Скважинный парогенератор и способ его использования



Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования
Скважинный парогенератор и способ его использования

 


Владельцы патента RU 2524226:

УОРЛД ЭНЕРДЖИ СИСТЕМЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Группа изобретений относится к разработке месторождений с помощью пара. Технический результат - создание зоны стабилизации горения, возможность управления формой пламени, более полное сгорание текучих сред, регулирование эмиссии. Скважинный паровой генератор, содержащий компоновку головки горелки, имеющую корпус с каналом, проходящим через него, и зону расширения, пересекающую указанный канал, причем зона расширения содержит одну или более ступеней ввода топлива, выполненных для ввода топлива в камеру сгорания, причем одна или более ступеней ввода топлива имеют внутренний диаметр больший, чем внутренний диаметр указанного канала, и компоновку жаровой трубы, соединенную с компоновкой головки горелки ниже по потоку от корпуса. Компоновка жаровой трубы имеет корпус с одним или более каналами текучей среды, проходящими через указанный корпус, камеру сгорания, образованную внутренней поверхностью корпуса, и систему ввода текучей среды, находящуюся в сообщении по текучей среде с камерой сгорания. 5 н. и 39 з.п. ф-лы, 1 табл., 49 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[1] Настоящее изобретение относится к скважинным парогенераторам.

ОПИСАНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИ

[2] По всему миру существуют обширные коллекторы вязких углеводородов. Данные коллекторы содержат очень вязкие углеводороды, часто называемые "битум", "сланцевая нефть", "тяжелая нефть" или "сверхтяжелая нефть" (в общем именуемые в данном документе термином "тяжелая нефть"), которые, в общем, имеют вязкость в диапазоне от 100 до более 1000000 сантипуаз. Высокая вязкость делает извлечение углеводородов сложным и дорогим.

[3] Каждый нефтяной коллектор является уникальным и неодинаково реагирует на различные способы, используемые для извлечения углеводородов, находящихся в нем. В общем, используют нагрев тяжелой нефти в пласте для снижения вязкости. В нормальных условиях коллекторы с указанной вязкостью должны эксплуатировать с помощью таких способов, как интенсификация добычи циклической закачкой пара, вытеснение паром и гравитационное дренирование при закачке пара, где пар нагнетается с поверхности в коллектор для нагрева нефти и уменьшения ее вязкости, достаточного для добычи. Вместе с тем, некоторые из данных коллекторов вязких углеводородов расположены под холодной тундрой или слоями вечной мерзлоты, которая может проходить до глубины 1800 фут (550 м). Пар нельзя нагнетать через данные слои, поскольку тепло может потенциально распространяться в вечной мерзлоте, создавая проблемы устойчивости ствола скважины и значительные проблемы для окружающей среды при растапливании вечной мерзлоты.

[4] Кроме того, при эксплуатации современными способами коллекторов тяжелой нефти сталкиваются с другими проблемами. Одной такой проблемой является теплопотеря пара в стволе скважины при прохождении пара с поверхности в коллектор. Данная проблема усугубляется с увеличением глубины залегания коллектора. Аналогично качество пара, имеющегося для нагнетания в коллектор, также понижается с увеличением глубины, и качество пара, имеющегося в скважине на точке нагнетания, гораздо ниже, чем у вырабатываемого на поверхности. Данная ситуация снижает энергетический кпд способа извлечения нефти.

[5] Для устранения недостатков нагнетания пара с поверхности используют скважинные парогенераторы. Скважинные парогенераторы дают возможность нагрева пара в скважине непосредственно перед нагнетанием в коллектор. Скважинные парогенераторы вместе с тем также ставят ряд проблем, включающих в себя повышенные температуры, проблемы коррозии и нестабильность горения. Данные проблемы часто приводят к значительным поломкам и термической нестабильности и снижению производительности.

[6] Поэтому существует необходимость создания новых и улучшенных систем генерирования пара в скважине и способов извлечения тяжелой нефти с использованием генерирования пара в скважинах.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[7] Настоящее изобретение относится к системам скважинных парогенераторов. В одном варианте осуществления, скважинный парогенератор содержит головку горелки, втулку горения, втулку парообразования и поддерживающую/защитную втулку. Головка горелки может иметь зону резкого расширения с одним или несколькими инжекторами. Втулка горения может являться жаровой трубой с водяным охлаждением, имеющей одно или несколько устройств ввода воды. Скважинный парогенератор может быть выполнен с возможностью акустической изоляции различных потоков текучей среды, направляемых в него. Компоненты скважинного парогенератора можно оптимизировать для осуществления извлечения углеводородов из различных типов коллекторов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[8] На Фиг.1 показана система скважинного парогенератора.

[9] На Фиг.2 показано сечение системы скважинного парогенератора.

[10] На Фиг.3 показана компоновка головки горелки системы.

[11] На Фиг.4, 5 и 6 показаны сечения компоновки головки горелки.

[12] На Фиг.7 показан воспламенитель для использования в системе.

[13] На Фиг.8 показано сечение компоновки жаровой трубы системы.

[14] На Фиг.9-13 показаны сечения стойки ввода текучей среды и системы ввода текучей среды.

[15] На Фиг.14A и 14B показана компоновка линии текучей среды для использования с системой.

[16] На Фиг.15-43 показаны таблицы, графики и/или примеры различных эксплуатационных характеристик вариантов осуществления системы и их компонентов.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[17] На Фиг.1 и 2 показана система 1000 генерирования пара в скважине. Хотя в данном документе описана система генерации "пара", систему 1000 можно использовать для генерации любого типа нагретой жидкости, газа или смеси газожидкостной смеси. Система 1000 включает в себя компоновку 100 головки горелки, компоновку 200 жаровой трубы, втулку 300 парообразования и поддерживающую втулку 400. Компоновка 100 головки горелки соединена с верхним концом компоновки 200 жаровой трубы, и втулка 300 парообразования соединена с нижним концом компоновки 200 жаровой трубы. Поддерживающая втулка 400 соединена с втулкой 300 парообразования и может быть предназначена для поддержки и спуска системы 1000 в ствол скважины на рабочей колонне. Компоненты могут соединяться вместе болтовыми и фланцевыми соединениями, резьбовыми соединениями, сварными соединениями или другими соединениями известного устройства. Одно или несколько топлив, окислителей, хладагентов, разжижителей, растворителей и их комбинаций можно подавать в систему 1000 для образования текучей среды смеси для нагнетания в один или несколько нефтегазоносных коллекторов. Систему 1000 можно использовать для извлечения углеводородов из коллекторов легкой нефти, тяжелой нефти, частично истощенных, полностью истощенных, неразрабатывавшихся коллекторов и коллекторов из нефтеносных песков.

[18] На Фиг.3 и 4 показана компоновка 100 головки горелки (камера сгорания). Компоновка 100 головки горелки может иметь конфигурацию "прикрепленного пламени", конфигурацию "приподнятого пламени" или комбинацию этих двух конфигураций. Конфигурация прикрепленного пламени, в общем, обеспечивает в результате нагрев аппаратуры конвекцией и излучением, в общем, включает в себя осесимметричное резкое расширение, v-образные канавки, полости захваченных вихрей и другие геометрические устройства и является устойчивой против срыва пламени, вызываемого высокими скоростями текучей среды. Конфигурация прикрепленного пламени может являться предпочтительной для использования, когда система 1000 требует широкого диапазона эксплуатационных параметров, когда тепловыми потерями от горячего газа на аппаратуру пренебрегают или они являются необходимыми, и когда имеется охлаждающая текучая среда. Конфигурация приподнятого пламени, в общем, дает в результате нагрев аппаратуры излучением и, в общем, включает в себя вихревые форсунки, чашки, удвоители/утроители и другие геометрические устройства. Конфигурация приподнятого пламени может являться предпочтительной для использования, когда требуются дискретные расчетные режимы в рабочем габарите, где скорость нагнетания топлива можно регулировать многочисленными манифольдами или изменяемой геометрией, где получение высокотемпературного газа является главной целью, и/или где охлаждающая текучая среда отсутствует или ее действие ограничено.

[19] Компоновка 100 головки горелки включает в себя цилиндрический корпус, имеющий нижний участок 101 и верхний участок 102. Нижний участок 101 может иметь форму фланца для соединения с компоновкой 200 жаровой трубы. Верхний участок 102 включает в себя центральный канал 104 для подачи текучей среды, такой как окислитель, в систему 1000. Демпфирующая плита 105, содержащая цилиндрический корпус, имеющий один или несколько каналов потока, выполненных проходящими через корпус, может устанавливаться в центральном канале 104 для акустической изоляции потока текучей среды в систему 1000. Одна или несколько линий 111-116 текучей среды могут соединяться с компоновкой 100 головки горелки для подачи различных текучих сред в систему 1000. Поддерживающее кольцо 103 соединено как с верхним участком 102, так и с линиями 111-116 текучей среды для конструктивной поддержки линий текучей среды во время работы. Воспламенитель 150 соединен с нижним участком 101 для воспламенения смесей текучей среды, подаваемых в компоновку 100 головки горелки. Одна или несколько выемок или вырезов 117 могут быть выполнены в поддерживающем кольце 103 и нижнем участке 101 для поддержки линии текучей среды, соединяющейся с компоновкой 200 жаровой трубы, как дополнительно описано ниже.

[20] Центральный канал 104 пересекает зону 106 резкого расширения, выполненную на внутренней поверхности нижнего участка 101. Зона 106 резкого расширения может включать в себя одно или несколько увеличений внутреннего диаметра нижнего участка 101 относительно внутреннего диаметра центрального канала 104. Каждое увеличение внутреннего диаметра нижнего участка 101 определяют как "ступень ввода". Как показано на Фиг.4, компоновка 100 головки горелки включает в себя первую (внутреннюю) ступень 107 ввода и вторую (наружную) ступень 108 ввода. Диаметр первой ступени 107 ввода больше диаметра центрального канала 104, а диаметр второй ступени 108 ввода больше диаметра первой ступени 107 ввода. Резкое изменение диаметров на выходе центрального канала 104 создает турбулентный поток или захваченный вихрь, зону стабилизации горения, которая улучшает смешивание текучих сред в зоне 106 резкого расширения, что может создавать более полное сгорание текучих сред. Зона 106 резкого расширения может, таким образом, увеличивать устойчивость пламени, управлять формой пламени, увеличивать полноту сгорания и поддерживать регулирование эмиссии.

[21] Каждая, первая и вторая ступени 107, 108 ввода могут каждая иметь один или несколько инжекторов (форсунок) 118, 119, соответственно, включающих в себя каналы текучей среды, проходящие через нижний участок 101 корпуса компоновки 100 головки горелки. Инжекторы 118, 119 выполнены с возможностью ввода текучей среды, такой как топливо, в компоновку 100 головки горелки в направлении, нормальном (и/или под углом) к потоку текучей среды, проходящему через центральный канал 104. Ввод текучей среды по нормали к потоку текучей среды, проходящему через центральный канал, может также содействовать формированию устойчивого пламени в системе 1000. Текучая среда из инжекторов 118, 119 может вводиться в поток текучей среды, проходящий через центральный канал 104 под любым другим углом или с комбинацией углов, выполненной для улучшения устойчивости пламени. Первая ступень 107 ввода может включать в себя восемь инжекторов 118, и вторая ступень 108 ввода может включать в себя шестнадцать инжекторов 119. Число, размер, форма и угол ввода инжекторов 118, 119 могут изменяться в зависимости от требований эксплуатации системы 1000.

[22] Как показано на Фиг.5 и 6, каждая ступень ввода может также включать в себя первый манифольд 121 ввода и второй манифольд 123 ввода. Первый и второй манифольды 121, 123 ввода сообщаются текучей средой с инжекторами 118, 119, соответственно. Каждый из первого и второго манифольдов 121, 123 ввода может иметь форму канала, расположенного концентрически проходящим через корпус нижнего участка 101, между внутренним диаметром и наружным диаметром нижнего участка 101. Первый и второй манифольды 121, 123 ввода могут направлять текучую среду из одной или нескольких линий 111-116 текучей среды (показано на Фиг.3) в каждый из инжекторов 118, 119 по каналам 122, 124 для ввода в зону 106 резкого расширения. Множество первых и вторых манифольдов 121, 123 ввода могут быть выполнены с возможностью подачи текучей среды в инжекторы 118, 119. Один или несколько дополнительных манифольдов ввода могут быть созданы с возможностью акустической изоляции потока текучей среды в первый и второй манифольды 121, 123 ввода. Вся компоновка 100 головки горелки или ее участки могут быть выполнены или иметь покрытие из стойкого к высокой температуре или дисперсионно-упрочненного материала, такого как бериллиево-медный сплав, монель, медные сплавы, керамика и т.д.

[23] Система 1000 может быть выполнена так, что компоновка 100 головки горелки может работать с потоком текучей среды, проходящим только через первую ступень 107 ввода, только через вторую ступень 108 ввода или первую и вторую ступени 107, 108 ввода одновременно. Во время работы расход в первой и/или второй ступенях 107, 108 ввода можно селективно регулировать, реагируя на изменения давления, температуры, и/или расхода системы 1000 или на основе характеристик нефтегазоносного коллектора, и/или для оптимизации формы пламени, теплопередачи и полноты сгорания. Состав текучих сред, проходящих через первую и вторую ступени 107, 108 ввода, можно также селективно регулировать по аналогичным причинам. Текучая среда (такая как азот или "выброшенный" азот, поданный из системы короткоцикловой безнагревной адсорбции) может смешиваться с топливом в различных составах и подаваться через компоновку 100 головки горелки для регулирования эксплуатационных параметров системы 1000. Азот, двуокись углерода или другие инертные газы, или разжижители могут смешиваться с топливом и подаваться через первую и/или вторую ступени 107, 108 ввода для регулирования перепада давления, температуры пламени, устойчивости пламени, расхода текучей среды и/или акустического шума, создающихся в системе 1000, таких как в компоновке 100 головки горелки и/или компоновке 200 жаровой трубы.

[24] Система 1000 может иметь многочисленные инжекторы, такие как инжекторы 118, 119 для ввода топлива. Инжекторами можно селективно управлять для различных последовательностей операций. Система 1000 может также иметь многочисленные ступени ввода, такие как первая и вторая ступени 107, 108 ввода, действующие индивидуально или в объединении с одной или несколькими другими ступенями ввода. Поток текучей среды, проходящей через инжекторы каждой ступени ввода, можно регулировать, останавливать и/или запускать во время работы системы 1000. Инжекторы могут обеспечивать непрерывную работу в диапазоне расходов текучей среды (топлива). Дискретные расходы (паро) нагнетания можно усреднить по времени для охвата всех диапазонов расходов текучей среды.

[25] Окислитель (окислительный материал) можно подавать через центральный канал 104 компоновки 100 головки горелки, и топливо можно подавать через, по меньшей мере, одну из первой и второй ступеней 107, 108 ввода, нормальных к потоку окислителя. Смесь топлива и окислителя можно воспламенять с помощью воспламенителя 150 для создания пламени сгорания и продуктов сгорания, направляемых в компоновку 200 жаровой трубы. Форму пламени сгорания, создаваемого в компоновке 100 головки горелки и компоновке 200 жаровой трубы, можно регулировать для регулирования теплопередачи на стенки компоновки 100 головки горелки и компоновки 200 жаровой трубы для предотвращения кипения текучей среды и высвобождения захваченного воздуха в виде пузырьков.

[26] Как дополнительно показано на Фиг.5 и 6, компоновка 100 головки горелки может включать в себя систему 130 охлаждения, имеющую впуск 131 (показано на Фиг.5), выпуск 136 (показано на Фиг.6) и один или несколько каналов 132, 133, 134 текучей среды, сообщающихся с впуском 131 и выпуском 136. Система 130 охлаждения выполнена с возможностью направления текучей среды, такой как вода, через систему 1000 для охлаждения или регулирования температуры компоновки 100 головки горелки и, в частности, первой и второй ступеней 107, 108 ввода. Каналы 132, 133, 134 текучей среды могут проходить концентрически через корпус нижнего участка 101 и располагаться рядом с первой и второй ступенями 107, 108 ввода. Текучую среду можно подавать во впуск 131 системы 130 охлаждения по одной из линий 111-116 текучей среды (показано на Фиг.3) и направлять, по меньшей мере, в один из каналов 132, 133, 134 текучей среды через канал 137, например. Можно осуществлять циркуляцию текучей среды через каналы 132, 133, 134 текучей среды и направлять ее в выпуск 136 через канал 135, например. Текучую среду можно затем удалять из системы 130 охлаждения по одной из линий 111-116 текучей среды, сообщающихся текучей средой с выпуском 136.

[27] Канал 132 текучей среды может непосредственно сообщаться с каналом 133 текучей среды через канал, аналогичный каналу 137, например, и канал 133 текучей среды может непосредственно сообщаться с каналом 134 текучей среды через канал, также аналогичный каналу 137. Текучая среда может циркулировать через канал 132 текучей среды, канал 133 текучей среды и канал 134 текучей среды. Текучая среда может проходить через канал 132 текучей среды в первом направлении, около, по меньшей мере, одной из первой и второй ступеней 107, 108 ввода. Текучая среда может проходить через канал 133 текучей среды во втором направлении (противоположном первому направлению), около, по меньшей мере, одной из первой и второй ступеней 107, 108 ввода. Текучая среда может проходить через канал 134 текучей среды в первом направлении, вокруг, по меньшей мере, одной из первой и второй ступеней 107, 108 ввода. Таким образом, каналы 132, 133, 134 текучей среды могут быть выполнены с возможностью попеременно направлять поток текучей среды через компоновку 100 головки горелки в первом направлении вокруг первой и второй ступеней 107, 108 ввода, затем во втором, противоположном направлении, и, наконец, в третьем направлении, аналогичном первому направлению. Текучая среда, подаваемая через систему 130 охлаждения, может затем возвращаться на поверхность или может направляться для охлаждения компоновки 200 жаровой трубы, как дополнительно описано ниже. Одна или несколько линий 111-116 текучей среды (показано на Фиг.3) могут соединяться с компоновкой 100 головки горелки для подачи текучей среды в систему 130 охлаждения. Часть текучей среды, проходящей через систему 130 охлаждения, может нагнетаться, по меньшей мере, из одного из каналов 132, 133, 134 текучей среды в зону 106 резкого расширения и/или компоновку 200 жаровой трубы для регулирования температуры пламени и/или улучшения поверхностного охлаждения компоновки 100 головки горелки и/или компоновки 200 жаровой трубы.

[28] На Фиг.7 показан воспламенитель 150. Воспламенитель 150 установлен рядом с зоной 106 резкого расширения и выполнен с возможностью воспламенения смеси текучих сред, подаваемой через центральный канал 104 и первую и вторую ступени 107, 108 ввода. Окно 151 воспламенителя может проходить через нижний участок 101 компоновки 100 головки горелки для поддержки воспламенителя 150. Воспламенитель 150 может включать в себя свечу зажигания, через которую направляют топливо 127 и окислитель 128 (с помощью линий текучей среды, например), и источник 126 питания (такой как электролиния) подключается для инициирования горения в системе 1000. Воспламенитель 150 может обеспечивать непрерывную подачу окислителя 128 в компоновку 100 головки горелки после воспламенения текучей среды смеси в системе 1000, предотвращающего обратный поток продуктов горения или газов. Воспламенитель 150 может срабатывать много раз для работы системы 1000 с многочисленными пусками и отключениями. Альтернативно, воспламенитель 150 может включать в себя запальный факел (метан/воздух/нить накала), водородно/воздушный факел, нить накала, свечу зажигания, запальную свечу, факел с использованием метана/обогащенного воздуха и/или другие аналогичные воспламеняющие устройства.

[29] Система 1000 может быть выполнена с одним или несколькими типами воспламеняющих устройств. Система 1000 может использовать способы пирофорного воспламенения и детонационного поддержания горения. Система 1000 может включать в себя многочисленные воспламенители и конфигурации воспламенения. Поток газа можно также подавать через один или несколько воспламенителей, таких как воспламенитель 150, с целью охлаждения. Компоновка 100 головки горелки может иметь встроенный воспламенитель, такой как воспламенитель 150, работающий на окислителе и топливе, одинаковый с используемым для сжигания в системе 1000.

[30] На Фиг.8 показана компоновка 200 жаровой трубы, соединенная с компоновкой 100 головки горелки. Компоновка 200 жаровой трубы может содержать трубчатый корпус, имеющий верхний участок 201, средний участок 202 и нижний участок 203. Внутренняя поверхность компоновки 200 жаровой трубы образует камеру 210 сгорания. Верхний и нижний участки 201, 203 могут иметь форму фланца для соединения с компоновкой 100 головки горелки и втулкой 300 парообразования, соответственно. Верхний и нижний участки 201, 203 могут включать в себя первый впускной и второй выпускной манифольды 204, 205, соответственно, имеющие форму каналов, расположенных проходящими концентрически через корпус верхнего и нижнего участков 201, 203 между внутренним диаметром и наружным диаметром верхнего и нижнего участков 101, 203. Первый и второй манифольды 204, 205 сообщаются по одному или нескольким каналам текучей 206 среды, проходящим через корпус среднего участка 202. Текучую среду, такую как вода, можно подавать в первый манифольд 204 по одной или нескольким линиям текучей среды (таким как линии 111-116 текучей среды, описанные выше) и затем направлять через каналы 206 текучей среды во второй манифольд 205. Поток текучей среды, проходящий через каналы 206 текучей среды, окружающие камеру 210 сгорания, может быть выполнен с возможностью охлаждения камеры 210 сгорания и поддержания температуры ее стенок в приемлемом рабочем диапазоне. Первый манифольд 204 может быть выполнен с возможностью приема текучей среды, по меньшей мере, из одного из каналов 132, 133, 134 текучей среды, впуска 131 (Фиг.5) и выпуска 136 (Фиг.6) системы 130 охлаждения компоновки 100 головки горелки, описанной выше.

[31] Как показано на Фиг.8 и 9, компоновка 200 жаровой трубы может дополнительно включать в себя стойку 207 ввода текучей среды или другой конструктивный элемент, соединенный с корпусом компоновки 200 жаровой трубы и имеющий множество инжекторов (форсунок) 208, сообщающихся со вторым манифольдом 205 для ввода текучей среды в направлении вверх по потоку в камеру 210 сгорания, вниз по потоку из камеры 210 сгорания и/или нормально к потоку в камере 210 сгорания. Текучая среда может содержать воду и/или другие аналогичные охлаждающие текучие среды. Стойка 207 ввода текучей среды может быть выполнена с возможностью ввода распыленных капель текучей среды в нагретые продукты горения, образуемые в камере 210 сгорания (с помощью компоновки 100 головки горелки), для испарения капель текучей среды и образования нагретого пара, такого как водяной пар, например. Компоновка 200 жаровой трубы может иметь конфигурацию для прямого ввода текучей среды, включающей в себя распыленные капли текучей среды, в камеру 210 сгорания, по меньшей мере, из одного из первого и второго манифольдов 204, 205, каналы 206 текучей среды и корпуса или стенки верхнего, нижнего и/или среднего участков. Прямой ввод текучей среды может осуществляться в одном или нескольких местах вдоль длины компоновки 200 жаровой трубы. Компоновка 200 жаровой трубы может иметь конфигурацию для ввода текучей среды, по меньшей мере, из одного из первого и второго манифольдов 204, 205, каналы 206 текучей среды и корпуса или стенки верхнего, нижнего и/или среднего участков, в комбинации со стойкой 207 ввода текучей среды. Компоновка 200 жаровой трубы может также включать в себя ступень 209 ввода текучей среды, имеющую множество форсунок 211, для охлаждения начального участка втулки 300 парообразования ниже камеры 210 сгорания с помощью набрызга тонкого слоя текучей среды или пленки текучей среды по внутренним поверхностям втулки 300 парообразования.

[32] Стойку 207 ввода можно устанавливать в различных местах в компоновке 200 жаровой трубы и можно придавать ей различные формы для ввода текучей среды. Стойке 207 ввода может также быть придана форма акустического демпфера и конфигурация для акустической изоляции потока текучей среды в камеру 210 сгорания (аналогично демпфирующей плите 105 в компоновке 100 головки горелки). Корпус компоновки 100 жаровой трубы и/или стойка 207 ввода могут сообщаться с источником сжатого газа, такого как воздух, подаваемый в систему 1000, для содействия проходу потока текучей среды через компоновку 200 жаровой трубы и вводу текучей среды через стойку 207 ввода. Система 1000 может быть снабжена дополнительными устройствами охлаждения для регулирования температуры камеры 210 сгорания или температуры пламени, такими как с прямым нагнетанием хладагента через верхний участок 201 компоновки 200 жаровой трубы, испарительным или пленочным охлаждением компоновки 200 жаровой трубы по ее длине, и/или могут наноситься керамические покрытия для уменьшения температур металла.

[33] На Фиг.10-13 показана система 220 ввода текучей среды (такая как система ввода воды с помощью газа) компоновки 200 жаровой трубы. Систему 200 ввода текучей среды можно использовать независимо или в комбинации со стойкой 207 ввода текучей среды, описанной выше. Линия 230 подачи текучей среды, такая как линии 111-116 текучей среды, показанные на Фиг.3, может соединяться с компоновкой 200 жаровой трубы для подачи текучей среды, такой как газ, в газовый манифольд 231, установленный в нижнем участке 203 корпуса для содействия вводу распыленной текучей среды, такой как вода, в камеру 210 сгорания. Линия 230 текучей среды может проходить непосредственно от поверхности или может сообщаться с одной или несколькими линиями 111-116 текучей среды, подающими окислитель в систему 1000, так что газ содержит часть окислителя, подаваемого в систему 1000. Газовый манифольд 231 может иметь верхнюю камеру 221, сообщающуюся с нижней камерой 222 по каналу 223 текучей среды. Верхняя камера 221 может направлять газ в камеру 210 сгорания через форсунки 224, при этом образуется эжектор, содействующий распылению воды. Вода из каналов 206 текучей среды может проходить в водный манифольд 227 (такой как второй манифольд 205, описанный выше) и через канал 226 текучей среды в газовую струю, образованную форсунками 224. Вода может затем нагнетаться в камеру 210 сгорания в виде распыленных капель в направлении, нормальном потоку продуктов горения в камере 210 сгорания. Нижняя камера 222 может направлять газ во втулку 300 парообразования по каналу 229 текучей среды, направляя газ в форсунки 211, при этом также образуется эжектор для содействия распылению воды. Вода может проходить из водного манифольда 227 через канал 228 текучей среды в газовую струю, образованную форсунками 211, и нагнетаться во втулку 300 парообразования в направлении, параллельном потоку продуктов горения, выходящих из камеры 210 сгорания. Капли воды могут нагнетаться вдоль продольной оси внутренней стенки втулки 300 парообразования для пленочного охлаждения внутренней стенки и помощи в регулировании температуры продуктов горения. Таким образом, система 220 ввода текучей среды образует двухступенчатое устройство ввода воды, которое может располагаться в и/или относительно корпуса компоновки 200 жаровой трубы и втулки 300 парообразования рядом способов для оптимизации ввода текучей среды (воды) в систему 1000.

[34] Система 1000 может включать в себя устройство распыления текучей среды со спаренными форсунками, выполненное с возможностью перемешивания или объединения газовой струи и водной струи различными способами для образования струи распыленных капель, инжектируемой в камеру 210 сгорания и/или втулку 300 парообразования. Текучую среду, такую как вода, можно подавать через линию 230 подачи текучей среды, отдельно или в комбинации с газом, под высоким давлением в точку, в которой вода испаряется при вводе в камеру 210 сгорания. В воде высокого давления может создаваться кавитация при проходе через дроссельное отверстие при вводе в камеру 210 сгорания.

[35] Система 1000 может быть выполнена с одним или несколькими устройствами ввода воды, такими как стойка 207 ввода и/или нагнетательная система 220 для ввода воды в компоновку 100 головки горелки, камеру 210 сгорания и/или втулку 300 парообразования. Система 1000 может включать в себя стойку ввода воды, соединенную с корпусом компоновки 200 жаровой трубы. Ввод воды в камеру 210 сгорания можно создавать непосредственно из стенки камеры сгорания. Ввод воды может происходить в одном или нескольких местах, таких как хвостовой конец и/или головной конец камеры 210 сгорания. Система 1000 может включать в себя устройство ввода воды с помощью газа. Устройства ввода воды могут быть отрегулированы для обеспечения защиты поверхности/стенки и регулирования длины испарения. Оптимизация устройств ввода воды может обеспечивать смачивание внутренних поверхностей/стенок, получать испарение в расчетных режимах на ограниченной длине и предотвращать гашение пламени горения. Капли текучей среды могут вводиться в камеру 210 сгорания, например, с использованием стойки 207 ввода текучей среды и/или системы 220 ввода текучей среды так, что диаметр капель текучей среды находится в диапазоне от около 20 микрон до около 100 микрон, от около 100 микрон до около 200-300 микрон, от около 200-300 микрон до около 500-600 микрон и от около 500-600 микрон до около 800 микрон или больше. Около 30% капель текучей среды могут иметь диаметр около 20 микрон, около 45% капель текучей среды могут иметь диаметр около 200 микрон, и около 25% капель текучей среды могут иметь диаметр около 800 микрон.

[36] Втулка 300 парообразования содержит цилиндрический корпус, имеющий верхний участок 301 в форме фланца для соединения с компоновкой 200 жаровой трубы, и средний или нижний участок 301, образующий камеру 310 испарения. Текучие среды и продукты горения из компоновки 200 жаровой трубы могут направлять в верхний конец и на выход из нижнего конца камеры 310 испарения для нагнетания в коллектор. Камера 310 испарения может иметь достаточную длину для обеспечения полного сгорания и/или испарения топлива, окислителя, воды, пара и/или других текучих сред, инжектируемых в камеру 210 сгорания и/или втулку 300 парообразования перед нагнетанием в коллектор.

[37] Поддерживающая втулка 400 содержит цилиндрический корпус, который окружает или в котором размещается компоновка 100 головки горелки, компоновка 200 жаровой трубы и втулка 300 парообразования для защиты от окружающей среды в скважине. Поддерживающая втулка 400 может быть выполнена с возможностью защиты компонентов системы 1000 от любых нагрузок, создаваемых при ее соединении с другими скважинными устройствами, такими как пакеры или соединения шлангокабеля и т.д. Поддерживающая втулка 400 может защищать компоненты системы 1000 от повреждений, которые могут быть вызваны тепловым расширением самой системы 1000 или других скважинных устройств. Поддерживающая втулка 400 (или экзоскелет) может быть выполнена с возможностью передачи нагрузок от шлангокабеля снаружи системы 1000 на пакер или другой уплотняющий/закрепляющий элемент, соединенный в систему 1000. Система 1000 может быть выполнена с возможностью приспосабливаться к тепловому расширению компонентов, являющихся ее частью, соединенных с ней или установленных рядом с системой 1000. Наконец, различные альтернативные топлива, окислители, разжижители, способы ввода воды и/или газа можно использовать в системе 1000.

[38] На Фиг.14A показана компоновка 1400А линии текучей среды для подачи текучей среды, такой как вода, в систему 1000. Компоновка 1400А линии текучей среды включает в себя первую линию 1405 текучей среды и вторую линию 1420 текучей среды для направления части текучей среды в линии 1405 текучей среды в систему 130 охлаждения компоновки 100 головки горелки. Вторая линия 1420 текучей среды сообщена с впуском 131 системы 130 охлаждения. Ниже по потоку от второй линии 1420 текучей среды расположено устройство 1410 регулирования давления, такое как нерегулируемое дроссельное отверстие, для уравновешивания перепада давления в первой линии 1405 текучей среды. Третья линия текучей среды 1425 сообщена с выпуском 136 системы 130 охлаждения и выполнена с возможностью направления текучей среды обратно в первую линию 1405 текучей среды. Первая линия 1405 текучей среды может также подавать текучую среду в компоновку 200 жаровой трубы и, в частности, в первый манифольд 204, второй манифольд 205, стойку 207 ввода текучей среды, систему 220 ввода текучей среды и/или непосредственно в камеру 210 сгорания через стенку компоновки 200 жаровой трубы. Многочисленные линии текучей среды можно использовать для подачи текучей среды с поверхности в систему 1000.

[39] На Фиг.14B показана компоновка линии 1400В текучей среды для подачи текучей среды, такой как окислитель (например, воздух или обогащенный воздух), в систему 1000. Компоновка линии 1400В текучей среды включает в себя первую линию 1430 текучей среды для подачи текучей среды в центральный канал 104 компоновки 100 головки горелки. Вторая линия 1455 текучей среды, такая как линия 230 текучей среды, показанная на Фиг.10, может направлять часть текучей среды в линии 1430 текучей среды в стойку 207 ввода текучей среды и/или систему 220 ввода текучей среды компоновки 200 жаровой трубы. Третья линия 1445 текучей среды может также направлять часть текучей среды в линии 1430 текучей среды в воспламенитель 150 компоновки 100 головки горелки. Одно или несколько устройств 1435, 1445, 1455 регулирования давления, таких как нерегулируемое дроссельное отверстие, соединены с линиями текучей среды для уравновешивания перепада давления в линиях текучей среды в систему 1000. Многочисленные линии текучей среды можно использовать для подачи текучей среды с поверхности в систему 1000.

[40] Система 1000 может работать в "режиме промывки" для очистки и предотвращения закупоривания химреагентами, магнием или кальцием каналов (потока) различных текучих сред в системе 1000 и/или стволе скважины ниже системы 1000. Одну или несколько текучих сред можно подавать через систему 1000 для смывки или очистки отложений любых материалов, таких как закоксовывание, образующихся в линиях текучей среды, напорных трубопроводах, компоновке 100 головки горелки, компоновке 200 жаровой трубы, втулке 300 парообразования, креплении ствола скважины и/или перфорациях жаровой трубы.

[41] Система 1000 может включать в себя один или несколько элементов акустического демпфирования. Демпфирующая плита 105 может быть установлена в центральном канале 104 над компоновкой 100 головки горелки или в ней. Устройство ввода текучей среды (воды), такое как стойка 207 ввода текучей среды (воды), можно использовать для акустической изоляции камеры 210 сгорания и внутренней зоны втулки 300 парообразования. Добавление азота к топливу может помогать поддерживать адекватное падение давления на инжекторах 118, 119.

[42] Топливо, подаваемое в систему 1000, можно объединять с одним или несколькими следующими газами: азот, двуокись углерода и нереакционноспособные газы. Газ может являться инертным газом. Добавление нереакционноспособного газа и/или инертного газа к топливу может увеличивать устойчивость пламени, когда используют как конструктивное исполнение "приподнятого пламени", так и "прикрепленного пламени". Добавление газа может также помогать поддерживать адекватное падение давления на инжекторах 118, 119 и помогать поддерживать скорость нагнетания (топлива). Как указано выше, добавление газа может также снижать ударное воздействие акустических колебаний при горении на первую и вторую ступени 107, 108 ввода (топлива) системы 1000.

[43] Окислитель, подаваемый в систему 1000, может включать в себя один или несколько из следующих газов: воздух, обогащенный кислородом воздух, и кислород, смешанный с инертным газом, таким как двуокись углерода. Система 1000 может работать со стехиометрическим составом кислорода или с избытком кислорода. Температуру пламени системы 1000 можно регулировать с помощью нагнетания разжижителя. Один или несколько разжижителей можно использовать для регулирования температуры пламени. Разжижители могут включать в себя воду, избыточный кислород и инертные газы, включающие в себя азот, двуокись углерода и т.д.

[44] Компоновка 100 головки горелки может функционировать в рабочем диапазоне давления от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до около 1500 фунт/дюйм2 (10,5 МПа), от около 1800 фунт/дюйм2 (12,6 МПа) до около 3000 фунт/дюйм2 (21 МПа) или больше. Воду можно подавать в систему 1000 с расходом в диапазоне от около 375 баррелей/день (60 м3/день) до около 1500 баррелей/день (239 м3/день) или больше. Систему 1000 можно выполнить с возможностью вырабатывания пара, имеющего качество пара от около 0 процентов до около 80 процентов или до 100 процентов. Топливо, подаваемое в систему 1000, может включать в себя природный газ, синтетический газ, водород, бензин, дизельное топливо, керосин или другие аналогичные виды топлива. Окислитель, подаваемый в систему 1000, может включать в себя воздух, обогащенный воздух (имеющий около 35% кислорода), 95 процентный чистый кислород, кислород плюс двуокись углерода и/или кислород плюс другие инертные разжижители. Отработанные газы, нагнетаемые в коллектор с использованием системы 1000, могут включать в себя от около 0,5 процентов до около 5 процентов избыточного кислорода. Система 1000 может являться совместимой с одним или несколькими пакерующими устройствами с диаметрами от около 7 дюймов (18 см) до около 7-5/8 дюйма (19 см), до около 9-5/8 дюйма (24 см). Систему 1000 можно выполнить по размеру с возможностью установки в обсадные колонны диаметрами около 5-1/2 дюйма (14 см), около 7 дюймов (18 см), около 7-5/8 дюйма (19 см) и около 9-5/8 дюймов (24 см). Система 1000 может иметь общую длину около 8 футов (2,4 м). Систему 1000 можно выполнить с возможностью вырабатывания около 1000 баррелей/день (159 м3/день), около 1500 баррелей/день (239 м3/день), и/или около 3000 баррелей/день (477 м3/день) или больше пара в скважине. Система 1000 может функционировать с соотношением максимального и минимального давления около 4:1, например, в диапазоне от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до около 1200 фунт/дюйм2 (8,4 МПа), например. Систему 1000 можно выполнить функционирующей с соотношением максимальной и минимальной производительности около 2:1, например, в диапазоне от около 750 баррелей/день (119 м3/день) до около 1500 баррелей/день (239 м3/день). Система 1000 может иметь требуемый эксплуатационный период около 3 лет или больше.

[45] Согласно одному способу работы систему 1000 можно спускать в первый ствол скважины, такой как ствол нагнетательной скважины. Систему 1000 можно закрепить в стволе скважин закрепляющим устройством, таким как пакерное устройство. Топливо, окислитель и текучую среду можно подавать в систему 1000 по одной или нескольким линиям текучей среды и можно смешивать в компоновке 100 головки горелки. Окислитель подается через центральный канал 104 в зону 106 резкого расширения, и топливо вводится в зону 106 резкого расширения через инжекторы 118, 119 для смеси с окислителем. Смесь топлива и окислителя может воспламеняться и сжигаться в камере сгорания для образования одного или нескольких нагретых продуктов горения. После входа в зону 106 резкого расширения поток окислителя и/или топлива может образовывать вихревой или турбулентный поток, который должен улучшать смешивание окислителя и топлива для более полного сгорания. Вихревой или турбулентный поток может также, по меньшей мере, частично окружать или заключать в себя пламя горения, что может способствовать регулированию или поддержанию устойчивости пламени и его размера. Давление, расход и/или состав потока топлива и/или окислителя можно регулировать для управления горением. Текучая среда может вводиться, например, в форме распыленных капель в нагретые продукты горения для образования отработанного газа. Текучая среда может включать в себя воду, и вода может испаряться нагретыми продуктами горения для образования пара в отработанном газе. Текучая среда может включать в себя газ, и газ может смешиваться и/или вступать в реакцию с нагретыми продуктами горения для образования отработанного газа. Отработанный газ может нагнетаться в коллектор через втулку парообразования для нагрева, сжигания, обогащения и/или уменьшения вязкости углеводородов в коллекторе. Углеводороды можно затем извлекать из второго ствола скважины, такого как ствол добывающей скважины. Температуру и/или давление в коллектор можно регулировать с помощью регулирования нагнетания текучей среды в ствол нагнетательной скважины и/или получения из ствола добывающей скважины. Например, интенсивность нагнетания текучей среды в коллектор может быть больше рабочего дебита текучей среды из ствола добывающей скважин. Система 1000 может функционировать в любом типе устройств стволов скважин, включающих в себя одну или несколько горизонтальных скважин, многоствольных скважин, вертикальных скважин и/или наклонно-направленных скважин. Отработанный газ может содержать избыточный кислород для горения в пласте (окисления) с нагретыми углеводородами в коллекторе. Горение избыточного кислорода и углеводородов может вырабатывать больше тепла в коллекторе для дополнительного нагрева отработанного газа и углеводородов в коллекторе, и/или вырабатывания дополнительных нагретых газовых смесей, таких как с паром, в коллекторе.

[47] На Фиг.15 показан график зависимости адиабатической температуры пламени в градусах Фаренгейта от избыточного кислорода в процентах мольной концентрации в пламени во время эксплуатации системы 1000 с использованием обычного воздуха и обогащенного воздуха, имеющего около 35 процентов кислорода. Как показано, температура пламени уменьшается с увеличением процента избыточного кислорода в пламени. Как дополнительно показано, обогащенный воздух можно использовать для достижения более высоких температур пламени, чем при обычном воздухе.

[48] На Фиг.16 показан график зависимости адиабатической температуры пламени в градусах Фаренгейта от давления в фунт/дюйм2 во время эксплуатации системы 1000 с использованием обогащенного воздуха, имеющего около 35 процентов кислорода, и получающийся в результате состав пламени, имеющий около 0,5 процентов избыточного кислорода и около 5,0 процентов избыточного кислорода. Как показано, температура пламени увеличивается с увеличением давления, и при меньшем количестве избыточного кислорода в продуктах горения увеличивается температура пламени.

[49] На Фиг.17-20 показаны эксплуатационные характеристики системы 1000 при различных параметрах работы, включающих в себя использование обогащенного воздуха. На Фиг.17 и 19 показаны примеры системы 1000, имеющей камеру 210 сгорания (см. Фиг.8) с диаметром около 3,5 дюймов (9 см) и 7 или 8-5/8 дюймовое (18 или 22 см), термическое пакерное устройство с внутренним диаметром пакера около 3,068 дюймов (8 см). На Фиг.18 и 20 показаны примеры системы 1000, имеющей камеру 210 сгорания (см. Фиг.8) с диаметром около 3,5 дюймов (9 см) и термостойкое пакерное устройство, имеющее пакер с внутренним диаметром около 2,441 дюйма (6 см). Примеры показывают систему 1000 и, в частности, компоновку 100 головки горелки и/или камеру 210 сгорания, работающие при давлении около 2000 фунт/дюйм2 (14 МПа), 1500 фунт/дюйм2 (10,5 МПа), 750 фунт/дюйм2 (5,2 МПа) и 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа). Примеры дополнительно показывают систему 1000, работающую с расходом воды 1500 баррелей/день (239 м3/день) и 375 баррелей/день (60 м3/день).

[50] На Фиг.21 показан график зависимости скорости нагнетания топлива в фут/сек (0,3 м/сек от давления в фунт/дюйм2 (7 КПа) в компоновке 100 головки горелки и/или камере 210 сгорания во время работы системы 1000 при максимальном расходе впрыскиваемого топлива (например, 1500 баррелей/день (239 м3/день) и 1/4 максимального расхода впрыскиваемого топлива (например, 375 баррелей/день (60 м3/день). Кроме того, при давлении около 800 фунт/дюйм2 (5,6 МПа) и ниже 24 инжектора, такие как инжекторы 118, 119, использовались для нагнетания топлива в систему 1000, и при давлении более 800 фунт/дюйм2 (5,6 МПа) только 8 инжекторов, таких как инжекторы 118, использовались для нагнетания топлива в систему 1000. Как показано, скорость нагнетания топлива, в общем, уменьшается с увеличением давления, и более высокие скорости нагнетания топлива можно получать при более высоком давлении с использованием только 8 инжекторов в сравнении с использованием 24 инжекторов.

[51] На Фиг.22A и 22B показаны графики проникновения струи под давлением в поперечном потоке и из инжектора около 0,06 дюйма (15 мм), такого как инжекторы 118, 119. В общем, проникновение струи под давлением увеличивается с увеличением соотношения кинетического момента струи под давлением и набегающего потока.

[52] На Фиг.23 показан график зависимости процента перепада давления на инжекторах, таких как инжекторы 118, 119, от давления в фунт/дюйм2 (7 МПа) в компоновке 100 головки горелки и/или камере 210 сгорания во время работы системы 1000 при максимальном расходе впрыскиваемого топлива, например 1500 баррелей/день (239 м3/день), и 1/4 максимального расхода впрыскиваемого топлива (например, 375 баррелей/день (60 м3/день). Кроме того, при давлении около 800 фунт/дюйм2 (5,6 МПа) и ниже 24 инжектора, такие как инжекторы 118, 119, использовались для нагнетания топлива в системе 1000, и при давлении более 800 фунт/дюйм2 (5,6 МПа) только 8 инжекторов, такие как инжекторы 118, использовались для нагнетания топлива в системе 1000. Как показано, процент перепада давления, в общем, уменьшается с увеличением давления, и более высокие проценты перепада давления имеют место при использовании только 8 инжекторов в сравнении с использованием 24 инжекторов.

[53] На Фиг.24-29 показаны графики, иллюстрирующие действие разжижителя, в частности азота, смешанного с топливом, подаваемым в систему 1000 для регулирования перепада давления при нагнетании топлива. Фиг.24 и 25 показаны графики, демонстрирующие процент перепада давления на инжекторах, таких как инжекторы 118, 119, к давлению в фунт/дюйм2 (7 КПа) в компоновке 100 головки горелки и/или камере 210 сгорания во время работы системы 1000 с максимальным расходом впрыскиваемого топлива, например 1500 баррелей/день (239 м3/день), и использовании двух манифольдов ввода, например первой и второй ступеней 107, 108 ввода. Как показано, перепад давления на инжекторе поддерживается выше около 10 процентов при увеличении давления от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до выше около 2000 фунт/дюйм2 (14 МПа). Также показано, что процентное соотношение имеющегося и используемого азота, а также массовый расход азота относительно массового расхода топлива увеличивается при увеличении давления.

[54] На Фиг.26 и 27 показаны графики процентного отношения перепада давления на инжекторах, таких как инжекторы 118, 119, к давлению в фунт/дюйм2 (7 КПа) в компоновке 100 головки горелки и/или камере 210 сгорания во время работы системы 1000 при максимальном расходе впрыскиваемого топлива, например 1500 баррелей/день (239 м3/день), и использовании одного нагнетательного манифольда (например, первой и/или второй ступеней 107, 108 ввода). Как показано, перепад давления на инжекторе поддерживается выше около 10 процентов при увеличении давления от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до выше около 2000 фунт/дюйм2 (14 МПа). Также показано, что процентное соотношение имеющегося и используемого азота, а также массовый расход азота относительно массового расхода топлива увеличивается при увеличении давления. Как отмечено в графике, дополнительный источник разжижителя может быть необходим, когда процентное соотношение имеющегося и используемого азота составляет 100 процентов.

[55] На Фиг.28 и 29 показаны графики зависимости процента перепада давления на инжекторах, таких как инжекторы 118, 119, от давления в фунт/дюйм2 (7 КПа)) в компоновке 100 головки горелки и/или камере 210 сгорания во время работы системы 1000 при минимальном расходе впрыскиваемого топлива, например 375 баррелей/день (60 м3/день), и использовании одного нагнетательного манифольда (например, первой и/или второй ступени 107, 108 ввода). Как показано, величина перепада давления на инжекторе поддерживается составляющей около 10 процентов или выше при увеличении давления от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до выше около 2000 фунт/дюйм2 (14 МПа). Также показано, что процент имеющегося и используемого азота, а также массовый расход азота относительно массового расхода топлива увеличивается при увеличении давления. Как указано на графике, дополнительный источник разжижителя может быть необходим, когда процент имеющегося и используемого азота составляет 100 процентов.

[56] На Фиг.30 показан график зависимости в рабочем диапазоне интенсивности теплового потока (q) от адиабатической температуры пламени в градусах Фаренгейта на торце ступеней ввода, например первой и/или второй ступени 107, 108 ввода, во время работы компоновки 100 головки горелки. Как показано, когда температура пламени увеличивается от около 3000 градусов Фаренгейта (1649°С) до около 5000 градусов Фаренгейта (2760°С), интенсивность теплового потока увеличивается от около 400000 британских тепловых единиц/фут2/час (4544000 кДж/м2) до около 1100000 британских тепловых единиц/фут2/час (12496000 кДж/м2).

[57] На Фиг.31-33 показаны графики зависимости температур газовой стороны и водяной стороны в градусах Фаренгейта материала компоновки 100 головки горелки, включающей в себя бериллиево-медный сплав, и материала компоновки 200 жаровой трубы от адиабатической температуры пламени в градусах Фаренгейта во время работы системы 1000. Как показано, температуры материалов на газовой стороне являются более высокими в сравнении водяной стороной, и, в общем, температуры увеличиваются, когда увеличивается температура пламени. Также показано, что температура материала на водяной стороне, в общем, остается одинаковой или увеличивается, когда увеличивается адиабатическая температура пламени на основе используемого материала.

[58] На Фиг.34 показан график сравнения температур газовой (горячей) стороны и водяной (холодной) стороны стенки из бериллиево-медного сплава, образующей компоновку 100 головки горелки и/или компоновку 200 жаровой трубы при расходе воды 375 баррелей/день (60 м3/день) (начальном давлении 550 фунт/дюйм2 (3,8 МПа) воды) и расходе воды 1500 баррелей/день (239 м3/день) (начальном давлении 2200 фунт/дюйм2 (15,4 МПа) воды). Как показано, температура газовой стороны стенки больше при рабочем параметре расхода воды 375 баррелей/день (60 м3/день), чем при работе с расходом воды 1500 баррелей/день (239 м3/день) вследствие уменьшения скорости водяного охлаждения. Также показано, что высокая степень переохлаждения стенки поддерживается для предотвращения возможности кипения в каналах текучей среды. Компоновка 100 головки горелки может быть выполнена из материала на основе монеля 400, может иметь толщину стенки около 1/16 дюйма (1,6 мм) между газовой стороной и водяной стороной и может быть выполнена с возможностью поддержания температуры газовой стороны стенки около 555 градусов Фаренгейта (291°С), температуры водяной стороны стенки около 175 градусов Фаренгейта (79°С), температуры насыщения воды около 649 градусов Фаренгейта (343°С) и температуры переохлаждения стенки около 475 градусов Фаренгейта (246°С).

[59] На Фиг.35 показан график зависимости расстояния (в футах (0,3 м) идеального 100 процентного испарения капель текучей среды от диаметра капель текучей среды (среднего диаметра в микронах) во время работы системы 1000. Как показано, когда диаметр капель текучей среды увеличивается от около 0,0 микрон до около 700 микрон, расстояние получения 100 процентного испарения увеличивается от около 0,0 футов (0 м) до около 4 футов (1,2 м).

[60] На Фиг.36 показан пример эксплуатационных характеристик системы 1000 во время пуска, включающих в себя время пребывания потока текучей среды топлива (метан), окислителя (воздух) и охлаждающей текучей среды (вода). Как показано, время пребывания топлива составляет около 3,87 минут при максимальном расходе и около 15,26 минут при 1/4 максимального расхода; время пребывания охлаждающей текучей среды составляет около 5,94 минут при максимальном расходе и около 23,78 минут при 1/4 максимального расхода; и время пребывания окислителя составляет около 2,37 минут при максимальном расходе и около 9,18 минут при 1/4 максимального расхода.

[61] На Фиг.37-39 показаны графики показателей работы инжектора, например, компоновки 100 головки горелки с расходом 375 баррелей/день (60 м3/день) только с одной ступенью ввода (например, первой ступенью 107 ввода), с расходом 1125 баррелей/день (179 м3/день) только с одной ступенью ввода (например, второй ступенью 108 ввода) и с расходом 1500 баррелей/день (239 м3/день) с двумя ступенями ввода, например, как первой, так и второй ступенями 107, 108 ввода, соответственно.

[62] На Фиг.40 показана зависимость температуры газа во втулке 300 парообразования от аксиального расстояния от ввода воды (такого как стойкой 207 ввода текучей среды и/или системой 220 ввода текучей среды). Как показано, температура газа резко падает от около 3500 градусов Фаренгейта (1927°С) до около 1750 градусов Фаренгейта (954°С) при начальном нагнетании капель текучей среды в нагретый газ. Как дополнительно показано, температура газа постепенно уменьшается и затем поддерживается выше около 500 градусов Фаренгейта (260°С) во втулке 300 парообразования на расстоянии до около 25 дюймов (635 мм) от точки начала ввода текучей среды.

[63] Система 1000 работает в диапазоне режимов с более высоким давлением, если их противопоставить обычному режиму низкого давления, например, которым управляют, частично для увеличения передачи скрытой теплоты фазового перехода в коллектор. Режимы низкого давления, в общем, используют для получения наивысшей скрытой теплоты от конденсации пара, вместе с тем большинство коллекторов являются либо неглубокими или истощенными до начала паронагнетания. Вспомогательной целью режимов низкого давления является уменьшение потерь тепла в породу кровли и породу подошвы коллектора, поскольку пар имеет более низкую температуру. Вместе с тем, поскольку данная потеря тепла происходит в течение многих лет, в некоторых случаях потери тепла могут фактически увеличиваться при низкой интенсивности нагнетания и большой протяженности.

[64] Система 1000 может работать как в режимах низкого давления, так и в режимах высокого давления, и/или в сухопутных коллекторах на глубине около 2500 футов (750 м) или больше, прибрежных коллекторах, содержащих вечную мерзлоту, коллекторах и/или коллекторах, в которых генерация пара на поверхности является, в общем, неэкономичной или неприемлемой. Систему 1000 можно использовать в скважинах многих различных конфигураций, включающих в себя многоствольные, горизонтальные и вертикальные скважины. Система 1000 приспособлена для генерации высококачественного пара, подаваемого на глубине, нагнетания дымового газа, N2 и C02, например, и работы в условиях более высокого давления коллектора, составляющего от около 100 фунт/дюйм2 ман. (0,7 МПа ман.) до около 1000 фунт/дюйм2ман. (7 МПа ман.). В одном примере коллектор, который в нормальных условиях работает в режиме низкого давления (например, в течение 40 лет), может требовать эксплуатации только в течение 20 лет с использованием системы 1000 для получения того же процента от начальных геологических запасов нефти. Потери тепла в кровлю пласта и подошву пласта в коллекторе с использованием системы 1000 поэтому также уменьшаются на около 20 лет и поэтому являются менее серьезной проблемой.

[65] Систему 1000 можно также целесообразно применять в пластах низкой проницаемости, где механизм гравитационного дренирования может иначе сталкиваться с препятствиями. Многие пласты имеют неодинаковую вертикальную проницаемость и горизонтальную проницаемость для потока текучей среды. В некоторых ситуациях, горизонтальная проницаемость может иметь величину на несколько порядков больше вертикальной проницаемости. В данном случае, гравитационное дренирование может сталкиваться с препятствиями и горизонтальное вытеснение паром становится гораздо более эффективным способом добычи нефти. Система 1000 может производить пар высокого давления и газы, улучшающие коэффициент нефтеотдачи пласта, обеспечивающие работу данной схемы добычи.

[66] Преимущества режима высокого давления при использовании системы 1000 в сравнении с режимом низкого давления показаны в Таблице 1, приведенной ниже.

Таблица 1
Примеры преимуществ использования системы 1000 с режимом высокого давления
Проблема Режим низкого давления Режим высокого давления
Потери тепла в кровлю пласта и подошву пласта в коллекторе Одной из причин использования режима низкого давления является более эффективное использование пара вследствие более высокого скрытого Система 1000 производит равные или большие объемы нефти за существенно меньшее время. Коллектор, эксплуатируемый в режимах более низкого давления, например, в
тепла в паре при низком давлении течение 40 лет, может потребовать эксплуатации только в течение 20 лет для добычи того же процента геологических запасов нефти с использованием системы 1000. Количество потерянного тепла на баррель добытой нефти меньше в режиме более высокого давления вследствие более короткого срока реализации проекта и проектное соотношение пар/нефть меньше.
Перекрытие газом, прорыв Режимы низкого давления имеют более высокие коллекторские объемы газа, которые должны на некотором этапе перекрыть оторочку пара и прорваться Высокое давление и меньшие объемы газа, используемые с системой 1000, уменьшают или отодвигают перекрытие/прорыв. В режиме высокого давления системы 1000 вначале должен присутствовать малый коллекторский объем газа, и при охлаждении газа он должен дополнительно уменьшаться в объеме, уменьшая вероятность возникновения временного интервала для перекрытия или прорыва.
Растворимость газа Растворенный газ уменьшает вязкость нефти Высокое давление увеличивает растворение газа в нефти, при этом
дополнительно уменьшает вязкость. Газовый фактор со значением 20 может уменьшаться для вязкой нефти более чем на 90 процентов с использованием системы 1000
Горение в пласте Горение в пласте при низком давлении может создавать риск прорыва кислорода в добывающие скважины Высокое давление гарантирует более высокие скорости горения, уменьшая вероятность прорыва кислорода. Высокое давление также увеличивает сжатие газовой фазы, тем самым уменьшая ее насыщение и подвижность
Удельная теплота конденсации и конденсация пара в пласте Преимущество неконденсирующегося газа-свободного пара в большей удельной теплоте конденсации при низком давлении. Однако при низком давлении температура конденсации ниже, что уменьшает или замедляет передачу скрытого тепла нефти. Хотя пар высокого давления имеет меньшую скрытую удельную теплоту, фактическое содержание тепла и температура конденсации определяются парциальным давлением пара. Дымовой (отработанный) газ обеспечивает конденсацию пара при более низкой температуре, на большей глубине в коллекторе и ускоряет добычу нефти.
Сетка скважин и основные механизмы добычи Режимы низкого давления создают паровую камеру большего объема, работающую в Высокое давление вытесняет текучие среды в добывающие скважины, что обеспечивает более редкую сетку скважин для
основном через гравитационное дренирование. Механизм более медленного дренирования требует частой или средней сетки скважин для добычи. При дренировании нефти за более долгий период газовая оторочка имеет большую возможность перекрытия равного или большего темпа добычи при более низких капитальных затрат. В режимах высокого давления механизм вытеснения играет более важную роль, чем гравитационное дренирование. Кроме того, пар высокого давления при растворении с дымовым газом начинает конденсироваться при температуре, близкой к температуре конденсации при низком давлении, давая в результате более эффективное средство добычи с отсроченным прорывом.

[67] Система 1000 может действовать для нагнетания нагретого N2 и/или CO2 в коллекторы. N2 и CO2, оба неконденсирующиеся газы, имеют относительно низкие удельные теплоемкости и тепловую инертность и должны не оставаться горячими очень долго после нагнетания в коллектор. При температуре около 150 градусов Цельсия CO2 имеет умеренное, но полезное воздействие на свойства нефти, важные для добычи, такие как удельный объем и вязкость нефти. Поначалу горячие газы должны передавать свое тепло в коллектор, что способствует уменьшению вязкости нефти. По мере охлаждения газов их объем должен уменьшаться, уменьшая вероятность перекрытия или прорыва. Охлажденные газы должны становиться более растворимыми, растворяясь в нефти и вызывая ее набухание для уменьшенной вязкости, реализуя преимущество "холодного" неконденсирующегося газа в режиме повышения нефтеотдачи. Неконденсирующиеся газы уменьшают парциальное давление как пара, так и нефти, обеспечивая увеличение испарения обоих. Это ускоренное испарение воды замедляет конденсацию пара, так что он конденсируется и передает тепло на большей глубине в коллекторе. Результатом этого является улучшенная теплопередача и ускоренная добыча нефти с использованием системы 1000.

[68] Объем отработанного газа из системы 1000 может быть меньше 3 Mфут3/баррелей пара (528 тыс.м33), что может быть достаточно целесообразно для ускорения добычи нефти в коллекторе. Когда горячий газ перемещается впереди нефти, он должен быстро охлаждаться до температуры коллектора. При его охлаждении тепло передается в коллектор, и объем газа уменьшается. В противоположность обычному режиму низкого давления, объем газа с приближением к добывающей скважине становится значительно меньше, что, в свою очередь, уменьшает вероятность и отсрочивает прорыв газа. N2 и CO2 могут прорываться впереди пара, но в это время газы должны иметь температуру коллектора. Горячий пар из системы 1000 должен следовать за ними, но должен конденсироваться при достижении холодных зон, передавая свое тепло коллектору, с получением в результате конденсата, действующего как дополнительный механизм вытеснения нефти. Кроме того, объем газа и удельная плотность уменьшаются при более высоком давлении (V пропорционально 1/P). Поскольку вероятность передавливания газом ограничена при низкой насыщенности газа низкой относительной проницаемостью для газа, языкообразование контролируется и добыча нефти ускоряется.

[69] Система 1000 может функционировать с количеством, доходящим до 100 нагнетательных скважин и/или добывающих скважин, в которых добычу нефти можно ускорять и увеличивать. Система 1000 может быть выполнена с возможностью оптимизации на основе опыта десятков проектов по всему миру с высоким давлением, легкой и тяжелой нефтью и с нагнетанием воздуха, в которых получают очень мало свободного кислорода, меньше около 0,3 процентов, например. Предпочтительную направленность потока текучей среды, проходящего через коллекторы, можно получить, ограничивая дебит на добывающих скважинах, находящихся в зонах самой высокой проницаемости. Добычу газа можно ограничивать на каждой скважине для содействия вытеснению в более широкой зоне коллектора. При планировании разработки коллектора можно использовать гравитацию, как преимущество, где только возможно, поскольку горячие газы поднимаются, и горизонтальные скважины можно использовать для уменьшения конусообразования и языкообразования текучих сред в коллекторе.

[70] Система 1000 может производить чистый высококачественный пар с двуокисью углерода (CO2) или без нее и с добавлением водорода (H2) в топливную (с метаном, например) смесь (CH4 + H2), что может значительно увеличивать теплоту горения. Компоновка 100 головки горелки системы 1000 может производить высококачественный пар с использованием смесей метан/водород с соотношениями от 100/0 процентов до 0/100 процентов и всех промежуточных. Систему 1000 можно регулировать по мере необходимости для управления действием любого тепла увеличенного горения. Реакция водорода с воздухом (или обогащенным воздухом) может иметь температуру на около 400 градусов Фаренгейта (222°С) выше, чем эквивалентная реакция природного газа. При стехиометрических условиях с воздухом продукты горения составляют 34 процента пара и 66 процентов азота (по объему) при 4000 градусов Фаренгейта (2204°С). Воду можно добавлять для работы, или без добавления воды перегретый пар можно производить, если большие количества избыточного N2 не добавляются в качестве разжижителя или система 100 эксплуатируется с недостатком топлива и с избыточным кислородом (O2). Другие варианты осуществления могут включать в себя модифицированные параметры нагнетания топлива и проектные изменения (доли и стадии подачи воздуха, воды и водорода) для снижения пламени более высоких температур и соответствующей теплопередачи. Коррозию можно также уменьшить при использовании водорода в качестве топлива, где, по существу, единственным кислотным продуктом (с учетом относительно чистых H2 и воды) должна являться азотная кислота. Коррозию можно уменьшать дополнительно использованием кислорода как окислителя. Высокая температура пламени может производить больше NOx, но это можно уменьшить ступенчатым горением и различными схемами ввода воды. Добычу в коллекторе можно улучшить стратегическим использованием данных совместно нагнетаемых газов повышения нефтеотдачи вместе с управлением в режимах (низкого или высокого) давления.

[71] Система 1000 может использовать CO2 или N2 в качестве хладагентов или разжижителей для компоновки 100 головки горелки и/или компоновки 200 жаровой трубы. Комбинация высокого качества пара на глубине, возможности управления давлением в коллекторе как механизмом вытеснения и улучшение растворимости вводимого газа (вследствие коллектора под давлением) для улучшения вязкости нефти дает в результате, по существу, ускоренную добычу нефти. В режимах высокого давления, обеспеченных использованием системы 1000, CO2 также является выгодным даже для тяжелой нефти.

[72] Систему 1000 можно использовать в скважинах различной конфигурации, включающих в себя многоствольные, горизонтальные и вертикальные скважины, и в коллекторах разной глубины в диапазоне от мелких, от 0 футов (0 м) до 1000 футов (300 м), до более 5000 футов (1500 м). Система 1000 может иметь лучшую экономическую отдачу или внутреннюю норму доходности для данного коллектора, включающего в себя запасы тяжелой нефти, обремененные вечной мерзлотой, или зоны, где эмиссия пара с поверхности запрещена. Система 1000 может давать лучшую внутреннюю норму доходности, чем генерирование пара на поверхности (с использованием простой насосно-компрессорной трубы или насосно-компрессорной трубы с вакуумной изоляцией) вследствие ряда факторов, включающих в себя: значительное уменьшение потерь пара, иначе вызываемых генерированием пара на поверхности, в наземной инфраструктуре и в стволе скважины (увеличивающиеся с глубиной коллектора и т.д.); более высокие рабочие дебиты вследствие более высокого качества, более высокого давления пара, нагнетаемого вместе со специфическими для коллектора газами, увеличения нефтеотдачи (и, если необходимо, горения в пласте) для генерирования большего объема нефти, с более высоким темпом добычи; и соответствующая экономия расхода энергии/на баррель, использования воды и обработки/на баррель, пониженные выбросы и т.д. Система 1000 может функционировать с нагнетанием пара, имеющего качество пара 80% или больше на глубинах в диапазоне от 0 футов (0 м) до около 5000 футов (1500 м) и больше.

[73] Одним преимуществом системы 1000 является поддержание высокого давления в коллекторе, а также возможность сохранять все газы в растворе. Система 1000 может нагнетать до 25 процентов CO2 в поток отработанных газов. При объединении высокого давления и низкой температуры в коллекторах, CO2 может становиться растворимым в пластовой нефти, при этом снижая вязкость впереди фронта пара. Коэффициенты извлечения до 80 процентов получаются после десяти лет в моделировании скважин с шагом сетки 330 футов (100м) для гравитационного дренирования при закачке пара плюс вытеснительными скважинами в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью 126000 сантипуаз. Увеличение шага сетки до 660 футов (200 м) может давать коэффициенты извлечения 75 процентов после 22 лет.

[74] Система 1000 может работать с геотермальными скважинами, внутрипластовым горением, нагнетанием дымового газа, коррозией H2S и хлоридами с коррозионным растрескиванием под напряжением и т.д. Система 1000 может включать в себя комбинации элементов специализированного оборудования вместе с изделиями из подходящих металлов и сплавов и где необходимо использовать ингибиторы коррозии. Коррозию на добывающих скважинах можно регулировать в проектах с нагнетанием воздуха под высоким давлением с помощью добавления ингибиторов коррозии на добывающих скважинах.

[75] Система 1000 может функционировать при относительно высоком давлении, составляющем более 1200 фунт/дюйм2 (8,4 МПа) в относительно неглубоких коллекторах, с учетом стандартных условий эксплуатации, таких как градиенты давления гидроразрыва пласта, и т.д. Для получения высокого давления в неглубоких коллекторах может требоваться дросселирование добывающих скважин на выпуске для получения необходимого противодавления.

[76] Система 1000 может функционировать с использованием чистой воды (стандартов питьевой воды или выше) и/или рассола в источнике подачи воды, с исключением потенциальных проблем осадкообразования, тяжелых металлов и т.д. в системе 1000 и в коллекторе.

[77] Система 1000 может функционировать с поддержанием более высокого давления в коллекторе, что уравновешивает более низкую температуру пара, смешанного с неконденсирующимися газами. Добавление неконденсирующихся газов в пар должно уменьшать температуру, при которой пар конденсируется при более высоком давлении на 50-60 градусов Фаренгейта (29-35°С), поскольку парциальное давлении воды ниже. Поэтому температура пара в системе 1000 является приблизительно одинаковой с температурой пара в режиме более низкого давления без неконденсирующегося газа. Температура является пониженной, но пар так легко не конденсируется. Кроме того, парциальное давление нефти снижается и больше нефти также испаряется. Оба данных фактора содействуют увеличению нефтеотдачи. Кроме того, присутствие газов помогает набуханию нефти, выдавливая некоторую часть нефти из порового пространства и также увеличивая извлечение. Благодаря эксплуатации системы 1000 и коллектора под высоким давлением можно объединять выгоды нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей в более холодных частях коллектора с последующим нагнетанием пара в пласт. Также благодаря эксплуатации под высоким давлением имеется два механизма уменьшения вязкости тяжелой нефти. Первым, что ускоряет добычу нефти, являются более высокие газовые факторы и более низкая вязкость нефти при температурах приблизительно 150 градусов Цельсия. Вторым является традиционное уменьшение вязкости нефти при более высокой температуре.

[78] На Фиг.41A, 41B и 41C показаны примеры состава и расхода отработанных газов, которые можно генерировать с использованием системы 1000.

[79] На Фиг.42 показан пример измерений эксплуатационных параметров системы 1000 в сравнении с подачей пара с поверхности пара в коллекторе на глубине около 3500 фут (1050 м).

[80] На Фиг.43A, 43B и 43C показан пример теплового вклада от поданного пара и отработанных газов с использованием системы 1000 в сравнении с подачей пара с поверхности.

[81] Способ извлечения углеводородов из коллектора содержит подачу топлива, окислителя и текучей среды в скважинную систему; подачу воды в систему с расходом в диапазоне от около 375 баррелей/день (60 м3/день) до около 1500 баррелей/день (240 м3/день), сжигание топлива, окислителя и воды для образования пара, имеющего около 80 процентов водяного пара, поддержание температуры горения в диапазоне от около 3000 градусов Фаренгейта (1649°С) до около 5000 градусов Фаренгейта (2760°С), поддержание давления горения в диапазоне от около 300 фунт/дюйм2 (2,1 МПа) до около 2000 фунт/дюйм2 (14 МПа) и поддержание перепада давления при нагнетании топлива в систему выше 10 процентов.

[82] Описанное выше относится к вариантам осуществления изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения можно реализовать в объеме изобретения, который определяется формулой изобретения, приведенной ниже.

1. Скважинный паровой генератор, содержащий компоновку головки горелки, имеющую корпус с каналом, проходящим через него, и зону расширения, пересекающую указанный канал, причем зона расширения содержит одну или более ступеней ввода топлива, выполненных для ввода топлива в камеру сгорания, причем одна или более ступеней ввода топлива имеют внутренний диаметр больший, чем внутренний диаметр указанного канала,
и компоновку жаровой трубы, соединенную с компоновкой головки горелки ниже по потоку от корпуса, причем компоновка жаровой трубы имеет корпус с одним или более каналами текучей среды, проходящими через указанный корпус, камеру сгорания, образованную внутренней поверхностью корпуса, и систему ввода текучей среды, находящуюся в сообщении по текучей среде с камерой сгорания.

2. Генератор по п.1, дополнительно содержащий плиту, расположенную в канале.

3. Генератор по п.1, в котором зона расширения содержит первую ступень ввода топлива и вторую ступень ввода топлива для ввода топлива в камеру сгорания, при этом первая ступень ввода топлива имеет внутренний диаметр, превышающий внутренний диаметр канала, и вторая ступень ввода топлива имеет внутренний диаметр, превышающий внутренний диаметр первой ступени ввода топлива, причем вторая ступень ввода топлива расположена ниже по потоку от первой ступени ввода топлива.

4. Генератор по п.3, в котором первая и вторая ступени ввода топлива выполнены с возможностью ввода топлива в камеру сгорания в направлении, перпендикулярном продольной оси канала.

5. Генератор по п.3, в котором каждая из первой и второй ступеней ввода топлива содержит множество инжекторов, и вторая ступень ввода топлива содержит большее количество инжекторов, чем первая ступень ввода топлива.

6. Генератор по п.5, дополнительно содержащий первый манифольд для распределения топлива ко множеству инжекторов первой ступени ввода топлива и второй манифольд для рапределения топлива ко множеству инжекторов второй ступени ввода топлива, при этом первый и второй манифольды содержат каналы текучей среды, проходящие через корпус компоновки головки горелки.

7. Генератор по п.1, дополнительно содержащий систему охлаждения для охлаждения участка корпуса компоновки головки горелки, смежного с зоной расширения.

8. Генератор по п.7, в котором система охлаждения включает в себя один или более каналов текучей среды, проходящих через корпус компоновки головки горелки, для осуществления циркуляции охлаждающей текучей среды вблизи зоны расширения.

9. Генератор по п.1, в котором компоновка жаровой трубы дополнительно содержит первый манифольд для распределения текучей среды в один или более каналов текучей среды, проходящих через корпус компоновки жаровой трубы, и второй манифольд для сбора текучей среды из одного или более каналов текучей среды.

10. Генератор по п.9, в котором второй манифольд находится в сообщении по текучей среде с системой ввода текучей среды для ввода текучей среды из одного или более каналов текучей среды в камеру сгорания.

11. Генератор по п.1, в котором система ввода текучей среды содержит стойку ввода текучей среды, соединенную с корпусом компоновки жаровой трубы и имеющую множество форсунок для аксиального ввода текучей среды в камеру сгорания.

12. Генератор по п.1, в котором система ввода текучей среды содержит устройство ввода текучей среды посредством газа для направления текучей среды из одного или более каналов текучей среды в газовую струю для ввода в камеру сгорания.

13. Генератор по п.1, в котором одна или более ступеней ввода топлива включает в себя множество инжекторов для ввода топлива в камеру сгорания в направлении, перпендикулярном к продольной оси канала.

14. Генератор по п.1, в котором система ввода текучей среды включает в себя одну или более ступеней ввода текучей среды, размещенных ниже по потоку от камеры сгорания.

15. Генератор по п.8, в котором один или более каналов текучей среды системы охлаждения окружают зону расширения.

16. Генератор по п.15, в котором один или более каналов текучей среды системы охлаждения находится в сообщении по текучей среде с одним или более каналов компоновки жаровой трубы.

17. Генератор по п.1, в котором система ввода текучей среды размещена ниже по потоку от зоны расширения.
18 Генератор по п.1, дополнительно содержащий цилиндрическую поддерживающую втулку, причем компоновка головки горелки и компоновка жаровой трубы размещены внутри цилиндрической поддерживающей втулки.

19. Генератор по п.1, дополнительно содержащий по меньшей мере одно пакерное соединение и шлангокабельное соединение для соединения скважинного парового генератора к пакеру или шлангокабелю.

20. Генератор по п.1, дополнительно содержащий воспламенитель, присоединенный к корпусу компоновки головки горелки, причем топливо и окислитель протекают через воспламенитель в камеру сгорания.

21. Способ извлечения углеводородов из коллектора, содержащий следующие этапы, на которых:
размещают паровой генератор в первом стволе скважины;
подают топливо, окислитель и воду к паровому генератору, причем топливо содержит по меньшей мере одно из: метана, природного газа, синтез-газа и водорода; причем окислитель содержит по меньшей мере одно из: кислорода, воздуха, обогащенного воздуха, и по меньшей мере одно из: топлива, окислителя и воды смешаны с разбавителем, содержащим по меньшей мере одно из: азота, диоксида углерода и других инертных газов;
смешивают и воспламеняют топливо и окислитель для обеспечения пламени в зоне расширения парового генератора для образования продукта горения в камере сгорания, причем указанное пламя приложено к поверхности зоны расширения;
обеспечивают протекание воды через один или более проточных каналов, проходящих через компоновку жаровой трубы, окружающую камеру сгорания;
вводят воду в камеру сгорания для образования пара,
вводят пар в коллектор, и
извлекают углеводороды из коллектора.

22. Способ по п.21, в котором этап введения текучей среды в камеру сгорания содержит радиальный или аксиальный ввод распыленных капель текучей среды в камеру сгорания.

23. Способ по п.21, дополнительно содержащий этап извлечения углеводородов из коллектора через второй ствол скважины.

24. Способ по п.23, дополнительно содержащий контроль скорости ввода пара в коллектор и скорости добычи углеводородов из коллектора для контроля давления в коллекторе.

25. Способ по п.21, дополнительно содержащий этап, на котором вводят кислород в первый ствол скважины для сжигания с углеводородами внутри коллектора для образования нагретой газовой смеси внутри коллектора.

26. Способ по п.21, дополнительно содержащий поддержание давления в коллекторе, превышающего 1200 фунт/дюйм2.

27. Способ по п.21, в котором этап введения воды в камеру сгорания содержит введение воды в направлении, перпендикулярном продольной оси камеры сгорания.

28. Способ по п.21, в котором окислитель содержит кислород в количестве, превышающем стехиометрическое соотношение топлива и окислителя.

29. Способ по п.21, в котором окислитель содержит избыток кислорода, равный от около 0% до около 12%.

30. Скважинный паровой генератор, содержащий:
трубчатый корпус, содержащий камеру сгорания и выполненный с возможностью быть размещенным в стволе скважины, и
зону расширения, находящуюся в сообщении по текучей среде с камерой сгорания, причем зона расширения содержит первую ступень ввода топлива и вторую ступень ввода топлива, выполненные для ввода топлива в камеру сгорания, причем вторая ступень ввода топлива размещена ниже по потоку от первой ступени ввода топлива.

31. Генератор по п.30, в котором каждая из первой ступени ввода топлива и второй ступени ввода топлива включают в себя множество форсунок для ввода топлива в камеру сгорания под углом, который обеспечивает, по существу, перпендикулярность к продольной оси трубчатого корпуса.

32. Генератор по п.31, дополнительно содержащий:
первый манифольд для распределения топлива ко множеству форсунок первой ступени ввода топлива и второй манифольд для распределения топлива ко множеству форсунок второй ступени ввода топлива.

33. Генератор по п.31, в котором зона расширения размещена выше по потоку от камеры сгорания.

34. Генератор по п.31, в котором трубчатый корпус содержит один или более каналов, проходящих через трубчатый корпус.

35. Генератор по п.34, в котором трубчатый корпус содержит первый манифольд, находящийся в сообщении по текучей среде со вторым манифольдом посредством одного или более каналов текучей среды, проходящих через трубчатый корпус.

36. Генератор по п.35, в котором второй манифольд находится в сообщении по текучей среде с элементом ввода текучей среды, приспособленным для ввода текучей среды в камеру сгорания.

37. Генератор по п.36, в котором элемент ввода текучей среды включает в себя множество форсунок для ввода текучей среды в камеру сгорания под углом, который обеспечивает, по существу, параллельность к продольной оси трубчатого корпуса.

38. Генератор по п.30, в котором вторая ступень ввода топлива имеет внутренний диаметр, превышающий внутренний диаметр первой ступени ввода топлива.

39. Генератор по п.30, дополнительно содержащий воспламенитель, причем топливо и окислитель протекают через воспламенитель в камеру сгорания.

40. Скважинный паровой генератор, содержащий:
компоновку головки горелки, имеющую корпус с каналом, проходящим через него, и зону расширения, которая пересекает указанный канал, причем зона расширения содержит одну или более ступеней ввода топлива, и
компоновку жаровой трубы, соединенную с компоновкой головки горелки ниже по потоку от указанного канала, причем компоновка жаровой трубы содержит:
корпус с одним или более каналами текучей среды, проходящими через указанный корпус,
камеру сгорания, образованную внутренней поверхностью корпуса,
систему ввода текучей среды, находящуюся в сообщении по текучей среде с камерой сгорания,
первый манифольд для распределения текучей среды к одному или более каналам, проходящим через корпус компоновки жаровой трубы, и
второй манифольд для сбора текучей среды из одного или более каналов.

41. Генератор по п.40, в котором второй манифольд находится в сообщении по текучей среде с системой ввода текучей среды для ввода текучей среды из одного или более каналов в камеру сгорания.

42. Способ извлечения углеводородов из коллектора, содержащий этапы, на которых:
размещают паровой генератор в первом стволе скважины, подают топливо, окислитель и воду к паровому генератору, причем окислитель содержит по меньшей мере одно из: кислорода, воздуха, обогащенного воздуха, и по меньшей мере одно из: топлива, окислителя и воды смешаны с разбавителем, содержащим по меньшей мере одно из: азота, диоксида углерода или других инертных газов,
смешивают и воспламеняют топливо и окислитель для обеспечения пламени в зоне расширения парового генератора для образования продуктов горения в камере сгорания, причем пламя приложено к поверхности зоны расширения,
обеспечивают протекание воды через один или более проточных каналов, проходящих через компоновку жаровой трубы, окружающей камеру сгорания,
вводят воду в камеру сгорания для образования пара, и
вводят пар в коллектор.

43. Способ по п.42, в котором топливо содержит по меньшей мере одно из: метана, природного газа, синтез-газа, водорода, бензина, дизельного топлива и керосина.

44. Способ по п.42, дополнительно содержащий этап, на котором обеспечивают протекание топлива и окислителя через воспламенитель парового генератора и в камеру сгорания.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к теплоэнергетике , а именно к регулированию соотношения топливо-воздух, и позволяет повысить надежность лекального устройства за счет того, что поддержание заданного соотношения расходов топлива и воздуха к горелочному устройству обеспечивается заданным положением профильной планки 4 на неподвижном секторе 5.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта.

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

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных пластов с высоковязкими нефтями. Обеспечивает повышение нефтеотдачи в мощных неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Изобретение относится к системам и способам для обработки подземного пласта. Система термической обработки in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, содержит саморегулирующийся ядерный реактор; систему труб, по меньшей мере, частично расположенную в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первым теплоносителем, циркулирующим через систему труб и теплообменник.

Группа изобретений относится к способам и системам, предназначенным для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Система тепловой обработки внутри пласта для добычи углеводородов из подземного пласта содержит саморегулирующийся ядерный реактор, трубопровод, по меньшей мере, частично расположенный в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первой теплообменной средой, циркулирующей через трубопровод, и теплообменник, через который проходит указанная первая теплообменная среда и нагревает вторую теплообменную среду.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки месторождений. Обеспечивает наиболее полное извлечение из месторождений высоковязких и других нефтей, битумов, сланцевых нефтей, газоконденсатов, сланцевых и природных газов, а также для газификации углей и разработки других полезных ископаемых.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для разработки газогидратных залежей, тепловой обработки призабойной зоны скважины и восстановления гидравлической связи пласта со скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности - области добычи нефти тепловыми методами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальной скважины с применением метода парогравитационного дренажа.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов водорода и/или других аналогичных продуктов. В частности, изобретения относятся к системам и способам, при которых для обработки различных подземных пластов, содержащих углеводороды, используют источники тепла. Обеспечивается повышение эффективности добычи. Сущность изобретения: система, предназначенная для обработки подземного пласта, содержит: ствол скважины, по меньшей мере частично расположенный в содержащем углеводороды пласте и содержащий, по существу, вертикальную часть и, по меньшей мере, две, по существу, горизонтальные или наклоненные части, соединенные с вертикальной частью; первый проводник, по меньшей мере, частично расположенный в первой из двух, по существу, горизонтальных или наклоненных частей ствола скважины, при этом, по меньшей мере, первый проводник содержит электропроводящий материал; второй проводник, по меньшей мере, частично расположенный во второй из двух, по существу, горизонтальных или наклоненных частей ствола скважины, при этом, по меньшей мере, второй проводник содержит электропроводящий материал; и источник электроэнергии, соединенный, по меньшей мере, с первым проводником и выполненный с возможностью электрического возбуждения электропроводящих материалов первого проводника для протекания тока между электропроводящими материалами первого проводника через, по меньшей мере, часть пласта до второго проводника и нагрева, по меньшей мере, части пласта между, по существу, горизонтальными или наклоненными частями ствола скважины. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх