Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей. При этом обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода. Техническим результатом является повышение эффективности нагрева пласта. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в целом к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. В частности, некоторые варианты осуществления относятся к использованию циркуляционной системы с замкнутым контуром для нагрева части пласта в процессе конверсии in situ (внутри пласта).

Уровень техники

Углеводороды, получаемые из подземных пластов, часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве разного рода сырья и в качестве потребительских продуктов. Озабоченность по поводу истощения существующих углеводородных ресурсов и озабоченность по поводу снижения в целом качества добываемых углеводородов привели к разработке способов для более эффективных добычи, переработки и/или применения имеющихся углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут использоваться процессы in situ (внутри пласта). С целью обеспечения более легкого вывода углеводородного материала из подземного пласта может потребоваться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции in situ, результатом которых становится образование извлекаемых флюидов, изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения и/или изменения вязкости углеводородного материала в пласте. Флюидом могут быть (но без ограничения ими) газ, жидкость, эмульсия, суспензия и/или поток твердых частиц, который имеет характеристики текучести, подобные характеристикам текучести потока жидкости.

Для обработки углеводородсодержащего пласта с использованием способа тепловой обработки in situ может быть использовано множество различных типов скважин и стволов скважин. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются вертикальные и/или по существу вертикальные скважины. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются горизонтальные или по существу горизонтальные скважины (такие как J-образные и/или L-образные скважины) и/или u-образные скважины. В некоторых вариантах осуществления для обработки пласта используются комбинации горизонтальных скважин, вертикальных скважин и/или какие-либо другие комбинации. В определенных вариантах осуществления скважины проходят через покрывающий слой пласта к углеводородсодержащему слою пласта. В некоторых ситуациях тепло в скважинах теряется на нагрев покрывающего слоя. В некоторых ситуациях инфраструктура на поверхности и в покрывающем слое, используемая для поддерживания нагревателей и/или добывающего оборудования в горизонтальных стволах и u-образных стволах скважины, имеет большие размеры и/или содержит много компонентов.

В патенте США №7575052 (Sandberg et al.) описан процесс тепловой обработки in situ, в котором для нагрева одного или более обрабатываемых участков используется циркуляционная система. В этой циркуляционной системе может использоваться нагретая жидкая теплопереносящая среда, которая для переноса тепла к пласту проходит через сеть труб в пласте.

В публикации патентной заявки США №2008-0135254 (Vinegar et al.) описаны системы и способы для процесса обработки in situ, в которых использована циркуляционная система для нагрева одного или более обрабатываемых участков. В циркуляционной системе используется нагреваемая жидкая теплопереносящая среда, которая для переноса тепла к пласту проходит по трубам в пласте. В некоторых вариантах осуществления трубы расположены по меньшей мере в двух стволах скважин.

В публикации патентной заявки США №2009-0095476 (Nguyen et al.) описана нагревательная система, которая включает в себя трубопровод, расположенный в отверстии в подземном пласте. В трубопроводе находится изолированный проводник. В трубопроводе между частью изолированного проводника и частью трубопровода находится некоторый материал. Этим материалом может быть соль. При рабочей температуре нагревательной системы материал является текучей средой. Тепло переносится от изолированного проводника к текучей среде, от текучей среды к трубопроводу и от трубопровода к подземному пласту.

Для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов были приложены значительные усилия. Однако в настоящее время все еще существует много углеводородсодержащих пластов, из которых углеводороды, водород и/или другие продукты экономично добыты быть не могут. В связи с этим существует потребность в улучшенных способах и системах, которые бы снизили энергетические затраты на обработку пласта, понизили выбросы в процессе обработки, облегчили установку нагревательной системы и/или снизили потери тепла на нагрев покрывающего слоя по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура.

Раскрытие изобретения

Описанные в заявке варианты осуществления относятся в целом к системам и способам для нагрева подземного пласта.

В некоторых вариантах осуществления изобретения способ нагрева подземного пласта включает: подачу в пласт тепла от множества нагревателей и обеспечение возможности для части одного или более нагревателей выдвигаться из устьев скважин, оборудованных скользящими уплотнениями, чтобы скомпенсировать тепловое расширение нагревателей.

В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ нагрева подземного пласта, включающий: подачу в пласт тепла от множества нагревателей и обеспечение возможности для части одного или более нагревателей выдвигаться из устьев скважин с использованием одного или более телескопических соединений.

В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается способ компенсации теплового расширения нагревателя в пласте, включающий нагрев нагревателя в пласте и подъем части нагревателя из пласта для компенсации теплового расширения нагревателя.

В некоторых вариантах осуществления изобретения предлагается система для нагрева подземного пласта, включающая: множество расположенных в пласте нагревателей, сконфигурированных для подачи тепла к пласту; и по меньшей мере один подъемник, соединенный с частью нагревателя, сконфигурированный для подъема частей нагревателя из пласта с целью компенсации теплового расширения нагревателя.

В дополнительных вариантах осуществления признаки из отдельных вариантов осуществления могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки из одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками из любых других вариантов осуществления. В дополнительных вариантах осуществления обработка подземного пласта проводится с использованием любых описанных в заявке способов и систем. В дополнительных вариантах осуществления к отдельным описанным вариантам осуществления могут добавляться дополнительные признаки.

Краткое описание чертежей

Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалистам благодаря приведенному ниже детальному описанию со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 - схематический вид одного из вариантов осуществления одной из частей системы тепловой обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта;

фиг.2 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта;

фиг.3 - схематическое представление одного из вариантов осуществления L-образного нагревателя для его применения с системой циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта;

фиг.4 - схематическое представление одного из вариантов осуществления вертикального нагревателя для применения с системой циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта, где тепловое расширение нагревателя компенсируется под поверхностью;

фиг.5 - схематическое представление другого варианта осуществления вертикального нагревателя для применения с системой циркуляции теплопереносящей текучей среды для нагрева части пласта, где тепловое расширение нагревателя компенсируется над и под поверхностью;

фиг.6 - вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления изоляции покрывающего слоя, в которой использован изоляционный цемент;

фиг.7 - вид в поперечном сечении варианта осуществления изоляции покрывающего слоя, в которой использован изоляционный рукав;

фиг.8 - вид в поперечном сечении варианта осуществления изоляции покрывающего слоя, в которой использованы изоляционный рукав и вакуум;

фиг.9 - представление варианта осуществления мехов, используемых для компенсации теплового расширения;

фиг.10А - представление варианта осуществления сети труб с петлевым трубным компенсатором для компенсации теплового расширения;

фиг.10В - представление варианта осуществления трубы со змеевиками или буферной трубчаткой для компенсации теплового расширения;

фиг.10С - представление варианта осуществления трубы с змеевиком или буферной трубчаткой для компенсации теплового расширения в изолированном объеме;

фиг.11 - представление варианта осуществления изолированной трубы в расположенной в покрывающем слое обсадной трубе большого диаметра;

фиг.12 - представление варианта осуществления изолированной трубы в расположенной в покрывающем слое обсадной трубе большого диаметра для создания пространства для теплового расширения;

фиг.13 - представление варианта осуществления устья скважины со скользящим уплотнением, сальником или другим удерживающим давление оборудованием, которое обеспечивает перемещение частей нагревателя относительно устья скважины;

фиг.14 - представление варианта осуществления устья скважины с телескопическим соединением, которое находится в контакте с фиксированным трубопроводом над устьем скважины;

фиг.15 - представление варианта осуществления устья скважины с телескопическим соединением, которое находится в контакте с фиксированным трубопроводом, соединенным с устьем скважины;

фиг.16 - схематическое представление варианта осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды с уплотнениями;

фиг.17 - схематическое представление другого варианта осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды с уплотнениями;

фиг.18 - схематическое представление варианта осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды с запорными механизмами и уплотнениями;

фиг.19 - представление u-образного ствола скважины с расположенным в стволе скважины нагревателем системы циркуляции горячей теплопереносящей текучей среды;

фиг.20 - вид с торца варианта осуществления нагревателя типа «труба в трубе» для системы циркуляции теплопереносящей текучей среды, примыкающей к обрабатываемому участку;

фиг.21 - представление варианта нагрева разных частей нагревателя для повторного пуска потока теплопереносящей текучей среды в нагревателе;

фиг.22 - схема варианта осуществления нагревателей типа «труба в трубе», расположенной в пласте системы циркуляции теплопереносящей текучей среды;

фиг.23 - вид в поперечном сечении варианта осуществления нагревателя типа «труба в трубе», примыкающего к покрывающему слою;

фиг.24 - схематическое представление варианта осуществления системы циркуляции теплопереносящей текучей среды в случае жидкой теплопереносящей текучей среды.

Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, в виде примера на чертежах показаны конкретные варианты его осуществления, и они описаны подробно. Чертежи не обязательно масштабированы. Следует, однако, иметь в виду, что чертежи и их подробное описание не предназначены для ограничения изобретения конкретной раскрытой формой, а, наоборот, предполагается, что изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в объем настоящего изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.

Осуществление изобретения

Следующее описание в целом относится к системам и способам обработки углеводородов в пласте. Такие пласты могут подвергаться обработке с целью получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.

«Плотность в градусах АНИ» означает плотность в градусах АНИ (Американский нефтяной институт) при 15,5°С (60°F), определяемую согласно методу ASTM Method D6822 или ASTM Method D1298.

«Давление флюида» означает давление, создаваемое флюидом в пласте. «Литостатическим давлением» (иногда называемым «литостатическим напряжением») называется давление в пласте, равное весу на единицу площади вышележащей массы породы. «Гидростатическим давлением» является давление в пласте, создаваемое столбом воды.

Выражение «пласт» включает в себя один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. Выражение «углеводородные слои» относится к слоям в пласте, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородный материал и углеводородный материал. Выражения «покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» включают в себя один или более разных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать в себя углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температур во время проведения тепловой обработки in situ, результатом чего являются значительные изменения характеристик углеводородсодержащих слоев покрывающего слоя и/или подстилающего слоя. Например, подстилающий слой может содержать сланец или аргиллит, но подстилающий слой нельзя нагревать до температур пиролиза в процессе тепловой обработки in situ. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми.

Под "пластовыми флюидами" подразумеваются флюиды (текучие среды), которые присутствуют в пласте и могут включать в себя пиролизный флюид, синтез-газ, мобилизованные углеводороды и воду (водяной пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как углеводородные флюиды, так и неуглеводородные флюиды. Выражение "мобилизованный флюид" относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые приобрели текучесть в результате тепловой обработки пласта. Под "добытыми флюидами" подразумеваются флюиды, извлеченные из пласта.

"Источником тепла" является любая система для подачи тепла по крайней мере в часть пласта в основном путем контактного и/или радиационного теплопереноса. Источником тепла могут быть, например, электропроводящие материалы и/или электронагреватели типа изолированного проводника, удлиненного элемента и/или проводника, расположенного в кабелепроводе. Нагревателем могут также быть системы, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива вне пласта или в пласте. Этими системами могут быть наземные горелки, скважинные газовые горелки, беспламенные рассредоточенные камеры сгорания и природные рассредоточенные камеры сгорания. В некоторых вариантах осуществления тепло, подаваемое или произведенное в одном или более источниках тепла, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать пласт непосредственно либо же их энергия может передаваться теплоносителю, который непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что в одном или более источниках тепла, которые доставляют тепло в пласт, могут использоваться различные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источники тепла могут подавать тепло от электропроводящих материалов, от электронагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания, а некоторые источники тепла могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая реакция (например, реакция окисления). Источник тепла может также включать в себя электропроводящий материал или нагреватель, который подает тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, например в нагревательную скважину.

"Нагреватель" представляет собой любую систему или источник тепла, генерирующие тепло в скважине или в области, примыкающей к стволу скважины. Нагревателями могут быть, но не ограничиваясь ими, электронагреватели, горелки, камеры сгорания, которые реагируют с материалом в пласте или материалом, полученным из пласта, и/или их комбинации.

«Тяжелые углеводороды» представляют собой вязкие углеводородные флюиды. Тяжелые углеводороды могут включать в себя высоковязкие углеводородные флюиды, такие как тяжелое масло, смола и/или асфальт. Тяжелые углеводороды могут включать в себя как углерод и водород, так и в меньших концентрациях серу, кислород и азот. В следовых количествах в тяжелых углеводородах могут присутствовать и другие элементы. Тяжелые углеводороды могут быть классифицированы на основании плотности в градусах АНИ. Как правило, тяжелые углеводороды имеют плотность в градусах АНИ ниже примерно 20°. Тяжелое масло, например, обычно имеет плотность в градусах АНИ, равную примерно 10-20°, в то время как смола обычно имеет плотность в градусах АНИ ниже примерно 20°. Как правило, вязкость тяжелых углеводородов выше примерно 100 сП при 15°С. Тяжелые углеводороды могут включать в себя ароматические и другие сложные циклические углеводороды.

Тяжелые углеводороды могут находиться в относительно проницаемых пластах. Относительно проницаемый пласт может содержать тяжелые углеводороды, увлеченные, например, в песок или карбонат. «Относительно проницаемый» в отношении пластов или их частей определяется как имеющий среднюю проницаемость, равную или превышающую 10 миллидарси (например, 10 или 100 миллидарси). «Относительно низкая проницаемость» в отношении пластов или их частей определяется как имеющий среднюю проницаемость меньше примерно 10 миллидарси. Один дарси равен приблизительно 0,99 мкм2. Непроницаемый слой обычно имеет проницаемость, меньшую примерно 0,1 миллидарси.

Некоторые типы пластов, которые содержат тяжелые углеводороды, могут также содержать (но не ограничиваясь ими) природные минеральные воски или природные асфальтиты. «Природные минеральные воски» встречаются, как правило, по существу трубчатых жилах, которые могут иметь несколько метров в ширину, несколько километров в длину и сотни метров в глубину. «Природные асфальтиты» включают в себя твердые углеводороды ароматического состава и обычно встречаются в больших жилах. Извлечение из пластов in situ углеводородов, таких как минеральные воски и природные асфальтиты, может включать плавление с образованием жидких углеводородов и/или добычу углеводородов из пластов растворением.

«Углеводороды» определяются в общем случае как молекулы, образованные преимущественно атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя и другие элементы, например (но не ограничиваясь ими) галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами могут быть (но не ограничиваясь ими) кероген, битум, пиробитум, нефти, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться внутри минеральных матриц в земле или непосредственно вблизи них. Матрицами могут быть (но не ограничиваясь ими) осадочная порода, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные флюиды" представляют собой флюиды, которые содержат углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, захватывать или быть захваченными неуглеводородными флюидами, например водородом, азотом, оксидом углерода, диоксидом углерода, сероводородом, водой и аммиаком.

«Процесс конверсии in situ» представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта от источников тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид.

«Процесс тепловой обработки in situ» представляет собой процесс нагрева углеводородсодержащего пласта источниками тепла с целью повышения температуры по крайней мере части пласта выше некоторой температуры, в результате чего образуется мобилизованный флюид и происходит висбрекинг и/или пиролиз углеводородсодержащего материала, приводящие к образованию в пласте мобилизованных флюидов, флюидов висбрекинга и/или флюидов пиролиза.

Выражение «изолированный проводник» относится к любому удлиненному материалу, который способен проводить электричество и целиком или частично покрыт электроизоляционным материалом.

«Пиролиз» представляет собой разрыв химических связей в результате теплового воздействия. Например, пиролиз может включать в себя превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Чтобы инициировать пиролиз, тепло может подаваться в участок пласта.

Выражение «пиролизные флюиды» или «продукты пиролиза» относится к флюиду, образующемуся главным образом в процессе пиролиза углеводородов. Образующийся в результате пиролизных реакций флюид может смешиваться с другими флюидами в пласте. Такая смесь рассматривается как пиролизный флюид или пиролизный продукт. Используемое в настоящем описании выражение «зона пиролиза» относится к объему пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт битуминозных песков), в котором проведена или проходит реакция с образованием пиролизного флюида.

"Суперпозиция тепла" означает подвод тепла от двух или более источников тепла к выбранному участку пласта таким образом, чтобы источники тепла влияли на температуру пласта по меньшей мере в одном месте между источниками тепла.

«Пласт битуминозных песков» представляет собой пласт, в котором углеводороды присутствуют преимущественно в виде тяжелых углеводородов и/или смолы, захваченных в минеральный зернистый каркас или другую хозяйскую литологию (например, песок или карбонат). Примеры пластов битуминозных песков включают такие пласты, как пласты в Атабаске, Гросмонте и на Пис-Ривер (все три в штате Альберта, Канада) и пласт Фаха в поясе Ориноко, Венесуэла.

Выражение «нагреватель с ограничением температуры» обычно относится к нагревателю, в котором регулируется выход тепла (например, снижается выход тепла) выше заданной температуры без использования внешнего контроля, такого как температурные контроллеры, регуляторы мощности, выпрямители и другие приборы. Нагреватели с ограничением температуры могут быть переменно-токовыми или запитываемыми модулируемым (например, прерывистым) постоянным током электронагревателями сопротивления.

Выражение «толщина» слоя относится к толщине поперечного сечения слоя, которое (поперечное сечение) перпендикулярно лицевой поверхности слоя.

Выражение «u-образный ствол скважины» относится к стволу скважины, который проходит от первого отверстия в пласте через по крайней мере часть пласта и наружу через второе отверстие в пласте. В настоящем контексте ствол скважины может быть лишь грубо v- или u-образным в предположении, что для пласта, который рассматривается как «u-образный», «ножки» и не обязательно должны быть параллельными одна другой или перпендикулярными «основанию» u.

«Облагораживание» подразумевает повышение качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к увеличению плотности в градусах АНИ тяжелых углеводородов.

Выражение «висбрекинг» относится к распутыванию молекул во флюиде в процессе тепловой обработки и/или к разрыву больших молекул на меньшие молекулы при тепловой обработке, что приводит к снижению вязкости флюида.

Выражение «вязкость», если не оговорено иное, относится к кинематической вязкости при 40°С. Вязкость определяется согласно методу ASTM Method D445.

Выражение «ствол скважины» относится к отверстию в пласте, выполненному бурением или внедрением в пласт трубопровода. Ствол скважины может иметь в существенной степени круглое поперечное сечение или поперечное сечение какой-либо иной формы. В соответствии с представлениями настоящей заявки, выражения «скважина» или «отверстие», относящиеся к отверстию в пласте, могут использоваться взаимозаменяемым образом по отношению к выражению «ствол скважины».

С целью получения множества разных продуктов пласт может обрабатываться различными способами. Для обработки пласта в процессе его тепловой обработки in situ могут быть использованы разные стадии или операции. В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта разрабатывают с использованием раствора, удаляя из этих участков растворимые минералы. Извлечение минералов в виде раствора может проводиться до, во время и/или после проведения операции тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков, в которых осуществляют разработку с использованием раствора, может поддерживаться ниже примерно 120°С.

В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают с целью удаления воды из этих участков и/или для удаления из этих участков метана и других летучих углеводородов. В некоторых вариантах осуществления во время удаления воды и летучих углеводородов средняя температура может быть повышена от температуры окружающей среды до температуры ниже примерно 220°С.

В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают до температур, которые обеспечивают движение и/или висбрекинг углеводородов в пласте. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков пласта повышают до температур мобилизации углеводородов в участках (например, до температуры в пределах от 100 до 250°С, от 120 до 240°С или от 150 до 230°С).

В некоторых вариантах осуществления один или более участков пласта нагревают до температур, которые обеспечивают протекание в пласте пиролизных реакций. В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков пласта может быть повышена до температур пиролиза углеводородов в участках (например, до температуры в пределах от 230 до 900°С, от 240 до 400°С или от 250 до 350°С).

Нагрев углеводородсодержащего пласта с помощью множества источников тепла может привести к установлению вокруг источников тепла тепловых градиентов, которые повышают температуру углеводородов в пласте до заданных значений при заданных скоростях нагрева. Скорость повышения температуры в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза для целевых продуктов может повлиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить добычу из пласта высококачественных, обладающих высокой плотностью в градусах АНИ углеводородов. Медленное повышение температуры пласта в диапазоне температур мобилизации и/или в диапазоне температур пиролиза может обеспечить извлечение в качестве углеводородного продукта большого количества находящихся в пласте углеводородов.

В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ вместо медленного повышения температуры в температурном диапазоне одну из частей пласта нагревают до заданной температуры. В некоторых вариантах осуществления заданная температура равна 300, 325 или 350°С. В качестве заданной температуры могут быть выбраны и другие температуры.

Суперпозиция тепла от источников тепла позволяет относительно быстро и эффективно устанавливать в пласте заданную температуру. Чтобы поддерживать температуру в пласте на близком к заданному уровне, можно осуществлять регулирование поступления в пласт энергии от источников тепла.

Продукты мобилизации и/или пиролиза могут добываться из пласта через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления среднюю температуру одного или более участков поднимают до температур мобилизации и добывают углеводороды через добывающие скважины. После того как обусловленная мобилизацией добыча снизится ниже установленного значения, средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температуру одного или более участков повышают до температур пиролиза без проведения при этом добычи в значительном объеме до тех пор, пока не будут достигнуты температуры пиролиза. Пластовые флюиды, включая продукты пиролиза, могут добываться через добывающие скважины.

В некоторых вариантах осуществления средняя температура одного или более участков может быть повышена до температур, достаточных для того, чтобы обеспечить добычу синтез-газа после мобилизации и/или пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температура углеводородов может быть повышена в достаточной степени для того, чтобы обеспечить образование синтез-газа без проведения при этом добычи в значительном объеме до тех пор, пока не будут достигнуты температуры, достаточные для обеспечения образования синтез-газа. Например, синтез-газ может образовываться в пределах температур от примерно 400 до примерно 1200°С, от примерно 500 до примерно 1100°С или от примерно 550 до примерно 1000°С. Образующий синтез-газ флюид (например, водяной пар и/или воду) можно вводить в участки пласта для генерирования там синтез-газа. Добыча синтез-газа может осуществляться через добывающие скважины.

Добыча с помощью раствора, извлечение летучих углеводородов и воды, мобилизация углеводородов, пиролиз углеводородов, генерирование синтез-газа и/или другие операции могут проводиться во время процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления некоторые операции могут проводиться после процесса тепловой обработки in situ. В число таких операций могут входить (но не ограничиваясь ими) рекуперация тепла из обработанных участков, хранение флюидов (например, воды и/или углеводородов) в предварительно обработанных участках и/или связывание диоксида углерода в предварительно обработанных участках.

На фиг.1 приведен схематический вид одного из вариантов осуществления части системы тепловой обработки in situ для обработки углеводородсодержащего пласта. Система тепловой обработки in situ может включать в себя барьерные скважины 100. Барьерные скважины используются для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует потоку флюидов к обрабатываемому участку и/или из него. Барьерными скважинами могут быть (но не ограничиваются ими) водопонижающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, растворные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерными скважинами 100 являются водопонижающие скважины. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать поступлению жидкой воды в часть предназначенного для нагрева пласта или в нагреваемый пласт. В приведенном на фиг.1 варианте осуществления барьерные скважины 100 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 102 тепла, но, как правило, барьерные скважины опоясывают все используемые или предназначенные для использования источники 102 тепла для нагрева обрабатываемого участка пласта.

Источники 102 тепла помещают в по крайней мере часть пласта. Источниками 102 тепла могут быть электропроводящие материалы. В некоторых вариантах осуществления нагревателями являются изолированные проводники, нагреватели типа проводников в каналах, наземные горелки, беспламенные рассредоточенные камеры сгорания и/или природные рассредоточенные камеры сгорания. Источниками 102 тепла могут быть и другие типы нагревателей. Для нагрева углеводородов в пласте источники 102 тепла подают тепло по крайней мере к части пласта. Энергия может подводиться к источникам 102 тепла по подводящим линиям 104. Подводящие линии 104 могут быть структурно различными в зависимости от типа используемого для нагревания пласта источника тепла или источников тепла. Подводящие линии 104 для источников тепла могут пропускать электричество для электропроводящих материалов или электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания либо могут переносить циркулирующую в пласте теплообменивающую текучую среду. В некоторых вариантах осуществления электричество для операции тепловой обработки in situ может подаваться от атомной электростанции или от атомных электростанций. Использование энергии атомных электростанций позволяет снизить или исключить выбросы диоксида углерода в процессе тепловой обработки in situ. Нагревание пласта может приводить к некоторому увеличению проницаемости и/или пористости пласта. Увеличение проницаемости и/или пористости может быть обусловлено уменьшением массы в пласте в результате испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Благодаря повышенной проницаемости и/или пористости пласта течение флюида в нагретой части пласта облегчается. Благодаря повышенной проницаемости и/или пористости флюид в нагретой части пласта может перемещаться через пласт на значительное расстояние. Это значительное расстояние может превышать 1000 м в зависимости от различных факторов, таких как проницаемость пласта, свойства флюида, температура пласта и перепад давления, обеспечивающий перемещение флюида. Способность флюида перемещаться на значительное расстояние в пласте позволяет располагать добывающие скважины 106 в пласте на относительно большом расстоянии одна от другой.

Добывающие скважины 106 используются для вывода из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления добывающая скважина 106 включает в себя какой-либо источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагревать одну или более частей пласта в добывающей скважине или вблизи нее. В некоторых вариантах осуществления процесса обработки in situ количество тепла, подаваемого в пласт от добывающей скважины с одного метра добывающей скважины, меньше количества тепла, подаваемого в пласт источником тепла, который нагревает пласт, в расчете на один метр источника тепла. Воздействующее на пласт тепло из добывающей скважины может повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате испарения и удаления жидкофазного флюида вблизи добывающей скважины и/или повысить проницаемость пласта вблизи добывающей скважины в результате образования макро- и/или микротрещин.

В некоторых вариантах осуществления источник тепла в добывающей скважине 106 позволяет удалять из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Обеспечение нагрева в добывающей скважине или через нее может: (1) препятствовать конденсации и/или возврату флегмы добываемого флюида, когда этот добываемый флюид движется в добывающей скважине вблизи покрывающего слоя; (2) увеличивать поступление тепла в пласт; (3) повышать скорость добычи из добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла; (4) препятствовать конденсации соединений с большим числом атомов углерода (углеводородов С6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость пласта в добывающей скважине или вблизи нее.

Подземное давление в пласте может соответствовать создаваемому в пласте давлению флюида. При повышении температур в нагретой части пласта давление в нагретой части может возрастать в результате теплового расширения флюидов, повышенного образования флюидов и испарения воды. Регулирование скорости вывода флюидов из пласта может позволить контролировать давление в пласте. Давление в пласте может определяться в нескольких разных участках, вблизи или в самих добывающих скважинах, вблизи или в самих источниках тепла или в мониторинговых скважинах.

В некоторых углеводородсодержащих пластах добычу углеводородов из пласта задерживают до тех пор, пока по крайней мере некоторая часть углеводородов в пласте не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу. Пластовый флюид можно добывать из пласта тогда, когда пластовый флюид обладает заданным качеством. В некоторых вариантах осуществления заданное качество включает плотность в градусах АНИ, равную по меньшей мере примерно 20, 30 или 40°. Задержка добычи до тех пор, пока по крайней мере некоторая часть углеводородов не окажется мобилизованной и/или не подвергнется пиролизу, может повысить превращение тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Задержка начала добычи может минимизировать добычу из пласта тяжелых углеводородов. Добыча значительных количеств тяжелых углеводородов могла бы потребовать дорогостоящего оборудования и/или уменьшить срок службы добывающего оборудования.

В некоторых вариантах осуществления допускается повышение давления, возникающего в результате расширения мобилизованных флюидов, пиролизных флюидов или других образовавшихся в пласте флюидов, хотя открытый путь к добывающим скважинам 106 или к другому сбрасывающему давлению участку в пласте может еще не существовать. Можно допустить повышение давления до уровня литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащем пласте могут образоваться тогда, когда давление флюида приближается к литостатическому давлению. Трещины могут образоваться, например, в направлении от источников 102 тепла в нагреваемой части пласта к добывающим скважинам 106. Возникновение трещин в нагретой части может частично снижать давление в этой части. Чтобы помешать нежелательной добыче, растрескиванию покрывающего слоя или подстилающего слоя и/или коксованию углеводородов в пласте, может оказаться необходимым поддерживать давление в пласте ниже заданного уровня.

После достижения температур мобилизации и/или пиролиза и начала добычи из пласта давление в пласте можно менять с целью изменения и/или регулирования состава добываемого пластового флюида, регулирования содержания конденсируемого флюида по отношению к неконденсируемому флюиду в пластовом флюиде и/или регулирования плотности в градусах АНИ добываемого пластового флюида. Например, снижение давления может повлечь за собой добычу большего количества конденсируемого компонента флюида. Конденсируемый компонент флюида может иметь более высокое содержание олефинов.

В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ давление в пласте можно поддерживать достаточно высоким, чтобы стимулировать добычу пластового флюида с плотностью в градусах АНИ выше 20°. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время тепловой обработки in situ. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить необходимость сжатия пластовых флюидов на поверхности для транспортировки флюидов по коллекторным трубопроводам к обрабатывающему оборудованию.

Неожиданным образом оказалось, что поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов повышенного качества с относительно низким молекулярным весом. Можно поддерживать такое давление, при котором добываемый пластовый флюид имел бы минимальное количество соединений с числом атомов углерода, большим заданного. Заданное число атомов углерода может быть в пределах до 25, до 20, до 12 или до 8. Некоторое количество соединений с большим числом атомов углерода может быть захвачено паром в пласте и вынесено с паром из пласта. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать вынесению паром соединений с большим числом атомов углерода и/или многоядерных углеводородных соединений. Соединения с большим числом атомов углерода и/или многоядерные углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в пласте в течение значительных периодов времени. Эти значительные периоды времени могут обеспечить соединениям достаточно времени для того, чтобы они были подвергнуты пиролизу с образованием соединений с меньшим числом атомов углерода.

Пластовый флюид, добываемый из добывающих скважин 106, может транспортироваться по сборному трубопроводу 108 к обрабатывающим устройствам 110. Пластовые флюиды могут также выводиться из источников 102 тепла. Например, флюид может выводиться из источников 102 тепла с целью регулирования давления в пласте вблизи источников тепла. Флюид, выводимый из источников 102 тепла, может транспортироваться по трубопроводу или системе труб непосредственно к обрабатывающим устройствам 110. В число обрабатывающих устройств 110 могут входить разделительные установки, реакционные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, резервуары-хранилища и/или другие системы и установки для переработки добываемых пластовых флюидов. На обрабатывающих устройствах может производиться моторное топливо по крайней мере из части добываемых из пласта углеводородов. В некоторых вариантах осуществления моторным топливом может быть ракетное топливо типа JP-8.

В некоторых вариантах осуществления источники тепла, источники энергии для источников тепла, добывающее оборудование, подающие линии и/или другую вспомогательную аппаратуру для источников тепла или добычи помещают в туннелях, чтобы иметь возможность использовать для обработки пласта меньшие по размерам источники тепла и/или меньшую по размерам аппаратуру. Помещение этой аппаратуры и/или конструкций в туннелях может при этом снизить энергетические расходы для обработки пласта, снижать выбросы в процессе обработки, облегчить установку нагревательной системы и/или снизить потери тепла на нагрев покрывающего слоя по сравнению со способами добычи углеводородов, в которых используется наземная аппаратура. Туннели могут, например, быть по существу горизонтальными туннелями и/или наклонными туннелями.

В некоторых вариантах осуществления процесса обработки in situ для нагрева пласта используется циркуляционная система. Использование циркуляционной системы для тепловой обработки углеводородсодержащего пласта in situ может снизить расходы на энергию для обработки пласта, уменьшить выбросы от процесса обработки и или облегчить установку нагревательной системы. В некоторых вариантах осуществления циркуляционная система представляет собой циркуляционную систему типа замкнутого контура. На фиг.2 дается схематическое представление системы для нагрева пласта с использованием циркуляционной системы. Система может использоваться для нагрева углеводородов, которые залегают относительно глубоко в грунте и которые находятся в относительно больших по протяженности пластах. В некоторых вариантах осуществления углеводороды могут находиться на глубине в 100, 200, 300 м или более от поверхности. Циркуляционная система может также использоваться для нагрева углеводородов, которые залегают в грунте не столь глубоко. Углеводороды могут находиться в пластах, протяженность которых достигает 1000 м, 3000 м, 5000 м или более. Нагреватели циркуляционной системы могут быть расположены относительно соседних с ними нагревателей таким образом, чтобы суперпозиция тепла между нагревателями циркуляционной системы обеспечивала подъем температуры пласта по меньшей мере выше температуры кипения водного пластового флюида в пласте.

В некоторых вариантах осуществления нагреватели 200 могут быть образованы в пласте путем пробуривания первого ствола скважины с последующим пробуриванием второго ствола скважины, соединенного с первым стволом. В u-образный ствол могут быть помещены трубы, в результате чего образуется u-образный нагреватель. Нагреватели 200 соединены с системой 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды с помощью системы труб. В некоторых вариантах осуществления используются другие правильные или неправильные схемы. Добывающие скважины и/или нагнетательные скважины могут иметь длинные по существу горизонтальные участки, подобные нагревающим частям нагревателей 200, или добывающие скважины и/или нагнетательные скважины могут быть ориентированы иным образом (например, скважины могут быть вертикально ориентированными скважинами или скважинами, включающими один или более наклонных участков).

Как следует из фиг.2, система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды включает в себя теплогенератор 204, первый теплообменник 206, второй теплообменник 208 и движущие текучую среду устройства 210. Теплогенератор 204 нагревает теплопереносящую текучую среду до высокой температуры. Теплогенератор 204 может быть печью, солнечным коллектором, химическим реактором, ядерным реактором, топливным элементом и/или другим источником высокой температуры, способным передавать тепло теплопереносящей текучей среде. Если теплопереносящей текучей средой является газ, движущими текучую среду устройствами 210 могут быть компрессоры. Если теплопереносящей текучей средой является жидкость, движущими текучую среду устройствами 210 могут быть насосы.

После выхода из пласта 212 теплопереносящая текучая среда проходит через первый теплообменник 206 и второй теплообменник 208 к движущим текучую среду устройствам 210. Первый теплообменник 206 переносит тепло между теплопереносящей текучей средой, выходящей из пласта 212, и теплопереносящей текучей средой, выходящей из движущих текучую среду устройств 210, в результате чего происходит повышение температуры теплопереносящей текучей среды, поступающей в теплогенератор 204, и снижение температуры теплопереносящей текучей среды, выходящей из пласта 212. Второй теплообменник 208 дополнительно понижает температуру текучей среды. В некоторых вариантах осуществления второй теплообменник 208 включает в себя или сам является резервуаром-хранилищем для теплопереносящей текучей среды.

Теплопереносящая текучая среда поступает из второго теплообменника 208 в движущие текучую среду устройства 210. Движущие текучую среду устройства 210 могут быть расположены перед теплогенератором 204, благодаря чему нет необходимости в том, чтобы движущие текучую среду устройства работали при высокой температуре.

В одном из вариантов осуществления теплопереносящей текучей средой является диоксид углерода. Теплогенератором 204 является печь, которая нагревает текучую среду до температуры в пределах от примерно 700 до примерно 920°С, от примерно 770 до примерно 870°С или от примерно 800 до примерно 850°С. В одном из вариантов осуществления теплогенератор 204 нагревает текучую среду до температуры примерно 820°С. Теплопереносящая текучая среда поступает из теплогенератора 204 в нагреватели 200. Тепло переносится от нагревателей 200 в прилегающий к нагревателям пласт 212. Температура выходящей из пласта 212 теплопереносящей текучей среды может быть в пределах от примерно 350 до примерно 580°С, от примерно 400 до примерно 530°С или от примерно 450 до примерно 500°С. В одном из вариантов осуществления температура выходящей из пласта 212 теплопереносящей текучей среды равна примерно 480°С. Можно использовать разный состав металлов труб, используемых для образования системы 220 циркуляции теплопереносящей текучей среды, что может значительно снизить стоимость труб. От теплогенератора 204 до точки, где температура значительно ниже, можно использовать высокотемпературную сталь, а от названной точки до первого теплообменника 206 может быть использована менее дорогая сталь. Для образования системы 220 циркуляции теплопереносящей текучей среды может быть использовано несколько марок стали.

В некоторых вариантах осуществления в качестве теплопереносящей текучей среды в системе циркуляции текучей среды используется садочная соль, полученная естественным испарением воды (например, соль, содержащая 60 вес.% NaNO3 и 40 вес %.KNO3). Садочная соль может иметь температуру плавления примерно 230°С и верхний предел рабочих температур примерно 565°С. В некоторых вариантах осуществления к садочной соли может добавляться LiNO3 (например, от примерно 10 до примерно 30 вес.% LiNO3), в результате чего получают тройные солевые смеси с более широкими пределами рабочих температур и более низкими температурами плавления при лишь небольшом снижении максимальной рабочей температуры по сравнению с садочной солью. Более низкая температура плавления тройных солевых смесей может ослабить требования, которые предъявляет предварительный нагрев, и позволить использование для предварительного нагрева системы труб циркуляционной системы находящуюся под давлением воду или находящийся под давлением рассол. Скорость коррозии металла нагревателей, обусловленной композициями тройных солей при 550°С, сопоставимы со скоростью коррозии металла нагревателей, обусловленной садочной солью при 5б5°С. В таблице 1 приведены температуры плавления и верхние пределы для садочной соли и тройных солевых смесей. Водные растворы тройных солевых смесей могут переходить в расплавленную соль при удалении воды без затвердевания, что позволяет получать и/или хранить расплавленные соли в виде водных растворов.

Таблица 1
Азотнокислая соль Состав азотнокислой соли (вес.%) Температура плавления (°С) азотнокислой соли Верхний предел рабочих температур (°С) азотнокислой соли
Na:K 60:40 230 600
Li:Na:K 12:18:70 200 550
Li:Na:K 20:28:52 150 550
Li:Na:K 27:33:40 160 550
Li:Na:K 30:18:52 120 550

Теплогенератором 204 может быть печь, нагревающая теплопереносящую текучую среду до температуры примерно 560°С. Возвратная температура теплопереносящей текучей среды может быть в пределах от примерно 350 до примерно 450°С. Трубы, входящие в систему 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды, могут быть изолированы и/или снабжены оперативным подогревом с целью облегчения пуска и течения текучей среды.

В некоторых вариантах осуществления вместо u-образных стволов скважин могут использоваться вертикальные, наклонные или L-образные нагревательные стволы скважин (например, стволы, имеющие вход в первом месте, а выход - во втором месте). На фиг.3 изображен L-образный нагреватель 200. Нагреватель 200 может быть соединен с системой 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды и может включать в себя подводящий трубопровод 214 и отводящий трубопровод 216. Система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может подавать теплопереносящую текучую среду во множество нагревателей. Теплопереносящая текучая среда из системы 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может течь вниз по подводящему трубопроводу 214 и обратно вверх по отводящему трубопроводу 216. Подводящий трубопровод 214 и отводящий трубопровод 216 могут быть изолированы на участке покрывающего слоя 218. В некоторых вариантах осуществления подводящий трубопровод 214 может быть изолирован на участке покрывающего слоя 218 и углеводородсодержащего слоя 220 с целью уменьшения нежелательного теплопереноса между входящей и выходящей теплопереносящей текучей средой.

В некоторых вариантах осуществления примыкающие к покрывающему слою 218 части ствола скважины 222 являются большими по размеру, чем части ствола скважины, примыкающие к углеводородсодержащему слою 220. Наличие большего отверстия вблизи покрывающего слоя может позволить вводить изоляцию для ее использования в целях изолирования подводящего трубопровода 214 и/или отводящего трубопровода 216. Некоторые потери тепла в покрывающем слое от возвратного потока могут не влиять в заметной степени на эффективность, в особенности когда тепдопереносящей текучей средой является расплавленная соль или какая-либо другая текучая среда, которую необходимо нагревать, чтобы она оставалась жидкостью. Нагретая покрывающий слой вблизи нагревателя 200 может поддерживать теплопереносящую текучую среду в состоянии жидкости в течение достаточного времени в случае остановки циркуляции теплопереносящей текучей среды. Наличие определенного допуска на некоторый перенос тепла к покрывающему слою 218 может устранить необходимость в дорогостоящих изоляционных системах между отводящим трубопроводом 216 и покрывающим слоем. В некоторых вариантах осуществления между покрывающим слоем 218 и отводящим трубопроводом 216 используется изоляционный цемент.

В случае вертикальных, наклонных или L-образных нагревателей стволы шахт могут буриться на большую длину, чем это необходимо для размещения нагревателей без подвода энергии (например, установленных, но бездействующих нагревателей). Тепловое расширение нагревателей после подачи энергии может стать причиной перемещения частей нагревателей за пределы длины стволов скважин, рассчитанных на создание в них пространства для теплового расширения нагревателей. В случае L-образных нагревателей остаточный буровой раствор и/или пластовый флюид в стволе скважины могут облегчить перемещение нагревателя вглубь ствола скважины по мере расширения нагревателя во время предварительного нагрева и/или нагрева теплопереносящей текучей средой.

В случае вертикальных или наклонных стволов скважин последние могут пробуриваться глубже, чем необходимо для размещения нагревателей без подвода энергии. Когда нагреватель предварительно нагревается и/или нагревается теплопереносящей текучей средой, он может расширяться за пределы глубины ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления у конца нагревателя может быть прикреплен расширительный рукав, чтобы предоставить пространство для теплового расширения в случае неустойчивых стволов скважин.

На фиг.4 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления части вертикального нагревателя 200. Система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может подавать теплопереносящую текучую среду к подводящему трубопроводу 214 нагревателя 200. Система 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды может получать теплопереносящую текучую среду из отводящего трубопровода 216. Подводящий трубопровод 214 может быть прикреплен к отводящему трубопроводу 216 с помощью сварных швов 228. Подводящий трубопровод 214 может включать в себя изоляционный рукав 224. Изоляционный рукав 224 может быть выполнен из нескольких секций. Каждая секция изоляционного рукава 224 для подводящего трубопровода 214 способна создавать пространство для теплового расширения, обусловленного температурной разницей между температурой подводящего трубопровода и температурой снаружи изоляционного рукава. Изменение длины подводящего трубопровода 214 и изоляционного рукава 224, обусловленное тепловым расширением, компенсируется в отводящем трубопроводе 216.

Отводящий трубопровод 216 может содержать в себе изоляционный рукав 224'. Изоляционный рукав 224' может заканчиваться вблизи границы между покрывающим слоем 218 и углевод сродным слоем 220. В некоторых вариантах осуществления изоляционный рукав 224' устанавливается с использованием колтюбинговой установки. Верхняя первая часть изоляционного рукава 224' может быть прикреплена к отводящему трубопроводу 216 над или вблизи устья 226 скважины с помощью сварного шва 228. Нагреватель 200 может поддерживаться в устье скважины благодаря сочленению между наружным поддерживающим элементом изоляционного рукава 224' и устьем скважины. Наружный поддерживающий элемент изоляционного рукава 224' может обладать достаточной прочностью, чтобы удерживать нагреватель 200.

В некоторых вариантах осуществления изоляционный рукав 224' включает в себя вторую часть (изоляционный рукав 224''), которая является отдельной и находится ниже первой части изоляционного рукава 224'. Часть 224'' изоляционного рукава может быть прикреплена к отводящему трубопроводу 224 с помощью сварных швов 228 или с помощью других типов уплотнений, которые могут выдерживать высокие температуры, под пакером 230. Сварные швы 228 между частью 224'' изоляционного рукава и отводящим трубопроводом 216 могут создавать препятствие для прохождения пластовых флюидов между изоляционным рукавом и отводящим трубопроводом. Во время нагрева дифференциальное тепловое расширение между более холодной наружной поверхностью и более горячей внутренней поверхностью изоляционного рукава 224' может привести к разъединению между первой частью изоляционного рукава и второй частью изоляционного рукава (изоляционного рукава 224''). Это разъединение может произойти вблизи вскрышной части нагревателя 200 над пакером 230. Изоляционный цемент между обсадной трубой 238 и пластом может дополнительно препятствовать потерям тепла на пласт и повысить энергоэффективность системы.

Пакер 230 может представлять собой полированное приемное гнездо. Пакер 230 может быть прикреплен к обсадной трубе 238 ствола 222 скважины. В некоторых вариантах осуществления пакер 230 расположен в 1000 м или более ниже поверхности. При желании пакер 230 может быть расположен на глубине более 1000 м. Пакер 230 может препятствовать протеканию пластового флюида от нагретой части пласта вверх по стволу скважины до устья 226 скважины. Пакер 230 допускает перемещение части 224" изоляционного рукава вниз для создания пространства для теплового расширения нагревателя 200.

В некоторых вариантах осуществления в устье 226 скважины имеется неподвижное уплотнение 232. Неподвижным уплотнением 232 может быть второе уплотнение, которое не дает пластовому флюиду попадать на поверхность через ствол 222 скважины нагревателя 200.

На фиг.5 приводится схематическое представление другого варианта осуществления части вертикального нагревателя 200 в стволе 222 скважины. Приведенный на фиг.5 вариант осуществления подобен варианту осуществления, приведенному на фиг.4, но отличается тем, что неподвижное уплотнение 232 расположено вблизи покрывающего слоя 218, а скользящее уплотнение 234 расположено в устье 226 скважины. Часть изоляционного рукава 224' от неподвижного уплотнения 232 до устья 226 скважины может расширяться вверх из устья скважины, компенсируя тем самым тепловое расширение. Часть нагревателя, расположенная ниже неподвижного уплотнения 232, может расширяться вдоль избыточной длины ствола 222 скважины, компенсируя тем самым тепловое расширение.

В некоторых вариантах осуществления нагреватель включает в себя переключатель потока. Переключатель потока может разрешать теплопереносящей текучей среде из циркуляционной системы течь вниз через покрывающий слой в подводящем трубопроводе нагревателя. Возвратный поток из нагревателя может течь вверх через кольцевое пространство между отводящим трубопроводом и подводящим трубопроводом. Переключатель потока может также перенаправлять вверх поток от подводящего трубопровода к кольцевому трубопроводу. Использование переключателя потока может дать возможность нагревателю работать вблизи обрабатываемого участка при более высокой температуре без повышения начальной температуры, подаваемой к нагревателям теплопереносящей текучей среды.

В случае вертикальных, наклонных или L-образных нагревателей, когда поток теплопереносящей текучей среды направлен вниз по подводящему трубопроводу и возвращается по кольцевому пространству между подводящим трубопроводом и отводящим трубопроводом, в нагревателе может создаваться перепад температур, причем наиболее горячая часть расположена у дальнего торца нагревателя. В случае L-образных нагревателей горизонтальные части ряда первых нагревателей может чередоваться с вертикальными частями второго ряда нагревателей. Наиболее горячие используемые для нагрева пласта части первого ряда нагревателей могут находиться в непосредственной близи с наиболее холодными используемыми для нагрева пласта частями второго ряда нагревателей, в то время как наиболее горячие используемые для нагрева пласта части второго ряда нагревателей находятся в непосредственной близи с наиболее холодными используемыми для нагрева пласта частями первого ряда нагревателей. В случае вертикальных и наклонных нагревателей переключатели потоков могут позволить размещать нагреватели так, чтобы наиболее горячие используемые для нагрева пласта части первых нагревателей находились в непосредственной близи с наиболее холодными используемыми для нагрева пласта частями вторых нагревателей. Возможность того, что наиболее горячие используемые для нагрева пласта части первого ряда нагревателей находятся в непосредственной близи с наиболее холодными используемыми для нагрева пласта частями второго ряда нагревателей, обеспечивает более равномерный нагрев пласта.

В некоторых вариантах осуществления диаметр трубопровода, по которому теплопереносящая текучая среда течет через покрывающий слой 218, может быть меньше диаметра трубопровода через обрабатываемый участок. Например, диаметр трубы в покрывающем слое может быть равен примерно 3 дюймам (примерно 7,6 см), а диаметр трубы вблизи обрабатываемого участка может быть равен примерно 5 дюймам (примерно 12,7 см). Меньший диаметр трубы через покрывающий слой 218 может уменьшить теплопотери от теплопереносящей текучей среды на покрывающий слой. Снижение теплопотерь на покрывающем слое 218 уменьшает охлаждение теплопереносящей текучей среды, подаваемой в трубопровод, примыкающий к углеводородному слою 220. В некоторых вариантах осуществления любые повышенные потери тепла в трубе меньшего диаметра, обусловленные увеличенной скоростью теплопереносящей текучей среды по трубе меньшего диаметра, компенсируются меньшей площадью поверхности трубы меньшего диаметра и уменьшением времени пребывания теплопереносящей текучей среды в трубе меньшего диаметра.

Теплопереносящая текучая среда из теплогенератора 204 системы 202 циркуляции теплопереносящей текучей среды проходит через покрывающий слой 218 пласта 212 к углеводородному слою 220. В некоторых вариантах осуществления части нагревателей 200, проходящие через покрывающий слой 218, являются изолированными. В некоторых вариантах осуществления изоляция или часть изоляции состоит из полиимидного изоляционного материала. В некоторых вариантах осуществления входные части нагревателей 200 в углеводородном слое 220 имеют сужающуюся в одну сторону изоляцию, целью чего является уменьшение перегрева углеводородного слоя вблизи входа нагревателя в углеводородный слой.

Вскрышная секция нагревателей 200 может быть изолирована в целях предотвращения или уменьшения теплопотерь в не содержащие углеводородов зоны пласта. В некоторых вариантах осуществления теплоизоляцию выполняют по типу «труба в трубе». Теплопереносящая текучая среда течет по внутреннему трубопроводу. Изоляция заполняет пространство между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом. Эффективной изоляцией может быть комбинация металлической фольги, теплопотери с радиацией и микропористым кремнеземным порошком, уменьшающим кондуктивные теплопотери. Снижение давления в пространстве между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом путем вакуумирования отсасыванием во время сборки и/или создания вакуума помощью газопоглотителей может дополнительно снизить потери тепла в случае использования трубопровода типа «труба в трубе». Из-за разного теплового расширения внутреннего трубопровода и внешнего трубопровода внутреннему трубопроводу может быть сообщено предварительное механическое напряжение или он может быть выполнен из материала с низким тепловым расширением (например, из инварных сплавов). Изолированная система типа «труба в трубе» может устанавливаться непрерывным образом по типу установки гибкой трубы. Изолированные системы типа «труба в трубе» могут быть приобретены от Industrial Thermo Polymers Limited (Онтарио, Канада) и Oil Tech Services, Inc. (Хустон, Техас, США). В число других изоляционных материалов входят (но без ограничения ими) керамические одеяла, пеноцементы, цементы с низкопроводящими заполнителями (такими как вермикулит), изоляция Izoflex™ и композиты аэрогель/стекловолокно, такие как предлагаемые фирмой Aspen Aerogels, Inc. (Норсборо, Массачусетс, США).

На фиг.6 приведен вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления изоляции покрывающего слоя. Между обсадной трубой 238 и пластом 212 может быть помещен изоляционный цемент 236. Изоляционный цемент 236 может быть также помещен между трубопроводом 240 для теплопереносящей текучей среды и обсадной трубой 238.

На фиг.7 приведен вид в поперечном сечении одного из альтернативных вариантов вскрышной изоляции, которая состоит из изоляционного рукава 224 вокруг трубопровода 240 для теплопереносящей текучей среды. Изоляционный рукав 224 может включать в себя, например, аэрогель. Между изоляционным рукавом 224 и обсадной трубой 238 может иметься зазор 242. Излучаемости изоляционного рукава 224 и обсадной трубы 238 могут быть низкими, чтобы уменьшать перенос радиационного тепла в газ 242. В зазор 242 между изоляционным рукавом 224 и обсадной трубой 238 может быть введен инертный газ. Газ в зазоре 242 может уменьшать кондуктивный теплоперенос между изоляционным рукавом 224 и обсадной трубой 238. В некоторых вариантах осуществления в зазоре с помощью отсасывания может быть создан и поддерживаться вакуум. Между обсадной трубой 238 и пластом 212 может быть помещен изоляционный цемент. В некоторых вариантах осуществления изоляционный рукав 224 имеет значительно более низкое значение теплопроводности по сравнению со значением теплопроводности изоляционного цемента. В некоторых вариантах осуществления изоляция, образуемая изоляцией, показанной на фиг.7, может быть лучше, чем изоляция, образуемая изоляцией, показанной на фиг.6.

На фиг.8 приведен вид в поперечном сечении одного из альтернативных вариантов вскрышной изоляции с изоляционным рукавом 224 вокруг трубопровода 240 для теплопереносящей текучей среды, вакуумным зазором 244 между изоляционным рукавом и трубопроводом 246 и зазором 242 между трубопроводом и обсадной трубой 238. Между обсадной трубой 238 и пластом 212 может быть помещен изоляционный цемент 236. В зазор 242 между трубопроводом 246 и обсадной трубой 238 может быть введен инертный газ. В некоторых вариантах осуществления в зазоре 242 с помощью отсасывания может быть создан. С помощью отсасывания может быть создан и поддерживаться вакуум в вакуумном зазоре 244 между изоляционным рукавом 224 и трубопроводом 246. Изоляционный рукав 224 может содержать в себе слои изоляционного материала, разделенные фольгой 248. Изоляционным материалом может быть, например, аэрогель. Слои изоляционного материала, разделенные фольгой 248, могут обеспечить значительную изоляцию вокруг трубопровода 240 теплопереносящей текучей среды. Вакуумный зазор может препятствовать радиационному, конвекционному и/или кондуктивному теплопереносу между изоляционным рукавом 224 и трубопроводом 246. В зазор 242 может быть введен какой-либо инертный газ. Излучаемости трубопровода 246 и обсадной трубы 238 могут быть низкими, чтобы уменьшить теплоперенос между трубопроводом и обсадной трубой. В некоторых вариантах осуществления изоляция, создаваемая изоляцией, показанной на фиг.8, может быть лучше, чем изоляция, создаваемая изоляцией, показанной на фиг.7.

Когда теплопереносящая текучая среда циркулирует через систему труб в пласте для нагрева пласта, тепло от теплопереносящей текучей среды может стать причиной изменений в системе труб. Тепло в трубах может уменьшить прочность труб, поскольку модуль Юнга и другие прочностные характеристики с температурой меняются. Высокие температуры в системе труб могут создать проблему ползучести, создать условия для продольного изгиба и перевести систему труб из области упругой деформации в область пластической деформации.

Нагрев труб может стать причиной теплового расширения системы труб. В случае длинномерных нагревателей, помещенных в ствол скважины, система труб может расширяться на 2 м или более. В некоторых вариантах осуществления горизонтальная часть системы труб зацементирована в пласте с помощью теплопроводящего цемента с целью создания помехи для расширения системы труб в зазоры и возможного повреждения. Тепловое расширение системы труб может приводить к короблению труб и/или увеличению толщины стенок трубы.

В случае длинномерных нагревателей с равномерными радиусами изгиба (например, примерно 10° изгиба на 30 м) тепловое расширение системы труб может быть скомпенсировано в покрывающем слое или у поверхности пласта. После завершения теплового расширения положение нагревателей относительно устий скважин может стать фиксированным. После же окончания нагрева и охлаждения пласта положение нагревателей может стать нефиксированным, благодаря чему тепловое сжатие нагревателей не приведет к их разрушению.

На фиг.9-19 даются схематические представления различных способов компенсации теплового расширения. В некоторых вариантах осуществления обусловленное тепловым расширением изменение длины нагревателя может быть скомпенсировано над устьем скважины. После прекращения значительных изменений длины нагревателя, обусловленных тепловым расширением, положение нагревателя относительно устья скважины может быть фиксированным. Положение нагревателя относительно устья скважины может оставаться фиксированным до окончания нагрева пласта. После окончания нагрева положение нагревателя относительно устья скважины может стать свободным (не фиксированным), что будет компенсировать тепловое сжатие нагревателя во время его охлаждения.

На фиг.9 дается представление мехов 250. Длина мехов 250 может меняться, компенсируя тепловое расширение и/или тепловое сжатие системы труб 252. Меха 250 могут быть расположены под поверхностью или над поверхностью. В некоторых вариантах осуществления меха 250 содержат в себе какую-либо текучую среду, которая отводит тепло от устья скважины.

На фиг.10А дается представление системы труб 252 с расширительной петлей 254 над устьем 225 скважины для компенсации теплового расширения. Скользящие уплотнения 226, сальники или какая-либо другая удерживающая давление аппаратура устья скважины позволяет системе труб 252 перемещаться относительно обсадной трубы 238. Расширение системы труб 252 компенсируется в расширительной петле 254. В некоторых вариантах осуществления для компенсации расширения системы труб 252 используются две или более расширительных петель 254.

На фиг.10В дается представление системы труб 252 со спирально свернутой или смотанной трубчаткой 256 над устьем 226 скважины для компенсации теплового расширения. Скользящие уплотнения в устье 226 скважины, сальники или какая-либо другая удерживающая давление аппаратура позволяет системе труб 252 перемещаться относительно обсадной трубы 238. Расширение системы труб 252 компенсируется в спирально свернутой трубчатке 256. В некоторых вариантах осуществления расширение компенсируется путем свертывания в спираль выступающей из пласта части нагревателя на катушку с использованием колтюбинговой установки.

В некоторых вариантах осуществления спирально свернутая трубчатка 256 может быть заключена в изолированный объем 258, как это показано на фиг.10С.Заключение спирально свернутой трубчатки 256 в изолированный объем 258 может снизить потери тепла из спирально свернутой трубчатки и текучей среды внутри спирально свернутой трубчатки. В некоторых вариантах осуществления спирально свернутая трубчатка 256 имеет диаметр от 2' (примерно 0,6 м) до 4' (примерно 1,2 м) для компенсации расширения трубчатки 252 до примерно 30' (примерно 9,1 м).

На фиг.11 дается изображение части системы труб 252 в покрывающем слое 218 после того, как произошло расширение системы труб. Обсадная труба 238 имеет большой диаметр, чтобы обеспечить пространство для коробления труб 252. Между покрывающим слоем 218 и обсадной трубой 238 может находиться изоляционный цемент. Тепловое расширение системы труб 252 является причиной спирального или синусоидального коробления труб. Спиральное или синусоидальное коробление труб компенсирует тепловое расширение системы труб, включая горизонтальные трубы, примыкающие к обрабатываемому участку, который подвергается нагреву. Как следует из фиг.12, системой труб 252 может быть более чем один трубопровод, расположенный в обсадной трубе 238 большого диаметра. Наличие системы труб 252 в виде множества трубопроводов позволяет компенсировать тепловое расширение всей системы труб в пласте без увеличения падения давления текучей среды, текущей через систему труб в покрывающем слое 218.

В некоторых вариантах осуществления тепловое расширение подземной системы труб передается вверх к устью скважины. Расширение может быть скомпенсировано одним или более скользящими уплотнениями у устья скважины. Уплотнениями могут быть прокладки Grafbil®, прокладки Stellite® и/или прокладки Nitronic®. В некоторых вариантах осуществления уплотнениями могут быть уплотнения, предлагаемые фирмой BST Lift Systems, Inc. (Вентура, Калифорния, США).

На фиг.13 дается представление устья 226 скважины со скользящим уплотнением 234. Устье 226 скважины включает в себя сальник и/или какое-либо другое удерживающее давление оборудование. Циркулируемая текучая среда может проходить через трубопровод 240. Трубопровод 240 может по крайней мере частично быть заключен в изолированный трубопровод 224. Использование изолированного трубопровода 224 может устранить необходимость в высокотемпературном скользящем уплотнении и необходимость в уплотнении для теплопереносящей текучей среды. Расширение трубопровода 240 может приниматься на поверхности с помощью расширительных петель, мехов, спирально свернутой или смотанной трубы и/или телескопических соединений. В некоторых вариантах осуществления ствол скважины изолирован от пластового давления с помощью пакеров 260 между изолированным трубопроводом 224 и обсадной трубой 238, которые содержат в себе газ для дополнительной изоляции. Пакерами 260 могут быть надувные пакеры и/или полированные приемные гнезда. В некоторых вариантах осуществления пакеры 260 выдерживают рабочие температуры до приблизительно 600°С. В некоторых вариантах осуществления в пакерах 260 имеются уплотнения от BST Lift Systems, Inc. (Вентура, Калифорния, США).

В некоторых вариантах осуществления тепловое расширение подземной сети труб принимается на поверхности с помощью телескопического соединения, которое, чтобы скомпенсировать тепловое расширение, позволяет трубопроводу для теплопереносящей текучей среды расширяться за пределы пласта. Горячая теплопереносящая текучая среда может поступать из неподвижного трубопровода в трубопровод для теплопереносящей текучей среды в пласте. Возвратная теплопереносящая текучая среда из пласта может поступать из трубопровода для теплопереносящей текучей среды в неподвижный трубопровод. Скользящее уплотнение между неподвижным трубопроводом и системой труб в пласте и скользящее уплотнение между устьем скважины и системой труб в пласте могут компенсировать расширение трубопровода для теплопереносящей текучей среды наподобие телескопического соединения.

На фиг.14 дается представление системы, где теплопереносящая текучая среда в трубопроводе 240 переносится к или от неподвижного трубопровода 262. Трубопровод 240 может быть заключен в изоляционный рукав 224. Между изолированным рукавом 224 и устьем 226 скважины может находиться скользящее уплотнение 234. Ствол скважины может быть изолирован от пластового давления с помощью пакеров 260 между изоляционным рукавом 224 и обсадной трубой 238. Между частью неподвижного трубопровода 262 и трубопроводом 240 могут быть помещены уплотнения 264 от теплопереносящей текучей среды. Уплотнения 264 от теплопереносящей текучей среды могут быть прикреплены к неподвижному трубопроводу 262. Полученное в результате телескопическое соединение позволяет изоляционному рукаву 224 и трубопроводу 240 перемещаться относительно устья 226 скважины, чтобы компенсировать тепловое расширение помещенной в пласт системы труб. Трубопровод 240, чтобы скомпенсировать тепловое расширение, способен также перемещаться относительно неподвижного трубопровода 262. Уплотнения 264 для теплопереносящей текучей среды могут быть неизолированными и пространственно отделенными от текущей теплопереносящей текучей среды, благодаря чему температура уплотнений 264 для теплопереносящей текучей среды поддерживаются на относительно низком уровне.

В некоторых вариантах осуществления тепловое расширение принимается на поверхности телескопическим соединением, где трубопровод для теплопереносящей текучей среды свободно перемещается, а неподвижный трубопровод является частью устья скважины. На фиг.15 дается представление системы, в которой неподвижный трубопровод 262 прикреплен к устью 226 скважины. Неподвижный трубопровод 262 может содержать в себе изоляционный рукав 224. Уплотнения 264 для теплопереносящей текучей среды могут быть неизолированными и пространственно отделенными от текущей теплопереносящей текучей среды, благодаря чему температура уплотнений 264 для теплопереносящей текучей среды поддерживается на относительно низком уровне. Трубопровод 240 способен перемещаться относительно неподвижного трубопровода 262 без необходимости в скользящем уплотнении в устье 226 скважины.

На фиг.16 изображен один из вариантов осуществления уплотнений 264. Уплотнения 264 могут включать в себя стопку 266 прокладок, прикрепленную к корпусу 268 пакера. Корпус 268 пакера может быть сочленен с трубопроводом 240 с помощью установочных клиньев 270 пакера и изоляционного уплотнения 272 пакера Стопка 266 прокладок может контактировать с полированной частью 274 трубопровода 262. В некоторых вариантах осуществления в качестве опоры для стопки 266 прокладок используются кулачковые ролики 276. Например, в том случае, когда боковые нагрузки для стопки прокладок чрезмерно велики. В некоторых вариантах осуществления с корпусом 268 пакера сочленены подвижные контакты 278. Подвижные контакты 278 могут использоваться для очистки полированной части 274, когда трубопровод 262 вводится через уплотнение 264. При необходимости подвижные контакты 278 могут быть помещены на верхнюю сторону уплотнений 264. В некоторых вариантах осуществления стопка 266 прокладок нагружается с целью улучшения контакта с использованием рессоры или какого-либо другого предварительно нагруженного средства для усиления сжатия прокладок.

В некоторых вариантах осуществления уплотнения 264 и трубопровод 262 заходят совместно в трубопровод 240. Для закрепления на месте уплотнений и трубопроводов используются запорные механизмы типа мандрелей. На фиг.17 изображен один из вариантов осуществления уплотнений 264, трубопровода 240 и трубопровода 263, закрепленных на месте запорными механизмами 280. Запорные механизмы 280 включают в себя изоляционные уплотнения 282 и запорные плашки 284. Запорные механизмы 280 могут активизироваться, когда уплотнения 264 и трубопровод 262 заходят в трубопровод 240.

Как только механизмы 280 входят в зацепление с выбранной частью трубопровода 240, пружины в запорном механизме активизируются и открывают уплотнения 282, вводя их в контакт с поверхностью трубопровода 240 непосредственно над запорными плашками 284. Запорные механизмы 280 позволяют изоляционным уплотнениям 282 втягиваться, когда агрегат перемещается в трубопровод 240. Изоляционные уплотнения открываются и входят в контакт, когда профиль трубопровода 240 активизирует запорные механизмы.

Штифты 286 закрепляют на месте запорные механизмы 280, уплотнения 264, трубопровод 240 и трубопровод 262. В некоторых вариантах осуществления штифты освобождают агрегат после выбранной температуры, делая возможным перемещение трубопроводов. Штифты 286 могут быть выполнены, например, из материалов, которые разрушаются (например, плавятся) под действием тепла при температуре выше заданной.

В некоторых вариантах осуществления запорные механизмы 280 устанавливаются на месте с использованием уплотнений из мягких металлов (например, фрикционных уплотнений из мягких металлов, которые обычно используют для наладки вставных штанговых насосов в тепловых скважинах). На фиг.18 изображен один из вариантов осуществления с запорными механизмами 280, установленными на месте с использованием уплотнений 288 из мягких металлов. Уплотнения 288 из мягких металлов работают методом сплющивания, обусловленного уменьшением внутреннего диаметра трубопровода 240. Использование металлических уплотнений увеличивает срок службы агрегата по сравнению с использованием эластомерных уплотнений.

В некоторых вариантах осуществления к системе труб нагревателя, которая выступает из пласта, присоединены подъемные системы. Подъемные системы могут поднимать из пласта части нагревателя для компенсации теплового расширения. На фиг.19 дается представление u-образного ствола 222 скважины с расположенным в стволе скважины нагревателем 200. Ствол 200 скважины может включать в себя обсадные трубы 238 и нижние уплотнения 290. Нагреватель 200 может включать в себя изолированные части 292 с частью 294 нагревателя, примыкающей к обрабатываемому участку 300. К верхней части нагревателя 200 могут быть присоединены подвижные уплотнения 264. К изолированным частям 292 выше устий 226 скважины присоединены подъемные системы 296. С целью помешать подъему газообразного пластового флюида к устью 226 скважины и созданию изолирующей газовой подушки в подповерхностное кольцевое пространство между обсадными трубами 238 и изолированными частями 292 может быть введен какой-либо инертный газ (например, азот и/или диоксид углерода). Изолированные части 292 могут быть выполнены по типу «труба в трубе», через внутренний трубопровод которых течет теплопереносящая текучая среда циркуляционной системы. Внешний трубопровод каждой изолированной части 292 может иметь значительно более низкую температуру, чем внутренний трубопровод. Более низкая температура внешнего трубопровода позволяет использовать внешние трубопроводы в качестве нагруженных элементов для подъема нагревателя 200. Дифференциальное расширение между внешним трубопроводом и внутренним трубопроводом может сглаживаться с помощью внутренних мехов и/или скользящих уплотнений.

Подъемные системы 296 могут включать в себя гидравлические подъемники, колтюбинговые установки с силовым приводом и/или противовесные системы, способные поддерживать нагреватель 200 и перемещать изолированные части 292 в или из пласта. Если подъемные системы 296 включают в себя гидравлические подъемники, внешние трубопроводы изолированных частей 292 могут сохраняться холодными на гидравлических подъемниках с помощью специальных скользящих промежуточных соединений. Гидравлические подъемники могут иметь два ряда скользящих направляющих. Первый ряд направляющих может быть соединен с нагревателем. Гидравлические подъемники могут поддерживать постоянное давление в отношении нагревателя по всему ходу гидравлического цилиндра. Второй ряд направляющих может периодически устанавливаться на внешний трубопровод, когда гидравлический цилиндр возвращается в исходное положение. Подъемные системы 296 могут также иметь тензометрические датчики и системы управления. Тензометрические датчики могут быть прикреплены к внешнему трубопроводу изолированных частей 292 либо же тензометрические датчики могут быть прикреплены к внутренним трубопроводам неизолированных частей ниже изоляции. Прикрепление тензометрических датчиков к внешнему трубопроводу может быть легче выполнимым, и стыковка присоединения может быть более надежной.

Перед началом нагрева контрольные значения для систем управления могут быть установлены с использованием подъемных систем 296 с целью поднять нагреватель 200 настолько, чтобы части нагревателя контактировали с обсадной трубой в местах изгиба ствола 222 скважины. Механическое напряжение при подъеме нагревателя 200 может быть принято в качестве установочного значения для системы управления. В других вариантах осуществления установочное значение выбирается иным способом. В начале нагрева часть 294 нагревателя будет расширяться, и некоторая часть секции нагревателя будет совершать движение по горизонтали. Если расширение прижимает части нагревателя 200 к обсадной трубе 238, вес нагревателя будет удерживаться в точках контакта изолированных частей 292 и обсадной трубы. Измеряемое с помощью подъемной системы 296 механическое напряжение будет сдвигаться к нулю. Дополнительное тепловое расширение может привести к короблению и порче нагревателя 200. Вместо того чтобы допускать прижимание нагревателя 200 к обсадной трубе 238, гидравлические подъемники подъемных систем 296 могут сдвигать секции изолированных частей 292 вверх и наружу из пласта, чтобы поддерживать нагреватель с упором о верх обсадной трубы. Системы управления подъемных систем 296 могут поднимать нагреватель 200 для поддержания механического напряжения, измеряемого тензометрическими датчиками, близкого к установленному значению. Подъемная система 296 может быть также использована для повторного введения изолированных частей 292 в пласт во время охлаждения пласта, чтобы избежать повреждения нагревателя 200 при тепловом сжатии.

В некоторых вариантах осуществления тепловое расширение нагревателя завершается в течение относительно коротких промежутков времени. В некоторых вариантах осуществления положение нагревателя после завершения теплового расширения фиксируется относительно ствола скважины. Подъемные системы могут быть удалены с нагревателей и использоваться на других нагревателях, которые еще не были нагреты. Подъемные системы могут быть повторно присоединены к нагревателям при охлаждении пласта, чтобы скомпенсировать тепловое сжатие нагревателей.

В некоторых вариантах осуществления подъемные системы регулируются по гидравлическому давлению подъемников. Изменения в механическом напряжении трубы могут происходить в результате изменения гидравлического давления. Управляющая система может поддерживать гидравлическое давление в существенной степени на уровне установленного гидравлического давления в целях обеспечения компенсации теплового расширения нагревателя в пласте.

В некоторых вариантах осуществления в циркуляционной системе для нагрева пласта используется жидкость. Использование жидкой теплопереносящей текучей среды может обеспечить системе высокую общую энергоэффективность по сравнению с электронагревом или газовыми нагревателями благодаря высокой энергоэффективности теплогенераторов, используемых для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды. Если для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды используются печи, выбросы диоксида углерода в процессе могут быть снижены по сравнению с электронагревом или газовыми горелками, установленными в стволах скважин, благодаря эффективности печей. Если для нагрева жидкой теплопереносящей текучей среды используется атомная энергия, выбросы диоксида углерода в процессе могут быть значительно снижены или даже исключены. Наземные установки для нагревательной системы могут быть образованы из обычной имеющейся в наличии промышленной аппаратуры в несложных компоновках. Обычная имеющаяся в наличии аппаратура в несложных компоновках может повысить надежность системы в целом.

В некоторых вариантах осуществления жидкой теплопереносящей текучей средой является расплавленная соль или какая-либо другая жидкая текучая среда, обладающая способностью затвердевать, если температура ниже некоторой заданной температуры. Для гарантии того, чтобы теплопереносящая текучая среда оставалась в жидкой форме и чтобы теплопереносящая текучая среда имела температуру, которая бы позволяла теплопереносящей текучей среде течь через нагреватели из циркуляционной системы, может потребоваться вторичная нагревательная система. В некоторых вариантах осуществления вторичная нагревательная система нагревает нагреватель и/или теплопереносящую текучую среду до температуры, которая достаточна для того, чтобы расплавлять и обеспечивать текучесть теплопереносящей текучей среды, вместо того, чтобы производить нагрев до более высокой температуры. Вторичная нагревательная система может потребоваться лишь на короткий период времени при пуске и/или повторном пуске системы циркуляции текучей среды. В некоторых вариантах осуществления вторичную нагревательную систему можно удалять из нагревателя. В некоторых вариантах осуществления вторичная нагревательная система не обязательно обладает ожидаемым сроком службы порядка срока службы нагревателя.

В некоторых вариантах осуществления в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль. Расплавленная соль из пласта попадает в изолированные возвратные резервуары-хранилища. Температуры в этих возвратных резервуарах-хранилищах могут быть, например, порядка приблизительно 350°С. Расплавленная соль из возвратных резервуаров-хранилищ может транспортироваться в печи с помощью насосов. Может возникать потребность в том, чтобы каждый насос перемещал от 4 до 30 кг/сек расплавленной соли. Каждая из печей может обеспечивать тепло для расплавленной соли. Температуры на выходе расплавленной соли из печей могут быть равными примерно 550°С. Расплавленная соль может поступать из печей по системе труб к изолированным сырьевым резервуарам. Каждый сырьевой резервуар может подавать расплавленную соль, например, на 50 или более заглубленных в пласт систем труб. Расплавленная соль течет через пласт в направлении к возвратным резервуарам-хранилищам. В некоторых вариантах осуществления печи имеют кпд 90% или выше. В некоторых вариантах осуществления потери тепла в покрывающем слое составляют 8% или менее.

В некоторых вариантах осуществления нагреватели для циркуляционных систем включают в себя изоляцию по длине нагревателей, включая части нагревателей, которые используются для нагрева обрабатываемого участка. Изоляция может облегчить ввод нагревателей в пласт. Изоляция, примыкающая к частям, используемым для нагрева обрабатываемого участка, может быть достаточной для обеспечения изоляции во время предварительного нагрева, но может разрушаться при температурах, создаваемых при циркуляции теплопереносящей текучей среды в стационарном режиме. В некоторых вариантах осуществления изоляционный слой меняет излучаемость нагревателя, что уменьшает радиационный перенос тепла от нагревателя. После разрушения изоляции излучаемость нагревателя может усиливать радиационный перенос тепла к обрабатываемому участку. Изоляция может уменьшать время, необходимое для подъема температуры нагревателей и/или теплопереносящей текучей среды в нагревателях до температур, достаточных для обеспечения расплавления и текучести теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изоляция, примыкающая к частям нагревателей, которые должны нагревать обрабатываемый участок, может включать полимерные покрытия. В некоторых вариантах осуществления изоляция частей нагревателей, примыкающих к покрывающему слою, отлична от изоляции нагревателей, примыкающей к частям нагревателей, используемых для нагрева обрабатываемого участка. Изоляция нагревателей, примыкающих к покрывающему слою, может иметь ожидаемый срок службы, равный или больший срока службы нагревателей.

В некоторых вариантах осуществления в ствол скважины после или во время помещения туда нагревателя может быть введен нестойкий изоляционный материал (например, полимерная пена). Нестойкая изоляция может образовывать изоляцию на частях нагревателей, используемых для нагрева обрабатываемого участка во время предварительного нагрева. Используемая для нагрева обрабатываемого участка жидкая теплопереносящая текучая среда может повышать температуру нагревателя в достаточной степени для того, чтобы разрушить или удалить изоляционный слой.

В некоторых вариантах осуществления циркуляционные системы, в которых в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль или какая-либо другая жидкость, нагревателем может быть одиночный трубопровод в пласте. Этот трубопровод может быть предварительно нагрет до температуры, достаточной для обеспечения текучести теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления вторичная теплопереносящая текучая среда циркулирует через трубопровод для предварительного нагрева трубопровода и примыкающего к трубопроводу пласта. После достижения достаточно высокой температуры трубопровода и/или примыкающего к трубопроводу пласта вторичная текучая среда может быть вытеснена из трубопровода, и по трубе может осуществляться циркуляция теплопереносящей текучей среды.

В некоторых вариантах осуществления для предварительного нагрева трубопровода могут использоваться водные растворы солевой композиции (например, Li:Na:K:NO3), которая предназначена для использования в качестве теплопереносящей текучей среды. Температура вторичной теплопереносящей текучей среды может быть ниже или равной температуре подповерхностного выхода устья скважины.

В некоторых вариантах осуществления вторичная теплопереносящая текучая среда (например, вода) нагревается до температуры в пределах от 0 до примерно 95°С или до температуры кипения вторичной теплопереносящей текучей среды. Солевую композицию можно добавлять к вторичной теплопереносящей текучей среде, когда она находится в резервуаре-хранилище циркуляционных систем. Состав соли и/или давление системы могут быть отрегулированы так, чтобы предотвратить закипание водного раствора при повышении температуры. После того как трубопровод нагреется до температуры, достаточной для обеспечения текучести расплавленной соли, остающаяся вода может быть удалена из водного раствора, в результате чего останется только расплавленная соль. Воду можно удалять с помощью упаривания, когда солевой раствор находится в резервуаре-хранилище циркуляционной системы. В некоторых вариантах осуществления температуру раствора расплавленной соли повышают до примерно 100°С. После предварительного нагрева трубопровода до температуры, достаточной для обеспечения текучести расплавленной соли, из солевого раствора может быть удалено значительное или все количество остающейся вторичной теплопереносящей текучей среды (например, воды), в результате чего останется только расплавленная соль. В некоторых вариантах осуществления температура раствора расплавленной соли в процессе упаривания составляет от 100 до 250°С.

После завершения операции тепловой обработки in situ расплавленная соль может быть охлаждена и к соли добавлена вода с образованием нового водного раствора. Водный раствор может быть оттранспортирован к другому подлежащему обработке участку, и процесс будет продолжен. Использование тройных расплавленных солей в виде водных растворов облегчает транспортирование раствора и позволяет обрабатывать с помощью одной и той же соли более одного участка пласта.

В некоторых вариантах осуществления циркуляционных систем, в которых в качестве теплопереносящей текучей среды используется расплавленная соль или какая-либо другая жидкость, нагреватель может иметь конфигурацию типа «труба в трубе». Используемая для нагрева пласта жидкая теплопереносящая текучая среда может течь через первый канал нагревателя. Через второй канал нагревателя типа «труба в трубе» может течь вторичная теплопереносящая текучая среда, обеспечивающая предварительный нагрев и/или надежность течения жидкой теплопереносящей текучей среды. После повышения температуры в нагревателе, которое достаточно, чтобы обеспечить непрерывное течение теплопереносящей текучей среды через нагреватель, в канале для вторичной теплопереносящей текучей среды может быть создан вакуум, чтобы ослабить теплоперенос от первого канала ко второму каналу. В некоторых вариантах осуществления канал для вторичной теплопереносящей текучей среды заполняется изоляционным материалом и/или блокируется каким-либо иным способом. Каналы в трубопроводе нагревателя типа «труба в трубе» могут содержать в себе внутренний трубопровод и кольцевое пространство между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом. В некоторых вариантах осуществления для перенаправления потока в нагревателе типа «труба в трубе» от внутреннего трубопровода к кольцевому пространству и/или наоборот могут быть использованы один или более переключателей потока.

На фиг.20 изображен вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления нагревателя 200 типа «труба в трубе» для нагревательной системы с циркуляцией теплопереносящей текучей среды, примыкающей к обрабатываемому участку 300. Нагреватель 200 может быть помещен в ствол 222 скважины. Нагреватель 200 может включать в себя внешний трубопровод 304 и внутренний трубопровод 306. Во время работы нагревателя 200 в основном режиме жидкая теплопереносящая текучая среда может протекать через кольцевое пространство 308 между внешним трубопроводом 304 и внутренним трубопроводом 306. Во время работы в основном режиме поток текучей среды через внутренний трубопровод 306 может быть излишним.

Во время предварительного нагрева и/или обеспечения текучести вторичная теплопереносящая текучая среда может течь через внутренний трубопровод 306. Вторичной текучей средой может быть (но не ограничиваясь этим) воздух, диоксид углерода, выхлопной газ и/или природное или синтетическое масло (например, DowTherm A, Syltherm или Therminol 59), расплавленные при комнатной температуре соли (например, NaCl2-SrCl2, VCl4, SnCl4 или TiCl4), жидкая вода под высоким давлением, водяной пар или расплавленные при комнатной температуре металлические сплавы (например, эвтектика K-Na или эвтектика Ga-In-Sn). В некоторых вариантах осуществления внешний трубопровод 304 перед вводом в него используемой для нагрева пласта теплопереносящей текучей среды нагревается вторичной теплопереносящей текучей средой, проходящей через кольцевое пространство 308 (например, диоксидом углерода или выхлопным газом). Если используется выхлопной газ или какая-либо другая высокотемпературная текучая среда, для снижения температуры ниже верхнего предела рабочей температуры жидкой теплопереносящей текучей среды через нагреватель может пропускаться какая-либо другая теплопереносящая текучая среда (например, вода или водяной пар). Когда в нагреватель вводится жидкая теплопереносящая текучая среда, вторичная теплопереносящая текучая среда может быть вытеснена из кольцевого пространства. Вторичной теплопереносящей текучей средой во внутреннем трубопроводе 306 может быть та же текучая среда, что и вторичная теплопереносящая текучая среда, используемая для предварительного нагрева внешнего трубопровода 304 во время предварительного нагрева, или отличная от нее текучая среда. Использование двух разных вторичных теплопереносящих текучих сред может помочь в выявлении проблем с целостностью нагревателя 200. Любые проблемы с целостностью могут быть установлены и исправлены перед началом использования расплавленной соли.

В некоторых вариантах осуществления вторичной теплопереносящей текучей средой, которая течет через кольцевое пространство 308 во время предварительного нагрева, является водная смесь соли, предназначенной для использования во время работы в основном режиме. Для повышения температуры, оставаясь в пределах до температуры кипения водной смеси, можно периодически повышать концентрацию соли. Для повышения температуры внешнего трубопровода 304 до температуры, достаточной для обеспечения возможности протекания расплавленной соли в кольцевом пространстве 308, можно использовать водную смесь. После достижения этой температуры остающуюся в водной смеси воду можно упарить из смеси, оставив расплавленную соль. Расплавленная соль может быть использована для тепловой обработки участка 300.

В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 306 может быть выполнен из относительно недорогого материала типа углеродистой стали. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 306 выполнен из материала, остающегося неизменным на начальной ранней стадии процесса тепловой обработки. Внешний трубопровод 304 может быть выполнен из материала, стойкого к коррозии от расплавленной соли и пластового флюида (например, из стали Р91).

Для данной массовой скорости потока жидкой теплопереносящей текучей среды нагрев обрабатываемого участка с помощью жидкой теплопереносящей текучей среды, проходящей через кольцевое пространство 308 между внешним трубопроводом 304 и внутренним трубопроводом 306, может иметь определенные преимущества перед пропусканием жидкой теплопереносящей текучей среды через одиночный трубопровод. Протекание вторичной теплопереносящей текучей среды через внутренний трубопровод 306 может предварительно нагревать нагреватель 200 и обеспечивать течение, когда вначале используется жидкая теплопереносящая текучая среда и/или когда нужно возобновить поток после остановки циркуляции. Большая площадь наружной поверхности внешнего трубопровода 304 обеспечивает большую площадь поверхности для переноса тепла к пласту, в то время как количество необходимой для циркуляционной системы жидкой теплопереносящей текучей среды уменьшено из-за наличия внутреннего трубопровода 306. Циркулируемая жидкая теплопереносящая текучая среда может обеспечивать лучшее распределение расхода мощности по обрабатываемому участку благодаря повышенной скорости жидкой теплопереносящей текучей среды при одной и той массовой скорости потока. При этом может быть также повышена надежность нагревателя.

В некоторых вариантах осуществления теплопереносящая текучая среда (расплавленная соль) может загустевать, в результате чего течение теплопереносящей текучей среды через внешний трубопровод 304 и/или внутренний трубопровод 306 будет замедляться и/или нарушаться. Избирательный нагрев разных частей внутреннего трубопровода 304 может обеспечивать достаточно тепла для разных частей нагревателя 200, чтобы усилить поток теплопереносящей текучей среды через нагреватель. Чтобы иметь возможность пропускать через выбранные части нагревателя 200 электроток, эти части нагревателя могут включать в себя ферромагнитный материал, например изолированные проводники. Нагрев сопротивлением внутреннего трубопровода 306 переносит достаточно тепла к загущенной теплопереносящей текучей среде во внешнем трубопроводе 304 и/или внутреннем трубопроводе 306, чтобы понизить вязкость теплопереносящей текучей среды в трубопроводах в достаточной степени для получения потока, усиленного по сравнению с потоком до нагрева расплавленной соли. Использование меняющегося во времени потока позволяет пропускать поток вдоль внутреннего трубопровода, не пропуская через теплопереносящую текучую среду электроток.

На фиг.21 приводится схема для нагрева разных частей нагревателя 200 с целью возобновления потока загущенной или иммобилизованной теплопереносящей текучей среды (например, расплавленной соли) в нагревателе. В некоторых вариантах осуществления части внутреннего трубопровода 306 и/или внешнего трубопровода 304 включают в себя ферромагнитные материалы, заключенные в термоизоляцию. Таким образом, эти части внутреннего трубопровода 306 и/или внешнего трубопровода 304 могут быть изолированными проводниками 302. Изолированные проводники 302 могут работать как ограниченные по температуре нагреватели, или нагреватели со скин-эффектом. Благодаря скин-эффекту изолированных проводников 302 подаваемый на изолированные проводники электроток остается ограниченным внутренним трубопроводом 306 и/или внешним трубопроводом 304 и не протекает через находящуюся в трубопроводах теплопереносящую текучую среду.

В некоторых вариантах осуществления изолированные проводники 302 расположены вдоль выбранного участка внутреннего трубопровода 306 (например, вдоль всей длины внутреннего трубопровода или только вдоль вскрышной части внутреннего трубопровода). Подача электричества на внутренний трубопровод 306 генерирует тепло в изолированных проводниках 302. Генерируемое тепло может нагревать загущенную или иммобилизованную теплопереносящую текучую среду вдоль выбранного участка внутреннего трубопровода. Генерируемое тепло может нагревать теплопереносящую текучую среду как внутри внутреннего трубопровода, так и в кольцевом пространстве между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом 304. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 306 включает в себя только изолированные проводники 302, расположенные во вскрышной части внутреннего трубопровода. Эти изолированные проводники избирательно генерируют тепло во вскрышных частях внутреннего трубопровода 304. Избирательный нагрев вскрышной части внутреннего трубопровода 306 может переносить тепло к загущенной теплопереносящей текучей среде и возобновлять поток во вскрышной части внутреннего трубопровода. Такой избирательный нагрев может удлинить срок службы нагревателя и минимизировать расходы на электронагрев за счет концентрирования тепла в области с наибольшей вероятностью загущения или иммобилизации теплопереносящей текучей среды.

В некоторых вариантах осуществления изолированные проводники 302 расположены вдоль выбранного участка внешнего трубопровода 304 (например, вдоль вскрышной части внешнего трубопровода). Подача электричества на внешний трубопровод 304 генерирует тепло в изолированных проводниках 302. Генерируемое тепло может выборочно нагревать вскрышные части кольцевого пространства между внутренним трубопроводом 306 и внешним трубопроводом 304. От внешнего трубопровода 304 может быть перенесено достаточно тепла, чтобы снизить вязкость загущенной теплопереносящей текучей среды и обеспечить нормальное течение расплавленной соли в кольцевом пространстве.

В некоторых вариантах осуществления наличие конфигурации нагревателя типа «труба в трубе» позволяет использовать переключатели потоков, перенаправляющие поток теплопереносящей текучей среды в нагревателе от течения через кольцевое пространство между внешним трубопроводом и внутренним трубопроводом, когда поток находится вблизи обрабатываемого участка, на течение через внутренний трубопровод, когда поток находится вблизи покрывающего слоя. На фиг.22 дается схематическое представление нагревателей 200 типа «труба в трубе», которые используются с циркуляционными системами 202, 202' для нагрева обрабатываемого участка 300. В некоторых вариантах осуществления нагреватели 200 включают в себя внешний трубопровод 304, внутренний трубопровод 306 и переключатели 310 потоков. Системы 202, 202' циркуляции текучей среды подают нагреваемую жидкую теплопереносящую текучую среду к устьям 226 скважин. Направление потока жидкой теплопереносящей текучей среды указано стрелками 312.

Теплопереносящая текучая среда из системы 202 циркуляции текучей среды проходит через устье 226 скважины к внутреннему трубопроводу 306. Теплопереносящая текучая среда проходит через переключатель 310 потока, который перенаправляет поток от внутреннего трубопровода 304 к кольцевому пространству между внешним трубопроводом 304 и внутренним трубопроводом. После этого теплопереносящая текучая среда течет через нагреватель 200 в обрабатываемом участке 300. Теплоперенос от теплопереносящей текучей среды подает тепло к обрабатываемому участку 300. Теплопереносящая текучая среда проходит затем через второй переключатель 310' потока, который перенаправляет поток от кольцевого пространства обратно во внутренний трубопровод 306. Теплопереносящая текучая среда выводится из пласта через второе устье 226' скважины и подается в систему 202' циркуляции текучей среды. Нагретая теплопереносящая текучая среда из системы 202' циркуляции текучей среды поступает через нагреватель 200' обратно в систему 202 циркуляции текучей среды.

Использование переключателей 310 для пропускания текучей среды через кольцевое пространство, когда текучая среда находится вблизи обрабатываемого участка 300, способствует повышенному переносу тепла к обрабатываемому участку частично благодаря большой площади теплопереноса внешнего трубопровода 304. Использование переключателей 310 потока для пропускания текучей среды через внутренний трубопровод, когда она находится вблизи покрывающего слоя 218, может снижать тепловые потери в покрывающем слое. Кроме того, нагреватели 200 могут быть изолированными вблизи покрывающего слоя 218 с целью снижения тепловых потерь в пласт.

На фиг.22 показан вид в поперечном сечении одного из вариантов осуществления нагревателя 200 типа «труба в трубе», примыкающего к покрывающему слою 218. Между внешним трубопроводом 304 и внутренним трубопроводом 306 может быть помещена изоляция 314. Жидкая теплопереносящая текучая среда может протекать через центр внутреннего трубопровода 306. Изоляция 314 может быть высокопористым изоляционным слоем, который препятствует радиации при высоких температурах (например, при температурах выше 500°С) и делает возможным поток вторичной теплопереносящей текучей среды на стадиях предварительного нагрева и/или нагрева для обеспечения текучести. Во время работы в основном режиме поток текучей среды через кольцевое пространство между внешним трубопроводом 304 и внутренним трубопроводом 306 вблизи покрывающего слоя 218 может быть остановлен или ослаблен.

Внешний трубопровод 302 может быть заключен в изоляционный рукав 315. Изоляционные рукава 315 на каждой стороне u-образного нагревателя могут быть прочно соединены с внешним трубопроводом 304 на большом протяжении, когда система не нагревается, благодаря чему изоляционные рукава на каждой стороне u-образного ствола скважины способны удерживать вес нагревателя. Изоляционный рукав 224 может включать в себя наружный элемент, представляющий собой конструкционный элемент, обеспечивающий подъем нагревателя 200, чтобы скомпенсировать тепловое расширение нагревателя. Изоляционный рукав 224 может быть заключен в обсадную трубу 238. Обсадная труба 238 может быть сочленена с покрывающим слоем 218 с помощью изоляционного цемента 236. Изоляционным цементом 236 может быть цемент, обладающий низкой теплопроводностью и тем самым уменьшающий кондуктивные теплопотери. Изоляционным цементом 319 может, например, быть вермикулит/заполнитель цемента. Чтобы помешать подъему пластового флюида в стволе скважины и/или создать изолирующую газовую подушку, в зазор 242 между изоляционным рукавом 224 и обсадной трубой 238 может вводиться инертный газ.

На фиг.24 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления циркуляционной системы 202, которая подает жидкую теплопереносящую текучую среду в расположенные в пласте нагреватели типа «труба в трубе» (например, нагреватели, изображенные на фиг.22). Циркуляционная система 202 может включать в себя теплогенератор 204, компрессор 316, теплообменник 318, выхлопную систему 320, резервуар-хранилище 322 для жидкости, движущие текучую среду устройства 210 (например, насосы), подающий коллектор 324, возвратный коллектор 326 и систему 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления теплогенератором 204 является печь. Топливо для теплогенератора 204 может подаваться по топливной линии 330. Количество топлива, подаваемому в теплогенератор 204, может регулироваться с помощью регулирующего клапана 332 в зависимости от температуры горячей теплопереносящей текучей среды, измеряемой с помощью температурного монитора 334.

Окислитель для теплогенератора 204 может подаваться по линии 336 окислителя. Выхлоп из теплогенератора 204 может проходить через теплообменник 318 к выхлопной системе 320. Окислитель из компрессора 316 может проходить через теплообменник 318 с целью нагрева его выхлопом из теплогенератора 204.

В некоторых вариантах осуществления для подачи нагревающей текучей среды в систему 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды во время предварительного нагрева и/или пуска циркуляции текучей среды клапан 338 может быть открыт в сторону нагревателей. В некоторых вариантах осуществления выхлопной газ циркулирует через нагреватели с помощью системы 228 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды. В некоторых вариантах осуществления выхлопной газ проходит через один или более теплообменников системы 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды для нагрева циркулирующей через нагреватели текучей среды.

Во время предварительного нагрева система 228 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду во внутренний трубопровод нагревателей и/или в кольцевое пространство между внутренним трубопроводом и внешним трубопроводом. Линия 340 может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду на часть подающего коллектора 324, которая подает текучую среду во внутренние трубопроводы нагревателей. Линия 342 может подавать вторичную теплопереносящую текучую среду на часть подающего коллектора 324, которая подает текучую среду в кольцевые пространства между внутренними трубопроводами и внешними трубопроводами нагревателей. Линия 344 может возвращать вторичную теплопереносящую текучую среду из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из внутренних трубопроводов нагревателей. Линия 346 может возвращать вторичную теплопереносящую текучую среду из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из кольцевых пространств нагревателей. Клапаны 348 системы 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды могут разрешать или останавливать вторичный теплопереносящий поток к или от подающего коллектора 324 и/или возвратного коллектора 326. Во время предварительного нагрева все клапаны 348 могут быть открыты. На стадии нагрева для обеспечения текучести клапаны 348 для линии 340 и для линии 344 могут быть закрыты, а клапаны 348 для линии 342 и линии 346 могут быть открыты. Жидкая теплопереносящая текучая среда из теплогенератора 204 может подаваться к части подающего коллектора 324, которая подает текучую среду во внутренние трубопроводы нагревателей на стадии нагрева для обеспечения текучести. Жидкая теплопереносящая текучая среда может возвращаться в резервуар-хранилище 322 из части возвратного коллектора 326, которая возвращает текучую среду из внутренних трубопроводов нагревателей. Во время работы в основном режиме все клапаны 348 могут быть закрыты.

В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды является мобильной системой. Как только устанавливается рабочий поток теплопереносящей текучей среды через нагреватели, мобильная система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может быть перемещена и соединена с другой циркуляционной системой, которая еще не была запущена в работу.

Во время работы в основном режиме жидкая теплопереносящая текучая среда из возвратного коллектора 326 может поступать в резервуар-хранилище 322 для жидкости. Резервуар-хранилище 322 для жидкости может быть изолирован и снабжен оперативным подогревом. Оперативный подогрев может включать в себя систему 350 циркуляции водяного пара, которая заставляет водяной пар циркулировать через змеевики в резервуаре-хранилище 322 для жидкости. Пропускаемый через змеевики пар поддерживает заданную температуру или заданный диапазон температур теплопереносящей текучей среды в резервуаре-хранилище 322 для жидкости.

Движущие текучую среду устройства 210 могут перемещать жидкую теплопереносящую текучую среду из резервуара-хранилища 322 для жидкости к теплогенератору 204. В некоторых вариантах осуществления движущими текучую среду устройствами 210 являются погруженные насосы, которые помещаются в резервуаре-хранилище 322 для жидкости. Присутствие движущих текучую среду устройств 210 в резервуарах-хранилищах может надежно поддерживать температуру насосов в пределах их рабочих температур. При этом теплопереносящая текучая среда может выполнять функцию смазки для этих насосов. В резервуаре-хранилище 322 для жидкости может помещаться одна или более резервных насосных систем. Резервная насосная система используется в случае отказа первичной насосной системы или в случае необходимости в ее техническом осмотре.

В период пуска теплогенератора 204 клапаны 352 могут направлять жидкую теплопереносящую текучую среду в резервуар-хранилище для жидкости. После завершения предварительного нагрева нагревателя в пласте клапаны 352 могут быть переконфигурированы на направление жидкой теплопереносящей текучей среды к части подающего коллектора 324, которая подает жидкую теплопереносящую текучую среду во внутренний трубопровод предварительно нагретого нагревателя. Возвратная жидкая теплопереносящая текучая среда из внутреннего трубопровода предварительно нагретого возвратного трубопровода может проходить через часть возвратного коллектора 326, в которую поступает прошедшая через пласт теплопереносящая текучая среда, после чего теплопереносящая текучая среда направляется в резервуар-хранилище 322 для жидкости.

Чтобы начать использовать циркуляционную систему 202, резервуар-хранилище 322 для жидкости может быть нагрет с использованием системы 350 циркуляции водяного пара. Теплопереносящая текучая среда может вводиться в резервуар-хранилище 322 для жидкости. Теплопереносящая текучая среда может загружаться в виде твердых частиц, которые плавятся в резервуаре-хранилище 322 для жидкости, либо же в резервуар-хранилище 322 для жидкости может загружаться жидкая теплопереносящая текучая среда. Для циркуляции теплопереносящей текучей среды из резервуара-хранилища 322 для жидкости к теплогенератору и обратно может быть запущен теплогенератор 204 и использованы движущие текучую среду устройства 210. Для нагрева нагревателей в пласте, которые соединены с подающими коллекторами 324 и возвратными коллекторами 326, может быть использована система 328 вторичной теплопереносящей текучей среды. Подача вторичной теплопереносящей текучей среды к части подающего коллектора 324, которая запитывает внутренние трубопроводы нагревателей, может быть остановлена. Возврат вторичной теплопереносящей текучей среды из части возвратного коллектора, куда поступает теплопереносящая текучая среда из внутренних трубопроводов нагревателей, также может быть остановлен. Теплопереносящая текучая среда из теплогенератора 204 может после этого направляться во внутренний трубопровод нагревателей.

Теплопереносящая текучая среда может течь через внутренние трубопроводы нагревателей до переключателей потока, которые перенаправляют поток теплопереносящей текучей среды от внутренних трубопроводов к кольцевым пространствам между внутренними трубопроводами и внешними трубопроводами. После этого теплопереносящая текучая среда может проходить через переключатели потока, которые перенаправляют поток обратно к внутренним трубопроводам. Присоединенные к нагревателям клапаны могут разрешать теплопереносящей текучей среде течь к отдельным нагревателям с целью их последовательного пуска вместо того, чтобы иметь систему циркуляции теплопереносящей текучей среды, которая бы подавала теплопереносящую текучую среду сразу на все нагреватели.

В возвратный коллектор 326 поступает теплопереносящая текучая среда, прошедшая через нагреватели в пласте, которые запитываются от второй системы циркуляции теплопереносящей текучей среды. Из возвратного коллектора 326 теплопереносящая текучая среда может направляться обратно в резервуар-хранилище 322 для жидкости.

Во время начального нагрева система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды может продолжать осуществлять циркуляцию вторичной теплопереносящуюей текучей среды через часть нагревателя, в которую не поступает теплопереносящая текучая среда, поступающая из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды направляет вторичную теплопереносящую текучую среду в том же направлении, что и направление потока теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления система 328 циркуляции вторичной теплопереносящей текучей среды направляет вторичную теплопереносящую текучую среду в направлении, противоположном потоку теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. Вторичная теплопереносящая текучая среда может обеспечивать постоянный поток теплопереносящей текучей среды, поступающей из теплогенератора 204. Поток вторичной теплопереносящей текучей среды может быть остановлен, если выходящая из пласта вторичная теплопереносящая текучая среда горячее вторичной теплопереносящей текучей среды, подаваемой в пласт, из-за теплопереноса с теплопереносящей текучей средой, поступающей из теплогенератора 204. В некоторых вариантах осуществления поток вторичной теплопереносящей текучей среды может быть остановлен, если через определенный период времени возникнут другие условия.

На основании настоящего описания специалисту в данной области станут очевидны дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления разных аспектов изобретения. Соответственным образом, это описание следует рассматривать лишь как иллюстративное, целью которого является показать специалистам общее направление выполнения изобретения. Следует иметь в виду, что показанные и описанные в заявке формы изобретения следует рассматривать как предпочтительные в настоящий момент варианты осуществления. Описанные в заявке элементы и материалы могут быть заменены другими, порядок частей и операций может быть изменен на обратный, а некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимым образом и при этом все из них, как это должно быть очевидным специалистам, содержат в себе выгоду от описания настоящего изобретения. Описанные в заявке элементы могут быть изменены в рамках сути и объема изобретения в том виде, в каком оно описано в приведенной ниже формуле изобретения. Наконец, следует иметь в виду, что описанные в заявке независимым образом признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены.

1. Способ нагрева подземного пласта, характеризующийся тем, что:
подводят тепло от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей; и
обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода.

2. Способ по п.1, в котором для подвода тепла от множества нагревателей обеспечивают циркуляцию нагретой теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод в каждом из указанных нагревателей.

3. Способ по п.1, в котором указанная часть трубопровода, которая перемещается относительно устья скважины, является изолированной.

4. Способ по п.1, в котором дополнительно фиксируют положение трубопровода относительно устья скважины после прекращения значительного изменения длины нагревателя, обусловленного тепловым расширением.

5. Способ по п.1, в котором дополнительно обеспечивают возможность перемещения другой части по меньшей мере одного из трубопроводов указанных по меньшей мере одного из нагревателей относительно неподвижной трубы, находящейся в жидкостной связи с указанными по меньшей мере одним из трубопроводов, при этом неподвижная труба обеспечивает подачу циркулируемой теплопередающей текучей среды в указанные по меньшей мере один из трубопроводов или удаление циркулируемой теплопередающей текучей среды из указанных по меньшей мере одного из трубопроводов.

6. Способ нагрева подземного пласта, характеризующийся тем, что:
подводят тепло в пласт от множества нагревателей путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей, при этом теплопереносящую текучую среду подают в или удаляют из указанного трубопровода, используя неподвижную трубу, связанную по текучей среде с указанным трубопроводом; и
обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно указанной неподвижной трубы с использованием одного или более телескопических соединений, расположенных между трубопроводом и неподвижной трубой, с тем чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода.

7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере часть по меньшей мере одного телескопического соединения содержит по меньшей мере одно жидкостное уплотнение, причем жидкостное уплотнение пространственно отделено от циркулирующей теплопереносящей текучей среды.

8. Способ по п.6, в котором для подвода тепла от множества нагревателей обеспечивают циркуляцию нагретой теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод в каждом из указанных нагревателей.

9. Способ по п.6, в котором часть нагревателя, которая перемещается относительно неподвижной трубы, является изолированной.

10. Способ по п.6, в котором дополнительно фиксируют положение трубопровода относительно неподвижной трубы после прекращения значительного изменения длины трубопровода, обусловленного тепловым расширением.

11. Способ компенсации теплового расширения нагревателя в пласте, характеризующийся тем, что:
подают тепло к части подземного пласта с использованием нагретого нагревателя в указанном пласте; и
поднимают часть нагревателя из пласта с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение нагревателя.

12. Способ по п.11, в котором для подвода тепла обеспечивают протекание теплопереносящей текучей среды через нагреватель.

13. Способ по п.11, в котором часть нагревателя, которая выдвигается из устья скважины, является изолированной.

14. Способ по п.11, в котором дополнительно фиксируют положение нагревателя относительно устья скважины, через которое проходит нагреватель, после прекращения значительного изменения длины нагревателя, обусловленного тепловым расширением.

15. Система для нагрева подземного пласта, содержащая:
множество расположенных в пласте нагревателей, выполненных с возможностью подвода тепла к по меньшей мере части пласта; и
по меньшей мере один гидравлический подъемник, соединенный с частью нагревателя, причем гидравлический подъемник выполнен с возможностью поднимать одну или более частей нагревателя из пласта, с тем чтобы скомпенсировать тепловое расширение нагревателя путем поддержания гидравлического давления во время теплового расширения нагревателя приблизительно таким же, как гидравлическое давление до теплового расширения нагревателя.

16. Система по п.15, характеризующаяся тем, что указанное множество нагревателей выполнено с возможностью подавать тепло по меньшей мере к указанной части подземного пласта, когда теплопереносящая текучая среда циркулирует через один или более нагревателей.

17. Система по п.15, в которой величина подъема, осуществляемого гидравлическим подъемником в отношении нагревателя во время его использования, регулируется на основании измеренного механического напряжения нагревателя.

18. Система по п.15, в которой гидравлический подъемник выполнена с возможностью фиксации положения нагревателя относительно устья скважины, через которое проходит нагреватель, после прекращения значительного изменения длины нагревателя, обусловленного тепловым расширением.

19. Система по п.15, в которой нагреватель, связанный с гидравлическим подъемником, содержит по существу u-образный нагреватель, причем с нагревателем связан по меньшей мере один дополнительный гидравлический подъемник.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного обводнения нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений.

Изобретение относится к подводным устьевым устройствам, обеспечивающим проведение потока углеводородов из нефтяной и/или газовой скважины. Техническим результатом является снижение требований к подводному устьевому оборудованию в отношении стойкости к механическим воздействиям в сочетании с повышенными температурами, исключая тем самым использование дорогостоящих компонентов.

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 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.

Группа изобретений относится к области устранения или уменьшения отложений твердых частиц, таких как твердые частицы парафина, в подводном трубопроводе, по которому транспортируют углеводородные флюиды.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к охлаждающим устройствам буровых скважин, и предназначено для эксплуатации скважин в районах кавернозных, многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и предназначено для активизации и возобновления притоков в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород. Устройство для термостабилизации приустьевой зоны скважин включает совокупность размещенных вокруг устья скважины термостабилизаторов, соединенных через общий коллектор в верхней их части с конденсатором. При этом нижняя часть термостабилизаторов также объединена общим коллектором, а коэффициент оребрения и площадь поверхности неоребренного конденсатора подбираются такими, чтобы обеспечить выполнение приведенного математического выражения. Техническим результатом является обеспечение возможности беспрепятственной эксплуатации и ремонта скважины при эффективной стабилизации теплового состояния приустьевой зоны скважины в многолетнемерзлых породах. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей. При этом обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода. Техническим результатом является повышение эффективности нагрева пласта. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Наверх