону 110.

В изображенном варианте скважина 114 - это, по существу, вертикальная скважина, пробуренная от поверхности 116 к подземной зоне 110. Однако рассматриваемые системы и способы могут быть использованы и со скважинами, имеющими иные конфигурации (например, с наклонными, горизонтальными и многоствольными скважинами, а также со скважинами других конфигураций).

Скважинный нагреватель 120 расположен в скважине 114 ниже герметизатора 122. Данный нагреватель может представлять собой устройство, предназначенное для приема и нагрева нагнетаемой среды. В одном варианте нагнетаемая среда содержит воду и может быть нагрета, чтобы получить пар. Извлекаемый флюид может содержать, в дополнение или в качестве альтернативы воде, другие текучие среды. При этом нагнетаемую среду необязательно нагревать до перевода ее полностью в паровую фазу (например, в водяной пар) или даже до получения пара. У скважинного нагревателя 120 имеются входы для приема нагнетаемой среды и других текучих сред (например, воздуха и/или топлива, такого как природный газ). При этом он может иметь различные средства для подачи нагретых текучих сред в подземную зону 110. Для нагрева нагнетаемой среды (например, для нагрева воды с превращением ее в пар), подаваемой в подземную зону 110, скважинный нагреватель 120 может использовать текучие среды, такие как воздух и природный газ, в процессах горения или катализа. В некоторых случаях подземная зона 110 может содержать флюиды высокой вязкости, например залежи тяжелой нефти. Скважинный нагреватель 120 может подавать в подземную зону 110 пар или другую нагретую текучую среду, которая способна проникнуть внутрь подземной зоны 110, например, через трещины и/или поры другого типа. Подача нагретой текучей среды в подземную зону 110 приведет к понижению вязкости флюидов в подземной зоне 110 и тем самым облегчит их выведение на поверхность 116.

В данном варианте скважинным нагревателем 120 текучей среды является парогенератор 120, к которому по подающим линиям 124a, 124b, 124c подаются вода, воздух и газ. В некоторых вариантах подающие линии 124a, 124b, 124c проходят через герметизатор 122. В варианте по фиг.1 поверхностный насос 142а закачивает воду от источника воды, например от питающего танка, по трубопроводу 146, связанному с устьевой арматурой 117 и с подающей линией 124a для воды. Аналогично, окислитель и топливо подаются от поверхностных источников 142b, 142c. Возможны различные варианты выполнения подающих линий 124a, 124b, 124c.

В некоторых случаях в скважине 114, по меньшей мере частично, может находиться система подъема скважинного флюида (не изображена), служащая для подъема флюидов к поверхности 116. Эта система может быть встроена, присоединена или каким-то иным образом связана с колонной эксплуатационных труб (не изображена). Чтобы осуществить объединение таких систем принудительного подъема со скважинными нагревателями текучей среды, может быть предусмотрена скважинная система охлаждения, обеспечивающая охлаждение системы принудительного подъема и других компонентов. Такие системы более подробно описаны, например, в опубликованной заявке США №20080083536.

Подающие линии 124a, 124b, 124c могут быть интегральными частями эксплуатационной колонны труб (не изображена), могут крепиться к этой колонне или являться отдельными линиями, проходящими через кольцевое пространство 128 скважины. Хотя они показаны в виде отдельных параллельных линий, одна или более из подающих линий 124a, 124b, 124c могут быть расположены концентрично относительно другой линии. Кроме того, количество таких линий может быть больше или меньше трех. Один из вариантов системы трубопроводов для использования при подаче текучих сред к скважинному нагревателю текучей среды содержит концентричные трубопроводы, образующие, по меньшей мере, два кольцевых канала, взаимодействующих с внутренним объемом среды, чтобы транспортировать воздух, топливо и нагнетаемую среду к скважинному генератору нагретой текучей среды.

На фиг.2А и 2В представленный вариант управляющего клапана (например, клапана-отсекателя) 300 показан соответственно в открытом и в закрытом состояниях. Данный клапан 300 имеет, по существу, цилиндрический корпус 310, образующий центральный канал 312. Концы корпуса 310 имеют внутренние резьбовые поверхности, посредством которых он сопрягается с расположенным над ним верхним коннектором 314 и с нижним коннектором 316. Подвижный компонент 318 и упругий компонент 320 (например, показанная спиральная пружина, шайбы Бельвиля, газовая пружина и/или пружина иного типа) установлены в центральном канале 312 между заплечиком 322 на внутренней стенке корпуса 310 клапана и нижним концом этого корпуса.

У подвижного компонента 318 имеются верхняя часть 324, нижняя часть 326 и центральная часть 328, максимальный размер которой в поперечном направлении (например, диаметр) больше, чем у верхней и нижней частей 324, 326. Верхняя часть 324 подвижного компонента 318 введена внутрь узкой части корпуса 310 клапана, которая отходит вверх от заплечика 322, и образует со стенками этой части герметичное сопряжение. Нижняя часть 326 подвижного компонента 318 введена внутрь нижнего коннектора 316 и образует герметичное сопряжение с его внутренними поверхностями. Подвижный компонент 318 и корпус 310 вместе образуют первую кольцевую полость 330 над центральной частью 328 подвижного компонента 318 и вторую кольцевую полость 332 ниже центральной части 328 этого компонента.

Порты 334, проходящие сквозь подвижный компонент 318, обеспечивают гидравлическую связь между внутренним объемом 336 подвижного компонента 318 и второй полостью 332. Порты 338, проходящие сквозь корпус 310 клапана, обеспечивают гидравлическую связь между первой полостью 330 и областью снаружи корпуса клапана (например, со скважиной, внутри которой находится клапан 300).

Порты 335, проходящие сквозь верхнюю часть 324 подвижного компонента 318, обеспечивают гидравлическую связь между внутренним объемом 336 подвижного компонента 318 и центральным каналом 312 корпуса клапана, когда клапан 300 находится в открытом состоянии. При использовании клапана 300 эта гидравлическая связь позволяет текучим средам течь через данный клапан. Когда клапан находится в закрытом состоянии, порты 335 расположены напротив части корпуса клапана, так что поток через эти порты герметично перекрыт. В углубления, выполненные в наружных поверхностях подвижного компонента 318, введены уплотнительные элементы 340 (например, кольцевые уплотнения), герметично сопрягающиеся с внутренними поверхностями корпуса 310 клапана. Запирание клапана 300 существенно ограничивает потоки через данный клапан как сверху, так и снизу. Например, запирание клапана 300 в случае повреждения обсадной колонны способно ограничить (например, предотвратить) поступление реагентов из подающих линий 124a, 124b, 124c в скважину. В другом примере запирание клапана 300 способно ограничить (например, предотвратить) подъем флюидов по подающим линиям под действием скважинного давления при отсутствии давления в кольцевом пространстве.

Силы, соответствующие результирующему осевому давлению, обусловленному давлением в кольцевом пространстве внутри первой полости 330, стремятся сместить подвижный компонент 318 вниз (т.е. в направлении открывания клапана), тогда как силы, соответствующие результирующему давлению, обусловленные давлением во внутреннем объеме (во второй полости), стремятся сместить подвижный компонент 318 вверх (т.е. в направлении запирания клапана). Упругий компонент 320 также стремится сместить подвижный компонент 318 вверх (например, в направлении запирания клапана). Площадь поверхности подвижного компонента 318 в первой полости 330, на которую действуют силы, обусловленные давлением в кольцевом пространстве, площадь поверхности подвижного компонента 318 во второй полости 332, на которую действуют силы, обусловленные давлением во внутреннем объеме, и сила, приложенная к подвижному компоненту 318 со стороны упругого компонента 320, подбираются такими, чтобы при заданной разности давлений в кольцевом пространстве и в заданном внутреннем объеме подвижный компонент 318 был отжат вниз (т.е. в направлении открывания клапана). В некоторых случаях эта заданная разность давлений может быть выбрана исходя из нормальных условий функционирования скважинной системы и скважинного нагревателя 120. В результате управляющий клапан 300 закроется, если давление в кольцевом пространстве скважины упадет относительно нормального рабочего значения (например, при падении скважинного давления).

На фиг.3, в качестве примера, представлен другой вариант системы воздействия на подземную зону, содержащий автоматические управляющие клапаны, которые расположены вблизи скважинного нагревателя текучей среды и которые закрываются в случае падения давления подаваемой воды. Представляется желательным подавать воду к скважинному нагревателю 120 текучей среды (парогенератору) одновременно с подачей реагентов (топлива и окислителя). Даже в течение краткого периода, в течение которого имеет место сгорание реагентов при прерванной подаче воды, скважинный нагреватель, обсадная колонна или другие скважинные компоненты могут получить серьезные повреждения или полностью выйти из строя в результате перегрева.

Хотя данный вариант в основном аналогичен варианту по фиг.1, он, в дополнение к герметизатору 122, содержит верхний герметизатор 122'. Поверхностный насос (или иной источник нагнетаемой среды) 142а нагнетает нагнетаемую среду по подающей линии 124а и через управляющий клапан 126a к скважинному нагревателю 120 (например, к парогенератору). Ответвление от подающей линии 124а проходит через верхний герметизатор 122' (верхний пакер) в верхнее кольцевое пространство 145 между герметизатором 122 и верхним герметизатором 122'. Хотя в представленном варианте верхний герметизатор 122' представляет собой пакер, в других вариантах он может являться герметизирующим устройством, образующим часть трубодержателя, который закреплен и герметизирован у устьевого фланца. Путем создания герметизированного участка между герметизаторами 122, 122' давление в кольцевом пространстве скважины может не быть чисто гидростатическим давлением текучей среды в кольцевом пространстве 145, а может также включать давление текучей среды, подаваемой по питающей линии 142а. Если давление в верхнем кольцевом пространстве 145 упадет ниже порогового значения (например, соответствующего заданному давлению) в результате того, что поверхностный насос (или иной источник давления) 142а не смог, по той или иной причине, обеспечить требуемое давление, управляющие клапаны 126а, 126b, 126с автоматически закроются. Данный вариант способен понизить вероятность того, что реагенты могут поступить к скважинному нагревателю, когда в подающей линии 124а не содержится достаточное количество нагнетаемой среды.

Как показано на фиг.4, для осуществления изобретения к целевой подземной зоне 110 пробуривается скважина 114 и обеспечиваются спуск обсадной колонны и другие требуемые операции по заканчиванию скважины. После этого в скважину 114 могут быть спущены колонна 112 труб для нагнетания текучей среды и скважинный нагреватель 120, а также установлен герметизатор 122, несущий подающие линии 124a, 124b, 124c для нагнетаемой среды, окислителя и топлива, которые связывают источники 142a, 142b, 142c нагнетаемой среды, окислителя и топлива со скважинным нагревателем 120 (шаг 200). Затем активируют герметизатор 122, обеспечивая его расширение в радиальном направлении для герметичного или практически герметичного сопряжения с колонной 115 обсадных труб, чтобы изолировать часть скважины 114, в которой находится скважинный нагреватель 120. В части скважины, расположенной над герметизатором 122, создается давление, обусловленное присутствием рабочей среды, чтобы поддерживать открытыми управляющие клапаны 126a, 126b, 126c на линиях 124а, 124b, 124с, подающих нагнетаемую среду, окислитель и топливо (шаг 210). В некоторых случаях данное давление обеспечивается за счет гидростатического давления рабочей среды. В других случаях активизируют другой герметизатор 122', обеспечивая его расширение в радиальном направлении для герметичного или практически герметичного сопряжения с колонной 115 обсадных труб, чтобы изолировать часть скважины 114 между герметизаторами 122 и 122'. Ответвление от линии 124а, подающей нагнетаемую среду, гидравлически связано с частью скважины 114 между первым герметизатором (пакером) 122 и вторым герметизатором (пакером) 122', чтобы обеспечить давление в области над герметизатором 122.

После этого может быть активирован скважинный нагреватель 120, который, получая нагнетаемую среду, окислитель и топливо, обеспечивает сжигание окислителя и топлива и тем самым нагрев нагнетаемой среды (например, с получением пара) в скважине (шаг 220). Нагретая текучая среда способна понизить вязкость флюидов, присутствующих в целевой подземной зоне 110, повышая их температуру и/или действуя как растворитель. По достижении достаточного снижения вязкости флюиды (например, нефть) извлекаются из подземной зоны 110 на поверхность 116 через эксплуатационную колонну труб (не изображена). В некоторых случаях возможно нарушение режима давлений на поверхности, в скважине или в подающих линиях, например в случае повреждения системы. Возможны также изменения скважинного давления, приводящие к изменению потока нагнетаемой среды, окислителя и/или топлива (например, к изменению соотношения окислителя и топлива). Указанные нарушения постоянства давления приводят к запиранию предохранительных скважинных клапанов и, соответственно, к быстрому прерыванию потоков топлива, нагнетаемой среды и/или окислителя к скважинному нагревателю текучей среды. Тем самым обеспечивается безопасность в отношении процессов сгорания или иного выделения энергии в скважине (шаг 230).

Было описано несколько вариантов изобретения. Однако должно быть понятно, что, без выхода за пределы изобретения, в него могут быть внесены различные изменения.

Например, система может быть снабжена, в качестве управляющих клапанов 126a, 126b, 126c в подающих линиях, клапанами, регулирующими расход нагнетаемой среды, окислителя и/или топлива. Регулирующий клапан - это управляющий клапан, способный изменять размер своего проходного сечения в зависимости от определенных характеристик давления в кольцевом пространстве скважины. Например, подобный клапан может реагировать на цикличность давления, т.е. на его повышение и понижение (или понижение и повышение), в кольцевом пространстве в зависимости от заданной разности между давлениями во внутреннем объеме клапана и в кольцевом пространстве скважины и/или в зависимости от других заданных характеристик давления. В соответствующих случаях регулирующий клапан может находиться в полностью открытом состоянии (при минимальном ограничении потока), полностью закрытом состоянии (при полном или, по существу, полном перекрытии потока) и в одном или более промежуточных состояний, соответствующих различным ограничениям потока. При этом в зависимости от конкретных характеристик давления возможны циклические переходы между названными состояниями.

В некоторых вариантах управление регулирующими клапанами осуществляется дистанционно с целью изменить соотношение реагентов (топлива и окислителя) в смеси в зависимости от заданных характеристик давления в кольцевом пространстве скважины. Например, дистанционное управление регулирующих клапанов может обеспечивать регулировку подачи топлива и/или окислителя в зависимости от цикличного давления в кольцевом пространстве, разности давлений во внутреннем объеме клапана и в кольцевом пространстве скважины и/или от других заданных характеристик давления. В варианте, учитывающем цикличность давления в кольцевом пространстве, изменение посредством регулирующих клапанов отношения расходов топлива и окислителя производится при каждом заданном определенном изменении, цикличным образом, давления в кольцевом пространстве скважины (например, при мгновенном повышении или понижении этого давления до заданного значения). При этом указанное отношение будет сохранять конкретное установленное значение по завершении цикличных изменений давления в кольцевом пространстве.

Храповой механизм внутри клапана обеспечивает дискретное (пошаговое) изменение отношения топливо/окислитель для каждого положения храпового колеса, причем последнее положение этого колеса соответствует возврату к исходному значению данного отношения, соответствующему, например, минимальному отношению топливо/окислитель. Цикличное изменение давления в кольцевом пространстве заставляет клапан дискретно (пошагово) изменять состояние храпового механизма и повышать тем самым данное отношение. При этом переход храпового колеса в конечное положение возвращает отношение топливо/окислитель от максимального к минимальному значению. Последующие циклы изменения давления в кольцевом пространстве снова приведут к пошаговому изменению данного отношения до очередного достижения максимального значения с последующим возвратом к минимальному значению. Подобным образом указанное отношение может многократно настраиваться на желательный уровень. Рассмотренный метод подробно описан в US 4429748. Настройка отношения топливо/окислитель может быть обеспечена выполнением клапана 126c в виде клапана, регулирующего поток топлива, и/или клапана 126b в виде клапана, регулирующего поток окислителя. Аналогичное управление потоком нагнетаемой среды может быть обеспечено выполнением клапана 126а в виде регулирующего клапана.

В некоторых вариантах линии, подающие топливо, окислитель и нагнетаемую среду, могут быть снабжены как управляемыми клапанами-отсекателями, так и регулирующими клапанами. Альтернативно, возможности регулирования и прерывания потока могут быть совмещены в одном клапане. Сочетание признаков описанных и проиллюстрированных на чертежах вариантов изобретения позволяет обеспечить безопасное и эффективное функционирование скважинной системы сжигания топлива и генерирования пара в различных условиях, имеющих место внутри скважины и на поверхности.

Изобретение, объем которого определяется прилагаемой формулой, охватывает также и другие варианты.

1. Система для воздействия на подземную зону, содержащая:
скважинный нагреватель текучей среды, имеющий входы для нагнетаемой среды, окислителя и топлива, и
скважинный управляющий клапан, приводимый в действие посредством давления, воздействующего на клапан, и сообщающийся с одним из входов указанного нагревателя для нагнетаемой среды, окислителя или топлива, и выполненный с возможностью изменять поток, направленный к указанному входу, при изменении, по меньшей мере, давления в скважине.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит герметизатор, установленный между скважинным нагревателем текучей среды и управляющим клапаном и выполненный с возможностью контактировать со стенками скважины и гидроизолировать часть скважины над герметизатором от ее части ниже герметизатора.

3. Система по п.2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
второй герметизатор, установленный с противоположной стороны управляющего клапана относительно указанного первого герметизатора и выполненный с возможностью контактировать со стенками скважины и гидроизолировать часть скважины над вторым герметизатором от ее части ниже второго герметизатора, и
линию, сообщающуюся с пространством между указанными первым и вторым герметизаторами и обеспечивающую создание давления внутри скважины между указанными герметизаторами.

4. Система по п.3, отличающаяся тем, что указанная линия сообщается с источником нагнетаемой среды, обеспечивающим подачу нагнетаемой среды к скважинному нагревателю текучей среды.

5. Система по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что скважинный управляющий клапан содержит подвижный компонент, перемещаемый для изменения потока, направленного к входу скважинного нагревателя, по меньшей мере частично, за счет разности давлений между давлением указанного потока и давлением в скважине.

6. Система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что скважинный управляющий клапан сообщается с входом для топлива, при этом система дополнительно содержит второй скважинный управляющий клапан, сообщающийся с входом указанного скважинного нагревателя для нагнетаемой среды или для окислителя.

7. Система по п.1, отличающаяся тем, что скважинный управляющий клапан сообщается с входом указанного скважинного нагревателя для окислителя или для топлива и выполнен с возможностью изменять отношение топливо/окислитель при изменении, по меньшей мере, давления в скважине.

8. Система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что скважинный управляющий клапан установлен вблизи скважинного нагревателя текучей среды.

9. Система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что скважинный управляющий клапан выполнен с возможностью прерывания потока, направленного к указанному входу, при падении давления в скважине.

10. Система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.

11. Система для воздействия на подземную зону, содержащая:
установленный в скважине скважинный нагреватель текучей среды;
подающие линии для подачи нагнетаемой среды, окислителя и топлива, соединяющие источники нагнетаемой среды, окислителя и топлива со скважинным нагревателем текучей среды, и
скважинный топливный управляющий клапан, приводимый в действие посредством давления, воздействующего на клапан, и сообщения с линией для подачи топлива, и выполненный с возможностью изменять поток топлива к скважинному нагревателю текучей среды при изменении давления в части скважины.

12. Система по п.11, отличающаяся тем, что дополнительно содержит герметизатор, установленный между скважинным нагревателем текучей среды и указанным управляющим клапаном и выполненный с возможностью обеспечения герметичной изоляции относительно осевого потока в скважине, при этом скважинный топливный управляющий клапан выполнен с возможностью изменять поток топлива к скважинному нагревателю текучей среды при падении давления в области над герметизатором.

13. Система по п.12, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй герметизатор, установленный над указанным клапаном и выполненный с возможностью обеспечения герметичной изоляции относительно осевого потока в скважине, при этом линия для подачи нагнетаемой среды гидравлически связана с частью скважины, находящейся между указанным первым герметизатором и вторым герметизатором.

14. Система по п.11, отличающаяся тем, что указанный клапан содержит подвижный компонент, перемещаемый, по меньшей мере, частично под действием давления в скважине для изменения потока в линии для подачи топлива.

15. Система по любому из пп.11-14, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй скважинный управляющий клапан, сообщающийся с линией подачи нагнетаемой среды или окислителя и воспринимающий давление в указанной части скважины.

16. Система по любому из пп.11-14, отличающаяся тем, что скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.

17. Способ воздействия на подземную зону, включающий:
прием скважинным нагревателем текучей среды потоков нагнетаемой среды, окислителя и топлива и
изменение посредством скважинного клапана, приводимого в действие посредством давления, воздействующего на клапан, и реагирующего на изменение давления в кольцевом пространстве скважины, по меньшей мере, одного из указанных потоков.

18. Способ по п.17, отличающийся тем, что указанное изменение потока включает изменение указанного потока при падении давления в кольцевом пространстве скважины.

19. Способ по п.18, отличающийся тем, что указанное изменение потока включает его прерывание.

20. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительно включает создание давления в части скважины, прилегающей к скважинному клапану, а указанное изменение потока включает его изменение при падении давления в указанной части скважины.

21. Способ по п.17, отличающийся тем, что изменение потока включает изменение потока окислителя или топлива, поступающего к скважинному нагревателю текучей среды, для изменения отношения топливо/окислитель.

22. Способ по любому из пп.18-21, отличающийся тем, что скважинный нагреватель текучей среды содержит скважинный парогенератор.
Приоритет изобретения установлен от 06.07.2007 - по дате подачи первой заявки №60/948,346 в США.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей. .

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла, преимущественно из коллекторов с тяжелой, высоковязкой или битумной нефтью в комплексе с бурением горизонтальных скважин.
Изобретение относится к горной промышленности, в частности к газонефтедобывающей, и может быть использовано при эксплуатации скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые и при проведении ремонта скважин для борьбы с выносом песка в процессе эксплуатации.

Изобретение относится к методам разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтекерогеносодержащих месторождений. .

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к разработке залежей высоковязких нефтей и битумов путем электромагнитного и акустического воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. .

Изобретение относится к области добычи нефти с применением тепла. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой. Причем выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают пакером, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы пакер находился на расстоянии 30 м выше кровли пласта. После этого по колонне НКТ в камеру сгорания на электрическом кабеле, совмещенном с оптоволоконным кабелем, спускают источник поджига - электрический запальник до контакта с горелкой, начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом. Причем используют ГОС следующего состава, % мас.: аммиачная селитра - 45,5; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 19,5; бихромат калия - 5; этиленгликоль - 30. По достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на электрический кабель, происходит воспламенение ГОС в горелке камеры сгорания. Контролируют воспламенение и начало сжигания ГОС в камере сгорания. После этого извлекают электрический кабель, совмещенный с оптоволоконным кабелем, из колонны НКТ, производят посадку пакера в скважине, продолжают сжигание ГОС и разогревание высоковязкой нефти в пласте со снижением ее вязкости до величины, достаточной для отбора продукции насосным оборудованием. Технический результат заключается в повышении эффективности разогревания пласта с высоковязкой нефтью и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с размещенной снаружи горелкой, а к верхнему торцу горелки закрепляют термопару с удлинительным проводом. На устье скважины верхний конец удлинительного провода крепят к устройству, измеряющему температуру. После этого в межколонное пространство скважины до отверстий горелки на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник. Затем с устья скважины с помощью насоса начинают постоянную закачку ГОС в колонну НКТ. Причем используют ГОС следующего состава, мас. %: аммиачная селитра - 65,8%; 2%-ный водный раствор полиакриламида - 28,2%; бихромат калия - 1%; этиленгликоль - 5%. По достижению ГОС отверстий горелки приводят в действие электрический запальник подачей управляющего сигнала на кабель, происходит воспламенение ГОС. Извлекают кабель с электрическим запальником из колонны НКТ, осуществляют контроль за температурой горения в интервале обработки пласта посредством устройства, измеряющего температуру. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта выше допустимой температуры горения подачу ГОС в НКТ снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС в колонну НКТ увеличивают. Технический результат заключается в повышении надежности и качества обработки пласта. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для нагрева углеводородов в подземном коллекторе. Способ нагревания подземной зоны включает создание полости для размещения подземного нагревательного устройства. При этом указанное подземное нагревательное устройство включает: корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; по меньшей мере две камеры сгорания; по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива; по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода и выпуск для выпуска газообразного продукта горения. При этом по меньшей мере две камеры сгорания расположены внутри корпуса трубопровода сгорания. Трубопровод для подачи топлива предназначен для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания. Трубопровод для подачи кислорода предназначен для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания. Причем расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час). Устанавливают подземное нагревательное устройство внутри полости. Эксплуатируют подземное нагревательное устройство. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородов. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника поджига на кабеле в колонну НКТ в интервал размещения ГОС, подачу управляющего сигнала на кабель и поджиг ГОС. На устье скважины низ колонны НКТ оборудуют камерой сгорания с горелкой и первой термопарой с удлинительным проводом, а выше камеры сгорания колонну НКТ оснащают термостойким пакером и второй термопарой, спускают колонну НКТ в скважину, на устье скважины удлинительный провод соединяют устройством, измеряющим температуру с обеих термопар, и производят посадку термостойкого пакера в скважине. По колонне НКТ в горелку на кабеле спускают источник поджига - электрический запальник, а с устья скважины с помощью насоса начинают закачку ГОС в колонну НКТ с постоянным расходом, по достижении ГОС горелки камеры сгорания приводят в действие электрический запальник подачей управляемого сигнала на кабель, воспламеняют ГОС в горелке камеры сгорания, извлекают кабель из колонны НКТ. Контроль температуры горения в интервале обработки пласта производят первой термопарой, а контроль температуры в межколонном пространстве над термостойким пакером производят второй термопарой. При увеличении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта и/или в межколонном пространстве выше допустимой температуры горения в интервале обработки пласта и/или температуры, разрушающей крепление скважины, подачу ГОС снижают, а при снижении температуры горения в интервале обрабатываемого пласта ниже допустимой температуры горения подачу ГОС увеличивают с условием, чтобы температура в межколонном пространстве не превышала допустимую температуру, при которой начинается разрушение крепления скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к огневым устройствам, системам и способам и может быть использовано для получения пара при добыче углеводородов. Устройство для огневого получения пара 10 содержит камеру сгорания, имеющую стороны входа и выхода, корпус коллектора, соединенный со стороной входа камеры сгорания и выполненный с возможностью ввода в камеру сгорания топлива и окислителя, наружный корпус 11, образующий камеру хладагента 30 между его внутренней поверхностью и наружной поверхностью камеры сгорания, и множество сходящихся впускных отверстий 31 для подачи хладагента из камеры хладагента 30 в камеру сгорания. Сходящиеся впускные отверстия 31 для хладагента расположены радиально вокруг камеры сгорания и выполнены с возможностью формирования сужающегося-расширяющегося сопла из хладагента, подаваемого в камеру сгорания на стороне выхода или вблизи стороны выхода камеры сгорания, когда продукты сгорания проходят через него. В качестве хладагента используют воду. Изобретение позволяет увеличить добычу углеводородов из подземных углеводородных пластов, повысить эффективность, надежность и износостойкость огневых устройств при долговременной постоянной эксплуатации. 7 н. и 40 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи нефти при помощи забойного парогазогенератора. Система забойного парогазогенератора содержит корпус, выполненный с возможностью установки в зоне забоя эксплуатационной скважины. При этом корпус включает в себя первый корпусной участок, имеющий камеру смеси нефти и газа, второй корпусной участок, имеющий камеру сгорания и соединенный с первым корпусным участком, парогазогенератор, множество теплообменных трубок и окно выхлопа. Причем первый корпусной участок имеет по меньшей мере одно впускное окно в камеру смеси нефти и газа для обеспечения прохода нефти из нефтяного коллектора эксплуатационной скважины в камеру смеси нефти и газа. Причем первый корпусной участок дополнительно имеет по меньшей мере одно выпускное окно за пределами камеры смеси нефти и газа для обеспечения прохода смешанной нефти из нефтяного коллектора и отработанного газа из камеры смеси нефти и газа. Причем по меньшей мере одно выпускное окно отнесено на выбранное расстояние по меньшей мере от одного впускного окна. Парогазогенератор выполнен с возможностью сжигания топлива в камере сгорания. Множество теплообменных трубок размещены в камере смеси нефти и газа. Причем теплообменные трубки соединены для передачи тепла, вырабатываемого в камере сгорания, в нефть из коллектора в камере смеси нефти и газа. Окно выхлопа установлено для подачи отработанного газа из камеры сгорания в камеру смеси нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов, обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных месторождений путем повышения и регулирования дебита, снижения энергетических и капитальных затрат, повышения безопасности и экологичности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

Изобретение относится к добыче нефти из подземного резервуара, содержащего нефть
Наверх