Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)



Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)
Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)

 


Владельцы патента RU 2444619:

АРЧОН ТЕКНОЛОДЖИЗ ЛТД. (CA)

Изобретения относятся к области добычи углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - устранение потребности в отдельной площадке для закачки окисляющего газа, за счет чего снижаются затраты и уменьшается вредное воздействие на окружающую среду, устранение возможности вытеснения окисляющего газа в горизонтальный ствол продуктивной скважины. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора включает: обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе и имеющий на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, причем горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью; обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол; закачку среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в продуктивную скважину; подачу окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально в местоположении вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины; поджигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины с целью инициации горения части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и создания фронта горения, который продвигается от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола к его призабойной части; обеспечение стекания нагретого сжиженного углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение касается модифицированного способа извлечения углеводорода из подземного коллектора с помощью внутрипластового горения и использования горизонтальной продуктивной скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

ПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В патенте США 5626191, выданном 6 мая 1997 года (в дальнейшем патент ′191), описаны способы добычи углеводорода из подземного углеводородного коллектора с помощью внутрипластового горения при использовании (i) как минимум, одной нагнетательной скважины, расположенной относительно высоко в коллекторе для закачки окисляющего газа в углеводородный пласт, и (ii) продуктивной скважины для добычи сжиженного и газифицированного углеводорода из углеводородного коллектора. Продуктивная скважина имеет вертикальную секцию, которая соединяется с горизонтальным стволом, вытянутым в основном перпендикулярно наружу от вертикальной секции и имеющим призабойную часть [«носок»] и приствольную часть [«пятку»]. Горизонтальный ствол закончен относительно низко в коллекторе и в приствольной части соединяется с вертикальной секцией. Воздух или другой окисляющий газ, как, например, обогащенный кислородом воздух, закачивается по нагнетательной скважине в углеводородный коллектор, обычно через перфорационные отверстия в верхней части вертикальной нагнетательной скважины, расположенные около призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины. Горизонтальный ствол продуктивной скважины ориентирован, как правило, перпендикулярно к обычно квазивертикальному фронту горения горящего углеводорода, который образуется после загорания части углеводорода в коллекторе, ближайшем к нагнетательной скважине. К фронту горения подается окисляющий газ по нагнетательной скважине. Призабойная часть горизонтальной части ствола расположена на пути продвигающегося фронта горения. Образующийся в результате фронт горения распространяется от призабойной части горизонтального ствола вдоль горизонтального ствола в направлении к приствольной части. Во время этого процесса нагретый углеводород в коллекторе перед перемещающимся фронтом горения сжижается или газифицируется и течет в горизонтальный ствол, а из этого ствола затем отводится на поверхность по вертикальной секции продуктивной скважины. Этот процесс в патенте США 5626191 назван «THAI™», акроним «toe-to-heel air injection» [закачка воздуха от призабойной части к приствольной части], зарегистрированный товарный знак фирмы Archon Technologies Ltd., дочерней фирмы Petrobank Energy and Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.

В патенте США 6412557, принадлежащем тому же правообладателю, описан модифицированный способ, имеющий дополнительную стадию размещения обогащающего углеводород катализатора вдоль, внутри или вокруг горизонтального ствола, для значительного снижения вязкости углеводорода и повышения качества углеводорода, а также увеличения потока углеводорода из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины с последующим отводом на поверхность. Такой модифицированный способ известен в промышленности под товарным знаком CAPRI™, зарегистрированном на имя фирмы Archon Technologies Ltd.

В WO 2005121504 (РСТ/СА 2005/000833), поданном 12 декабря 2005 года, также принадлежащем тому же правообладателю, предлагается способ, подобный способу под торговым знаком THAI™, включающий, кроме того, дополнительную стадию установки нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины в пределах вертикальной секции и в основном по длине горизонтального ствола до расположения рядом с его призабойной частью, предназначенной для закачки неокисляющей среды, включающей пар, воду или неокисляющий газ, по колонне в призабойную зону вышеуказанного горизонтального ствола. Закачка такой неокисляющей среды в призабойную зону горизонтального ствола имеет эффект вытеснения любого окисляющего газа в такой зоне и, таким образом, предотвращения горения обогащенного углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол, а также повышает окружающее давление в горизонтальном стволе, с тем чтобы предотвратить или уменьшить дальнейшее поступление окисляющего газа из нагнетательной скважины, через которую осуществляется закачка окисляющего газа в углеводородный коллектор.

Недостатком каждого из вышеупомянутых способов известного уровня техники для извлечения сжиженных и/или газифицированных углеводородов из углеводородного пласта является то, что окисляющий газ необходимо закачивать рядом с призабойной частью горизонтального ствола и в отдалении от вертикальной секции продуктивной скважины. Такое место закачки окисляющего газа удалено от вертикальной секции продуктивной скважины, а поверхность продуктивной скважины - это местоположение, где обычно образуется окисляющий газ. Закачка и вертикальная секция продуктивных скважин могут быть разделены расстоянием один (1) километр или больше. Таким образом, такие способы известного уровня техники обычно требуют транспортировки окисляющего газа к местоположению нагнетательной скважины по трубопроводу от продуктивной скважины или альтернативно требуют установки оборудования в местоположении нагнетательной скважины для обеспечения образования окисляющих газов для последующей закачки. Это требует чистого доступа за счет сплошной вырубки и/или увеличения пространства в местоположении нагнетательной скважины, чтобы разместить дополнительное технические средства для доставки и/или генерации и сжатия окисляющего газа, увеличивая тем самым масштаб воздействия на экологическую среду и влияние буровых работ на окружающую среду, а также обычно приводит к дополнительным затратам.

Таким образом, существует потребность в модифицированном по сравнению с THAI™ и CAPRI™ способе, в котором такие недостатки исключены.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ в соответствии с настоящим изобретения - это модифицированный способ внутрипластового извлечения углеводорода, в котором вместо закачивания окисляющего газа возле призабойной части горизонтального ствола, окисляющий газ закачивается в или возле продуктивной вертикальной секции продуктивной скважины (то есть у приствольной части). Модифицированный способ устраняет потребность в отдельной буровой или эксплуатационной площадки для закачки окисляющего газа, тем самым снижая затраты и уменьшая вредное воздействие внутрипластовых способов извлечения на окружающую среду.

Преимуществом способа в соответствии с настоящим изобретения в конкретном третьем примере осуществления изобретения, описанном ниже, является также то, что исключается потребность в отдельной нагнетательной скважине для окисляющего газа, в том смысле, что при таком усовершенствовании вертикальная секция продуктивной скважины служит также и нагнетательной скважиной, таким образом, снижаются затраты на бурение скважины и уменьшаются капитальные затраты.

В частности, в отличие от способа «от призабойной части-к-приствольной части» способ в соответствии с настоящим изобретением представляет собой способ «от приствольной части-к-призабойной части». Место закачки окисляющего газа теперь находится у приствольной части в противоположность призабойной части, так что фронт горения движется в противоположном направлении от указанного в THAI™ способе, а именно направления от приствольной части горизонтальной скважины к призабойной части.

В настоящем изобретении разработаны три зоны коллектора относительно местоположения зоны горения. Возле призабойной части и за после прохождения фронта горения от приствольной части находится обедненная нефтью зона горения, которая появляется после закачки окисляющего газа и после некоторого продвижения фронта горения в направлении от нагнетательной скважины и приствольной части горизонтального ствола. Эта зона горения заполняется в основном окисляющим газом. Дальше находится зона кокса, которая по существу представляет собой зону в коллекторе, через которую окисляющий газ смог проникнуть в коллектор, и по существу зону, в которой находится фронт горения (происходящее горение - это горение оставшегося кокса, представляющего собой углеводород, который остается после сжижения или газификации легких углеводородов, находящихся в коллекторе и перед фронтом горения, и после стекания этих углеводородов в горизонтальный ствол и их последующего отвода на поверхность). Наконец, в направлении к призабойной части горизонтальной скважины находится часть коллектора, содержащая углеводороды, к которой фронт горения продвигается.

При более высоких скоростях закачки окислителя давление в коллекторе повышается и окисляющий газ в зоне горения, содержащей остаточный кислород, может вытесняться в горизонтальный ствол продуктивной скважины. Это не допускается в способе в соответствии с настоящим изобретением, в котором производится закачка, в течение ограниченного периода времени или непрерывно, такой среды, как неокисляющий газ, например, двуокись углерода, и/или пар или вода, для повышения давления в горизонтальном стволе продуктивной скважины.

Соответственно, в одном широком аспекте способа в соответствии с настоящим изобретением для реализации преимущества возможности закачки окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины или в вертикальной секции продуктивной скважины, предлагается модифицированный способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление углеводорода внутрь горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) закачка, периодическая или непрерывная, среды в горизонтальный ствол рядом с его приствольной частью, в котором среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как, например, двуокись углерода, пар или вода;

(d) подача окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально, в месте установки вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины;

(e) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части;

(f) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и

(g) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

Относительно стадии (g) выше, отвод углеводорода из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне обычно производится без нагнетания насосом, но нагнетание насосом может потребоваться для отвода углеводорода из горизонтального ствола, если достаточные количества инертных газов, как, например, газифицированный углеводород, двуокись углерода или азот, не поступят в горизонтальный ствол и, таким образом, в насосно-компрессорную колонну под значительным окружающим давлением углеводородного пласта, как может произойти во время пускового периода. Стандартный механизм добычи нефти путем уменьшения плотности жидкой смеси с помощью газов называется ′газлифт′.

В первом примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением закачка окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины выполняется за счет бурения отдельной нагнетательной скважины рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы окисляющий газ можно было закачивать в пласт через эту нагнетательную скважину рядом с продуктивной скважиной. Таким образом, и предпочтительно, такую буровую площадку можно затем использовать для бурения как продуктивной скважины, так и нагнетательной скважины, таким образом, экономя на расходах и стоимости бурения скважины.

Дополнительно, и предпочтительно, поскольку нагнетательная скважина расположена рядом с продуктивной скважиной, в которой, как правило, имеется оборудование для выработки электроэнергии, используемое для производственных нужд, окисляющий газ можно получать обычно и проще и сразу же закачивать в нагнетательную скважину, что в противном случае нельзя было бы сделать, если бы нагнетательная скважина была удалена от вертикальной секции продуктивной скважины, как в прототипе.

Во втором примере осуществления изобретения нагнетательная скважина представляет собой скважину с боковым входом в вертикальной секции продуктивной скважины; таким образом, снова обеспечивается расположение нагнетательной скважины рядом с нагнетательной скважиной для достижения вышеупомянутых выгод, а также дополнительной выгоды за счет того, что верхняя часть вертикальной секции продуктивной скважины может использоваться при бурении скважины с боковым входом, что также сокращает затраты на бурение.

В частности, во втором предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного пласта, включающий следующие стадии:

(а) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в пласте, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, расположенную в пласте немного ниже по вертикали, чем приствольная часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и вдоль горизонтального ствола до призабойной части, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, причем нагнетательная колонна спускается вниз в вертикальной секции до приствольной части;

(d) закачка среды в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода;

(e) обеспечение нагнетательной скважины в качестве запасного повторного входа из вертикальной секции продуктивной скважины, причем нагнетательная скважина проходит в углеводородный пласт;

(f) подача окисляющего газа в часть углеводородного пласта по нагнетательной скважине;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном пласте рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном пласте и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

В третьем предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ добычи углеводорода из углеводородного коллектора, в котором полностью исключается необходимость в нагнетательной скважине для закачки окисляющего газа, таким образом, снижается стоимость внедрения внутрипластового способа в соответствии с настоящим изобретением.

В частности, в этом третьем и предпочтительном примере осуществления настоящего изобретения в вертикальной секции продуктивной скважины выполнены перфорационные отверстия, предназначенные для пропуска окисляющего газа (подаваемого в эту вертикальную секцию) в углеводородный пласт рядом с вертикальной секцией. В этом случае исключается необходимость бурить отдельную нагнетательную скважину.

Более того, как часть способа в соответствии с настоящим изобретением, среда в виде неокисляющего газа, как, например, двуокись углерода, пар или вода закачивается либо непрерывно, либо периодически в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, которая доходит до приствольной части продуктивной скважины. Может быть предусмотрен ряд «пакеров», расположенных в продуктивной скважине для изоляции окисляющего газа, подаваемого в вертикальную секцию продуктивной скважины из приствольной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в которую неокисляющая среда подается.

Таким образом, в третьем предпочтительном примере осуществления изобретения способ в соответствии с настоящим изобретением включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, проходящей от поверхности продуктивной скважины до, как минимум, приствольной части продуктивной скважины для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна проходит вниз в вертикальной секции до занятия им положения, проходящего, как минимум, в приствольную часть горизонтального ствола;

(d) закачка среды в продуктивную скважину, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как например, двуокись углерода пар или воду;

(e) выполнение перфорационных отверстий в вертикальной секции продуктивной скважины в месте над приствольной частью;

(f) подача окисляющего газа в вертикальную секцию и, таким образом, в часть углеводородного коллектора через перфорационные отверстия в вертикальной секции;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и

(i) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

Предпочтительно, в третьем примере осуществления настоящего изобретения также исключается необходимость, в отличие от прототипа, «герметизировать» (с помощью цементной пробки или подобного средства) горизонтальный ствол каждой продуктивной скважины, когда ряд продуктивных скважин расположены одна за другой и когда вертикальная секция первой продуктивной скважины впоследствии превращается в нагнетательную скважину (см., патент США ′191, колонка 6, строка 47 - колонка 7, строка 9 и Фигуры 14D-F в этом патенте). Внутрипластовый способ в соответствии с настоящим изобретением, в частности, третий пример осуществления изобретения, - это способ дополнительного снижения затрат на внутрипластовое извлечение за счет сокращения числа стадий, в которые входит не только исключение потребности бурить нагнетательные скважины, но также и исключение необходимости «герметизировать» другие скважины, как это требуется в внутрипластовых способах прототипа, как иллюстрируется в вышеупомянутом патенте США ′191.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В прилагаемых чертежах, которые иллюстрируют ряд примеров осуществления изобретения:

Фигура 1А - схематичный вид в перспективе структуры внутрипластового извлечения известного уровня техники в углеводородном коллекторе, демонстрируются нагнетательные скважины для воздуха, расположенные у призабойной части каждого из соответствующих горизонтальных стволов используемых продуктивных скважин;

Фигура 1В - поперечное сечение одной нагнетательной скважины и соотнесенной продуктивной скважины, показанной на Фигуре 1А;

Фигура 2А - схематическое поперечное сечение (не в масштабе) одной нагнетательной скважины и сопутствующей продуктивной скважины в соответствии с первым примером осуществления настоящего изобретения, с использованием способа в соответствии с настоящим изобретением, когда фронт горения распространяется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;

Фигура 2В - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2А, также не в масштабе, в следующий момент времени, когда фронт горения распространился в течение некоторого времени и придвинулся ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;

Фигура 2С - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2В, также не в масштабе, в последующий момент времени, когда фронт горения распространился дальше и переместился еще ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;

Фигура 3 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, демонстрирует второй пример осуществления настоящего изобретения, а именно продуктивную скважину и сопутствующую нагнетательную скважину с боковым входом (не в масштабе) и далее изображение способа в соответствии с настоящим изобретением, когда распространение фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины производства, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;

Фигура 4 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, которое демонстрирует третий пример осуществления настоящего изобретения, а именно поперечное сечение продуктивной скважины (не в масштабе), с применением способа в соответствии с настоящим изобретением для распространения фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения; и

Фигура 5 - схематичный вид в перспективе способа внутрипластового извлечения, представленного на Фигуре 4, демонстрирующий третий и предпочтительный пример способа извлечения углеводородов из углеводородного коллектора в соответствии с настоящим изобретением.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На Фигуре 1А показан схематичный полупрозрачный вид компоновки скважин, используемых в известном уровне техники для внутрипластового извлечения углеводорода из подземного углеводородного коллектора или пласта 10.

В частности, на Фигуре 1А схематично изображен способ известного уровня техники внутрипластового извлечения углеводорода, описанного в патенте США 5626191, включающий размещение ряда продуктивных скважин 12, каждая включает в основном вертикальную секцию 16 и в основном горизонтальный ствол 16, имеющий призабойную часть 18 и приствольную часть 20. Горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 размещен в нижней зоне углеводородного пласта 10, этот ствол в основном пористый, что позволяет текучим средам проникать через него. Предусмотрен ряд нагнетательных скважин 22, расположенных в зоне рядом с призабойной частью и спускающихся вниз в пласт 10, причем перфорационные отверстия в верхней области достигают объема, занятого нефтью в коллекторе.

На Фигуре 1В показано схематичное поперечное сечение нагнетательной скважины 22 и соотнесенной продуктивной скважины 12, показанной на Фигуре 1А.

В способе внутрипластового извлечения известного уровня техники, представленного на Фигурах 1А & В окисляющий газ 24, например, воздух (который содержит кислород), кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в пласт 10 по каждой из нагнетательных скважин 22, так чтобы часть углеводорода в пласте 10 сгорала. В частности, часть углеводорода в углеводородном пласте 10 в зоне нагнетательной скважины 22, когда происходит подача окисляющего газа 26, воспламеняется и горит, тем самым, внутри пласта 10 образуется и создается в основном вертикальный и вытянутый вбок фронт горения 26. Этот фронт горения 26, за счет теплопередачи и образования нагретых сгоревших газов внутри пласта 10 нагревает углеводороды в пласте 10 непосредственно впереди и перед фронтом горения 26. При этом обеспечивается газификация более летучих углеводородных соединений в пласте 10, а затем обогащение части углеводородных твердых частиц или битумов в пласте с одновременным повышением их вязкости, чтобы образовались подвижные сжиженные углеводороды 30. Остальные тяжелые углеводороды, в частности, кокс, остаются, образуя топливо для продвигающегося фронта горения 26 и поддерживая продвижение фронта горения 26 и процесс внутрипластового горения и обогащения углеводорода. Затем подвижные сжиженные углеводороды 30 и газифицированные компоненты (некоторые из них могут затем конденсироваться в виде жидкостей 30) стекают вниз под действием силы тяжести через пласт и скапливаются в самой нижней зоне пласта 10, стекая в горизонтально вытянутый горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. В горизонтальном стволе 16 продуктивной скважины 12 обычно, как минимум, в течение ограниченного периода времени, сохраняется давление газа меньше, чем давление газа пласта 10 (вследствие отвода из него скопившихся жидких углеводородов 30, а также газообразных углеводородов). Такое пониженное газовое давление в горизонтальном стволе 16 по сравнению с давлением пласта 10 перед фронтом горения 26 способствует поступлению жидкого и газообразного углеводорода из углеводородного пласта 10 в горизонтальный ствол 16. В другие периоды времени, в результате закачки среды 52 по нагнетательной колонне 50, рассматриваемой ниже, в горизонтальный ствол 16 газообразное давление в горизонтальном стволе 16 может время от времени приближаться к давлению газа внутри пласта 10 или даже превышать его.

Важным является то, что в способе известного уровня техники внутрипластового извлечения, представленного на Фигурах 1А & В и описанного выше, нагнетательные скважины 22 расположены рядом с призабойной частью горизонтального ствола 16, а окисляющий газ закачивается в пласт в этих местоположениях по нагнетательным скважинам 22. Фронт горения 26, куда поступает окисляющий газ 24, затем направляется наружу от нагнетательной скважины 22 и перпендикулярно к горизонтальным скважинам 16 и вдоль них в направлении от призабойной части к приствольной части.

Недостатком такого способа известного уровня техники является не только необходимость создания буровой площадки 32 для продуктивной скважины 12, но и дополнительной отдельной буровой площадке для нагнетательной скважины 22, и такую отдельную нагнетательную скважину 22 нужно пробурить в этом пласте. Кроме того, нужно доставить оборудование для выработки и закачки кислорода (не показано) и установить его на поверхности такой нагнетательной скважины 22, поскольку нагнетательная скважины удалена от поверхности продуктивной скважины 12. Оба эти требования значительно повышают затраты на осуществление способов известного уровня техники по внутрипластовому извлечению углеводородов.

На Фигурах 2А-2С в настоящем описании показан модифицированный (первый) способ внутрипластового извлечения, в котором специально исключена, как минимум, одна из вышеуказанных статей расходов в способах внутрипластового извлечения известного уровня техники, а именно расходы на сооружение отдельной буровой площадки для нагнетательной скважины 22

В частности, как видно на Фигурах 2А-2С, одна бурильная площадка 32 создается за счет вырубки деревьев и устранения других препятствий и на ней устанавливается одна бурильная платформа. Бурение продуктивной скважины 12 производится по обычным технологиям бурения, включающим вертикальную секцию 14 и дальше горизонтальный ствол 22, соединяющийся с вертикальной секцией 14. Горизонтальный ствол 16 имеет призабойную часть 18 и приствольную часть 20, в том месте, где он пересекается с вертикальной секцией 14. Продуктивная скважина 12 заканчивается обычным процессом обсаживания скважины 12, и далее вставкой внутрь продуктивной скважины 12 насосно-компрессорной колонны 40, которая проходит вниз в вертикальной секции 14 до приствольной части 20 и предпочтительно вдоль горизонтального ствола 16, предпочтительно до его призабойной части 18, насосно-компрессорная колонна 40 имеет открытый конец 42 в границах горизонтального ствола 16. Насосно-компрессорная колонна 40 обычно представляет собой типичные гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ), какие обычно используются при буровых работах.

Кроме того, предусматривается дополнительная нагнетательная колонна 50, равно как и типичные гибкие насосно-компрессорные трубы, обычно используемые при буровых работах, для закачки среды 52 в продуктивную скважину 12, среда 52 включает неокисляющий газ, предпочтительно двуокись углерода благодаря его разбавляющему действию на углеводороды или, в качестве варианта или в комбинации, пар или воду или другую негорючую текучую среду. Как видно на Фигурах 2А-2С, нагнетательная колонна 50 проходит в приствольную часть 20 горизонтального ствола 16. Предусматривается, как минимум, один изоляционный пакер 54 для обеспечения закачки среды 52, при желании, закачиваемой в сжатом состоянии периодически или непрерывно с целью периодического или непрерывного повышения давления, при желании, горизонтального ствола 16, способствуя вытеснению сжиженного углеводорода 30 в насосно-компрессорную колонну 40 и препятствуя поступлению окисляющего газа в горизонтальный ствол 16.

При использовании одной бурильной площадки 32 производится бурение дополнительной нагнетательной скважины 22, проходящей, как минимум, в верхнюю зону углеводородного пласта 10. В нагнетательной скважине 22 в ее нижнем конце обычно выполняются перфорационные отверстия 75 для обеспечения нагнетания и закачки окисляющего газа 24, например, воздуха или кислорода, в содержащую углеводород зону углеводородного пласта 10.

Способ в соответствии с настоящим изобретением, первый пример осуществления показан на Фигурах 2А-2С, соответственно выполняется следующим образом:

Окисляющий газ 24 закачивается в пласт 10 по нагнетательной скважине 22. Преимуществом является то, что оборудование (не показано), используемое для выработки окисляющего газа 24 и закачки этого окисляющего газа 24, не нужно размещать вдали от продуктивной скважины 12. Вместо этого оборудование можно расположить в соответствии с предлагаемым в настоящем изобретении способом рядом с продуктивной скважиной 12, и в частности, при желании, на бурильной площадке 32 или в непосредственной близости от нее, что исключает необходимость вырубки и сооружения отдельной бурильной площадки в удаленном месте, как было бы при размещении нагнетательной скважины 22 в направлении к призабойной части горизонтальной скважины 16. Кроме того, эксплуатацию и техобслуживание оборудования для подачи окисляющего газа можно удобно проводить на площадке для подготовки нефти, расположенной возле скважины 12. Углеводороды рядом с нагнетательной скважиной 22 зажигаются, и вследствие подачи окисляющего газа 24 создается фронт горения 26, который согласно способу, представленному на Фигурах 2А-2С, продвигается в виде в основном вертикального, вытянутого вбок, фронта (см. также Фиг.5 в настоящем описании) от приствольной части 20 горизонтального ствола 16 к призабойной части 18. Вязкие и высоковязкие углеводороды, включая битум, в углеводородном пласте 10 перед перемещающимся фронтом горения 26 благодаря вырабатываемому теплу обогащаются и превращаются в жидкость и при этом становятся менее вязкими. Некоторые углеводороды в пласте 10 перед фронтом 26 превратятся в газ. Сжиженные углеводороды 30 и газифицированные углеводороды, теперь подвижные, стекают вниз и в горизонтальный ствол 16, который выполнен пористым (т.е. в верхней части имеет отверстия 60) для обеспечения нагнетания углеводородов 30 и, таким образом, сбор этих углеводородов 30.

Этот процесс продолжается по мере того, как фронт горения 26 продвигается и, таким образом, «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16.

Примечательно, что до образования фронта горения 26 углеводородный пласт 10 предпочтительно сначала предварительно нагревается за счет закачки нагретой неокисляющей среды 52, например пара, которая закачивается в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 по нагнетательной колонне 40, а отводится по насосно-компрессорной колонне 50 или альтернативно через кольцевое пространство 80 в вертикальной секции 16, если отсутствуют изоляционные пакеры 54. Предварительное нагнетание нагретой среды имеет преимущество нагрева продуктивной скважины 12 и ее продукционных компонентов, при этом повышается текучесть сжиженных углеводородов 30, которые текут в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Эта процедура пригодна в коллекторах битума, поскольку холодная нефть, которая может поступать в горизонтальный ствол 16, будет очень вязкая, ее течение будет слабым, и она может закупорить горизонтальный ствол 16. Для пластов 10 с подвижной нефтью не требуется экстенсивное парообразование преждевременного зажигания для нагрева нефти, чтобы обеспечить ее движение, однако, это может быть полезно для уменьшения нефтенасыщенности возле нагнетательной скважины 22 для окисляющего газа и повышения температуры углеводорода, чтобы добиться его зажигания. Могут применяться другие способы зажигания, например, зажигание легко воспламеняющихся топлив, как например, льняного масла, или закачка горячего топочного газа. Для битумных коллекторов пар также закачивается по нагнетательной скважине 22 и может также закачиваться в коллектор 10 в зоне между нагнетательной скважиной 22 и призабойной частью 18 горизонтального ствола 16, чтобы нагреть нефть и повысить ее мобильность до начала закачки окисляющего газа 24 в породу-коллектор 10.

После возникновения зажигания и фронта горения 26 закачивается неокисляющая среда 52 в виде пара, неокисляющего газа, например, двуокись углерода, или вода, непрерывно или спорадически по нагнетательной колонне 50 в горизонтальный ствол 16, в котором благодаря изоляционным пакерам 54 можно создавать повышенное давление. Назначение такой неокисляющей среды 52 определяется разными причинами. Во-первых, повышенное давление внутри горизонтального ствола 16 уменьшает поступление или препятствует поступлению окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 из пласта 10, который в противном случае мог бы в комбинации с сжиженными и газообразными углеводородами образовать взрывчатую смесь с пагубными потенциально взрывоопасными последствиями или, как вариант, вступить в реакцию с кислородом напрямую, с образованием кокса, который бы в противном случае закупорил горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Последствием наличия углеводорода (нефти) и кислорода вместе в стволе скважины является возгорание и потенциально взрыв с достижением высоких температур, возможно, свыше 1000°С. Это может причинить непоправимый ущерб стволу скважины, включая выход из строя фильтров для задержания песка (не показаны). Присутствия кислорода и температуры в стволе скважины свыше 425°С необходимо избегать в целях безопасности и непрерывности работ по добыче нефти. Во-вторых, закачка среды 52 может вызвать повышение давления в горизонтальном стволе 16 и способствовать перегонке сжиженных и газообразных углеводородов 30, скопившихся в горизонтальном стволе 16, в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, тем самым, содействуя понижению уровня жидкостей 30 и добыче углеводородов 30 из продуктивной скважины 12. В-третьих, среда 52 при закачке по нагнетательной колонне 50 может нагреваться. Предпочтительно средства для нагрева среды 52 в данном способе для удобства могут быть размещены на поверхности продуктивной скважины 12 и на буровой площадке 32 или возле нее. И, наконец, когда в качестве закачиваемой среды 52 выступает двуокись углерода, ее закачка в горизонтальную скважину 16 служит не только удобной углеродной «воронкой» для сброса такого парникового газа, но также благодаря влиянию свойств разбавителя двуокиси углерода на жидкие углеводороды 30 уменьшает их вязкость и, таким образом, способствует понижению уровня скопившихся жидких углеводородов 30 по насосно-компрессорной колонне 40.

Как видно на Фигурах 2А-2С, во время продвижения фронта горения 26 кокс осаждается в коллекторе 10 и служит топливом для процесса внутрипластового горения. Горячие топочные газы 70 продвигаются в пласт 10, нагревая находящийся в нем углеводород и связанную воду, которая там присутствует. Часть этих углеводородов сжижается и сжиженные углеводороды 30 текут вместе с топочными газами в горизонтальный ствол 16 через перфорационные отверстия 60, как показано на Фигурах 2А-2С. Сжиженные углеводороды 30 поступают в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16 и поступают в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, поток идет обратно и затем вверх к поверхности. Процесс устойчивый и непрерывный, при непрерывном продвижении фронта горения 26 в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16.

Окисляющий газ 24, как правило, воздух, кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в верхнюю часть коллектора 10. Осевший ранее кокс поглощает кислород, так что только бескислородные газы контактируют с нефтью над коксовой зоной у фронта горения 26. Температура топочных газов обычно равна 600°С и достигает 1000°С в результате высокотемпературного окисления коксового топлива. В подвижной нефтяной зоне 80 перед фронтом горения 26 эти горячие газы 70 и пар нагревают нефть до температуры свыше 400°С, в результате нефть частично крекируется, некоторые компоненты испаряются, а вязкость нефти значительно снижается. Самые тяжелые компоненты нефти, как например, асфальтены, остаются на породе и позже составят коксовое топливо, когда фронт горения 26 достигнет этого места. В подвижной нефтяной зоне 80 газы и нефть стекают вниз в горизонтальный ствол 16 под действием силы тяжести, а время от времени под действием депрессионной воронки горизонтального ствола 16, когда он находится не под давлением. Коксовая зона у фронта горения 26 и подвижная нефтяная зона 80 движутся в сторону от направления от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтальной скважины 16. В секции зоны горения 100 за фронтом горения количество жидкостей (нефть и вода) уменьшается, и секция заполняется окисляющим газом 24. Существует опасность, что в секцию горизонтальной скважины 16 напротив зоны горения 100 может поступать кислород или окисляющий газ 24, под действием которого загорится нефть, находящаяся внутри горизонтальной скважины 16, и создаст в стволе скважины очень высокие температуры, что нанесло бы ущерб стальной обсадной трубе, а особенно песочным фильтрам, пропускающим текучие среды 30, но задерживающим песок. При выходе из строя песочных фильтров песок из рыхлого продуктивного пласта попадет в горизонтальный ствол скважины 16, который следует закрыть с целью последующей очистки и восстановления с помощью цементных пробок. Эта операция очень сложная и опасная, поскольку горизонтальный ствол скважины 16 может содержать взрывоопасные уровни нефти и кислорода.

Способ в соответствии с настоящим изобретением рассматривает пути предупреждения попадания окисляющего газа 24 из пласта 10 в горизонтальный ствол 16. Первый способ состоит в снижении скорости закачки окисляющего газа 24, чтобы уменьшить коллекторное давление в пласте 10. Второй способ состоит в снижении скорости откачки сжиженного углеводорода 30 по насосно-компрессорной колонне 40 (т.е. снижение объема выпуска по насосно-компрессорной колонне 40), чтобы тем самым увеличить давление скважины в горизонтальном стволе 16. Оба эти способа приводят к сокращению объемов выпуска углеводорода, что экономически убыточно. Альтернативный и предпочтительный способ - это способ, представленный ранее в данном описании, а именно закачка неокисляющей среды 52 в горизонтальный ствол 16 по нагнетательной колонне 50, которая, как считается, оказывает небольшое влияние на слив углеводородных жидкостей под действием силы тяжести в горизонтальную скважину 16. В любом случае такую закачку среды 52 можно выполнять периодически и только в течение времени, достаточного для уменьшения концентраций кислорода внутри горизонтального ствола 16 до концентраций ниже взрывоопасных значений. При номинальном режиме работы вдоль горизонтальной секции, или внутри, можно разместить ряд термопар, и появление повышенных температур будет сигнализировать о внедрении окисляющего газа, с тем чтобы по колонне 52 можно было добавить воду или пар для снижения температуры в стволе скважины, разбавить находящийся там кислород и повысить давление в скважине для предотвращения дальнейшего поступления окисляющего газа.

На Фигуре 3 схематично иллюстрируется еще один предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, имеющий такие же компоненты, как и обозначенные на Фигурах 2А-2С, и такую же методологию. И в этом случае окисляющий газ закачивается в пласт 10 через нагнетательную скважину 22, и создается фронт горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая стекание сжиженных углеводородов 30, а также и газифицированных углеводородов в горизонтальный ствол 16 и их отвод на поверхность по насосно-компрессорной колонне 40.

Но особенно важным и единственным отличием способа внутрипластового извлечения, показанного на Фигуре 3, от способа, о котором шла речь раньше и который продемонстрирован на Фигурах 2А-2С, является то, что нагнетательная скважина 22 в способе, изображенном на Фигуре 3, выполнена в виде скважины с боковым входом изнутри вертикальной секции 16 продуктивной скважины 12.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 3, бурение нагнетательной скважины 22 требует меньше затрат, так как верхняя часть такой нагнетательной скважины уже пробурена, поскольку она общая с вертикальной секцией 16 продуктивной скважины 12.

Соответственно, не только снижаются затраты за счет размещения нагнетательной скважины 22 в местоположении и в непосредственной близости от продуктивной скважины 12 и ее сопутствующего оборудования и не нужно создавать отдельную буровую площадку 32, но кроме этого снижаются затраты на бурение скважины при бурении нагнетательной скважины 22.

На Фигуре 4 изображен третий и наиболее предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для выполнения внутрипластового извлечения углеводорода. Этот способ, как и в первый пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенный на Фигурах 2А-2С, и как второй пример осуществления изобретения, изображенный на Фигуре 3, включает в качестве неотъемлемого компонента способ создания фронта горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая тем самым скопление в горизонтальном стволе 16 жидких углеводородов 30, которые затем откачиваются насосно-компрессорной колонной 40 и выдаются на-гора.

Однако важным в этом третьем примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенном на Фигуре 4, является отсутствие стадии бурения нагнетательной скважины 22. Вместо этого в вертикальной секции 14 продуктивной скважины 12 выполнены перфорационные отверстия 60 и окисляющий газ 24 закачивается в эту вертикальную секцию 14 и, таким образом, в пласт 10. Закачка окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 не допускается за счет использования изоляционных пакеров 54, которые эффективно отделяют добытые сжиженные углеводороды в горизонтальном стволе 16 от окисляющего газа 24, например кислорода, тем самым предотвращается образование взрывоопасных смесей. Нагнетательная колонна 50 также используется, как и в предыдущих примерах осуществления изобретения, для спорадической или непрерывной закачки неокисляющего газа 52 в горизонтальный ствол 16, чтобы окисляющий газ 24 в зоне горения 80 пласта не проник в горизонтальный ствол 16.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, затраты на бурение нагнетательной скважины 22 полностью исключаются. Соответственно, при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, не только реализуется снижение затрат и уменьшается воздействие на окружающую среду за счет использования аппарата нагнетания окисляющего газа на продуктивной скважине и только на одной буровой площадке 32 на продуктивной скважине, что в противном случае имеет место в способах известного уровня техники, требующих сооружения отдельной буровой площадки и дополнительной расчистки под оборудование создания и закачки окисляющего газа (не показано), но также достигается значительное снижение затрат за счет того, что исключается необходимость бурить еще и нагнетательную скважину.

На Фигуре 5 изображено, как способ, представленный на Фигуре 4 (т.е. третий пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением), можно применять с рядом продуктивных скважин 12 в углеводородном пласте 10, используя фронт горения 26, который движется от приствольной части 20 к призабойной части 18.

Хотя в описании представлены и проиллюстрированы предпочтительные примеры осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, следует понимать, что изобретение не ограничивается этими конкретными примерами. Специалисты в данной области могут представить себе много вариаций и модификаций. Полное определение изобретения дает прилагаемая формула изобретения.

1. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:
(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе и имеющий на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, причем горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;
(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;
(c) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в продуктивную скважину;
(d) подача окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально в местоположение вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины;
(e) поджигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины с целью инициации горения части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и создания фронта горения, который продвигается наружу и от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части;
(f) обеспечение стекания нагретого сжиженного углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе;
(g) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

2. Способ по п.1, в котором стадия подачи окисляющего газа осуществляется за счет подачи его в углеводородный пласт через перфорационные отверстия в нагнетательной скважине.

3. Способ по п.2, в котором вертикальная секция продуктивной скважины и нагнетательная скважина представляют собой одно и то же.

4. Способ по п.1, в котором нагнетательная скважина представляет собой запасной повторный вход вертикальной секции продуктивной скважины и проходит в верхнюю часть коллектора.

5. Способ по п.1, в котором подача окисляющего газа выполняется за счет бурения нагнетательной скважины рядом с продуктивной скважиной, а нагнетательная скважина вертикальная, наклонная или горизонтальная.

6. Способ по п.1, в котором вертикальная секция продуктивной скважины имеет перфорационные отверстия в верхней части, а стадия подачи окисляющего газа осуществляется, как минимум, частично за счет подачи окисляющего газа по вертикальной секции продуктивной скважины.

7. Способ по п.1, дополнительно включающий следующие стадии:
обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна проходит вниз в вертикальной секции до приствольной части горизонтального ствола; и стадия закачки среды в продуктивную скважину выполняется по нагнетательной колонне.

8. Способ по п.7, в котором открытый конец насосно-компрессорной колонны расположен около призабойной части горизонтального ствола.

9. Способ по п.1, в котором среда дополнительно включает разбавитель углеводородного конденсата.

10. Способ по п.1, 7 или 8, в котором среда закачивается непрерывно или периодически в продуктивную скважину для поддержания положительного избыточного давления внутри горизонтального ствола, тем самым предотвращая поступление окисляющего газа из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины.

11. Способ по одному из пп.1-8, в котором в горизонтальном стволе, на горизонтальном стволе или вокруг горизонтального ствола продуктивной скважины располагают катализатор.

12. Способ по одному из пп.1-8, в котором окисляющий газ представляет собой смесь кислорода и двуокиси углерода.

13. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:
(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, причем горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть и обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;
(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, идущей от поверхности продуктивной скважины до, как минимум, приствольной части продуктивной скважины для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;
(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна спускается вниз в вертикальной секции до прохода, как минимум, в приствольную часть горизонтального ствола;
(d) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в горизонтальный ствол;
(e) выполнение перфорационных отверстий в вертикальной секции продуктивной скважины в местоположении над приствольной частью;
(f) подача окисляющего газа в вертикальную секцию и, таким образом, в часть углеводородного коллектора через перфорационные отверстия в вертикальной секции;
(g) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и
(h) обеспечение стекания нагретого углеводорода из верхних зон коллектора и сбора в горизонтальном стволе; и
(i) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

14. Способ по п.13, в котором открытый конец насосно-компрессорной колонны расположен около призабойной части горизонтального ствола.

15. Способ по п.13 или 14, в котором пар или вода закачиваются непрерывно или периодически в нагнетательную колонну для поддержания положительного избыточного давления внутри горизонтального ствола, тем самым, предотвращая поступление окисляющего газа из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины.

16. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного пласта, включающий следующие стадии:
(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в пласте, причем горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, расположенную в пласте немного ниже по горизонтали, чем приствольная часть, и обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;
(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, проходящей вниз в границах вертикальной секции и вдоль горизонтального ствола до призабойной части, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;
(c) обеспечение нагнетательной колонны в продуктивной скважине, которая проходит вниз в вертикальной секции до приствольной части;
(d) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в продуктивную скважину по нагнетательной колонне;
(e) обеспечение нагнетательной скважины в виде запасного повторного входа вертикальной секции продуктивной скважины, при этом нагнетательная скважина проходит в углеводородный пласт;
(f) подача окисляющего газа в часть углеводородного пласта по нагнетательной скважине;
(g) зажигание углеводорода в углеводородном пласте рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном пласте и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и
(h) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

17. Способ по п.16, в котором пар или вода закачиваются непрерывно или периодически в продуктивную скважину для поддержания положительного избыточного давления внутри ее горизонтального ствола, тем самым предотвращая поступление окисляющего газа из пласта в горизонтальный ствол продуктивной скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти при тепловом воздействии на пласт. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождения высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к добыче нефти из подземного резервуара, содержащего нефть. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей сверхвязкой нефти или битума с применением термических способов. .

Изобретение относится к способу с улучшенными показателями безопасности и производительности при извлечении нефти из подземного пласта с помощью внутрипластового горения с применением горизонтальных нефтяных скважин.

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемых нефтеносных залежей путем их огневой обработки. .

Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насосно-компрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессами THAI и CAPRI, применяемыми в настоящее время.

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах. В способе разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающем строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C. После чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин. Далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза, из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами. Затем горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции. Электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают. 1 табл., 1 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти включает следующие операции: использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе; использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви; создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви; подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; отделение у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов. Обеспечивает повышение эффективности разработки сланцевых месторождений в районах с развитой инфраструктурой мегаполисов за счет повышения экологической безопасности и экономической эффективности. Сущность изобретения: способ заключается в разделении разведанного рудного поля на изолированные друг от друга целиками блоки. В центральной части каждого блока по подошве залежи месторождения размещают две горизонтальные скважины в качестве минных камер, в которых устанавливают с обеспечением воздушного зазора взрывной заряд из чередующихся заряженных взрывчатым веществом и пустых, разделяющих заряд на отдельные части, негерметичных контейнеров, закрепленных у устья скважины на тросе. Контейнеры снабжают по всей длине зарядного состава магистральными детонирующими шнурами, соединенными между собой у устья скважины, и с электродетонаторами с замкнутыми проводниками. Рабочий конец контейнеров, заполненных взрывчатыми веществами, выполняют с кумулятивной выемкой. Второй конец заглушают. Для снижения сейсмического воздействия взрыва указанные контейнеры снабжают детонаторами короткозамедленного действия, смонтированными на отрезке детонирующего шнура, находящегося во внутренней полости контейнера. При этом отвод одного из указанных детонаторов подсоединяют к основной магистральной линии детонирующего шнура. Отвод второго детонатора присоединяют к дублирующей линии. Добычные вертикальные скважины размещают по контуру блоков модуля и оборудуют вихревыми насосами «Хобот-Торнадо» с фонтанно-эрлифтными трубами, обеспечивающими работу насоса. Разработку месторождения производят по трехстадийной модульной схеме, последовательно переходя в изолированные целиками соседние блоки. На первой стадии производят минный разрыв пластов с последующим отбором газа и газоконденсата посредством добычных скважин. На второй стадии производят термообработку разорванных пластов путем подачи под давлением не менее 2,0 МПа высокотемпературных продуктов сгорания через вертикальные части горизонтальных скважин в подошвенную часть пласта с последующим извлечением расплавленных твердых и вязких органических составляющих. На третьей стадии через вертикальную часть горизонтальных скважин закачивают в полость пласта щелочной раствор с целью выщелачивания зольных сланцевых пластов для извлечения редкоземельных составляющих. 3 ил.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи. Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия включает бурение и обустройство горизонтальной и вертикальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева за счет закачки в скважины горюче-окислительной смеси ГОС и инициатора горения ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, перевод горизонтальной скважины под добычу жидкости насосом с продолжением подачи ГОС и ИГ в вертикальную скважину для поддержания горения и разогрева залежи до температуры 250-350°C - самостоятельного горения ГОС, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения вдоль ствола горизонтальной скважины. Горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром с несколькими зонами по длине горизонтального участка. Перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью при повороте последовательного открытия только одной из зон и закрытия зон фильтра от забоя к устью. Зона, прилегающая к забою, первоначально открыта. После инициации горения при снижении в этой зоне температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C отбор продукции насосом прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие забойной зоны и открытие следующей, используемой для дальнейшего отбора продукции насосом. После изменения в ней температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C эту зону поворотом хвостовика перекрывают, открывая следующую от забоя зону, и так аналогично последовательно открывая и закрывая зоны до последней зоны от забоя фильтра. 1 пр., 3 табл., 8 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта, в том числе высоковязких нефтей и битумов. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт. Прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка пласта до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта и добычи углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в одинаковом направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. Участок трубы с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры воспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Особенностью изобретений является улавливание, по меньшей мере, части CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Технический результат - повышение эффективности извлечения тяжелых углеводородов с уменьшением выбросов CO2 в атмосферу. Способ, как часть изобретений, предусматривает: (i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт; (ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего обеспечивают увеличение температуры, уменьшение вязкости указанной смеси углеводородов и образование обогащенного CO2 газа; (iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов; (iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; (v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.
Наверх