Устройства и способы добычи углеводородов

Группа изобретений относится к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ извлечения углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, находящейся в сообщении с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром. Монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине. Цементируют обсадную колонну. Перфорируют обсадную колонну. Размещают пакер в обсадной колонне для разделения обсадной колонны на верхний объем и нижний объем. Размещают скважинный парогенератор в верхнем объеме обсадной колонны таким образом, что он поддерживается пакером. Подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения выхлопного газа в пластовом резервуаре. Подают нагнетаемые текучие среды в пластовый резервуар. Добывают углеводороды через одну или несколько продуктивных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники, к которой относится изобретение

[0001] Варианты осуществления изобретения относятся к способам и устройствам для добычи углеводородов из геологических формаций. Более конкретно, представленные здесь варианты исполнения относятся к извлечению вязких углеводородов из геологических формаций.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0002] По всему миру имеются обширные углеводородсодержащие пластовые резервуары. Многие из этих резервуаров содержат углеводород, часто называемый «битумом», «смолой», «тяжелой нефтью», или «сверхтяжелой нефтью» (здесь совокупно называемых «вязким углеводородом»), который обычно имеет значения вязкости в диапазоне от 100 до более 1000000 сантипуаз. Высокая вязкость этих углеводородов делает их добычу затруднительной и дорогостоящей.

[0003] Каждый пластовый резервуар, содержащий вязкие углеводороды, является уникальным и по-разному ведет себя в условиях разнообразных методов, используемых для извлечения углеводородов из него. В целом применяли нагревание вязкого углеводорода in-situ для снижения его вязкости, чтобы интенсифицировать добычу этих вязких углеводородов. Как правило, вязкие углеводороды из этих пластовых резервуаров могли бы добываться такими методами, как интенсификация притока с циклической закачкой пара (CSS), вытеснение нефти паром (Drive), и гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD), где пар нагнетают с поверхности в пластовый резервуар для нагревания вязкого углеводорода и снижения его вязкости до достаточного для добычи уровня.

[0004] Однако некоторые из этих пластовых резервуаров с вязкими углеводородами располагаются под холодной тундрой или под слоями вечной мерзлоты, и могут находиться столь глубоко, как на 1800 футов (550 м) или более ниже смежного приземного слоя. Современные методы добычи сталкиваются с ограничениями в извлечении углеводородов из этих пластовых резервуаров. Например, затруднительно и непрактично нагнетать пар, генерированный на поверхности, сквозь слои вечной мерзлоты, чтобы нагревать нижележащий пластовый резервуар вязких углеводородов, так как теплота нагнетаемого пара скорее всего будет вызывать расширение или оттаивание вечной мерзлоты. Расширение вечной мерзлоты может обусловливать проблемы со стабильностью ствола буровой скважины и значительные экологические проблемы, такие как выход на поверхность или утечка извлеченных углеводородов у устья буровой скважины или ниже него.

[0005] В дополнение, современные методы добычи вязких углеводородов из пластовых резервуаров сталкиваются с другими ограничениями. Одной такой проблемой является потеря тепловой энергии пара в стволе скважины, когда пар движется от поверхности к пластовому резервуару. Потеря тепла в стволе скважины также распространена в скважинах на морских промыслах, и эта проблема обостряется при увеличении глубины воды и/или глубины скважины до пластового резервуара. Там, где пар генерируют и нагнетают от устья буровой скважины, качество пара (то есть, процентная доля пара, который находится в паровой фазе), нагнетаемого в пластовый резервуар, обычно сокращается с ростом глубины, так как пар охлаждается по мере его перемещения от устья буровой скважины до пластового резервуара, и тем самым качество пара, присутствующего в забое в месте нагнетания, является гораздо более низким, чем у пара, который генерируют на поверхности. Эта ситуация снижает эффективность использования энергии в процессе извлечения углеводородов и связанные с этим темпы добычи углеводородов. Кроме того, производство пара на поверхности создает газы и побочные продукты, которые могут быть вредоносными для окружающей среды.

[0006] Для устранения недостатков нагнетания пара с поверхности известно применение скважинных парогенераторов. Скважинные парогенераторы обеспечивают возможность производства пара в стволе скважины перед нагнетанием в пластовый резервуар. Однако скважинные парогенераторы также создают многочисленные сложности, включающие высокие температуры, проблемы с коррозией, и нестабильные условия сгорания. Эти затруднения часто приводят к разрушениям материалов и термическим нестабильностям и неэффективности эксплуатации.

[0007] Поэтому существует непреходящая потребность в новых и усовершенствованных устройствах и способах извлечения тяжелой нефти с использованием генерирования пара в стволе скважины для повышения теплового коэффициента полезного действия и минимизации воздействия на окружающую среду.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0008] Варианты осуществления описываемого здесь изобретения относятся к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ добычи углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, которая сообщается с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром, монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине, цементируют обсадную колонну, перфорируют обсадную колонну, размещают скважинный парогенератор в обсадной колонне, подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения продукта сгорания и/или продукта испарения в пластовом резервуаре, подают поток нагнетаемых текучих сред в пластовый резервуар, и добывают углеводороды через одну или многие продуктивные скважины.

[0009] В еще одном варианте исполнения представлена наземная установка нефтяного промысла для извлечения углеводородов. Наземная установка включает по меньшей мере одну продуктивную скважину и нагнетательную скважину в сообщении с подземным пластовым резервуаром, причем каждая из по меньшей мере одной продуктивной скважины и нагнетательной скважины имеет устье скважины и ствол скважины, протяженный в подземный пластовый резервуар, первый источник газа и второй источник газа, размещенные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины, и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде с внутренним каналом ствола нагнетательной скважины, и источник топлива и источник воды, позиционированные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины, и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде со скважинным парогенератором, размещенным во внутреннем канале ствола нагнетательной скважины.

[0010] В еще одном варианте исполнения представлена наземная установка нефтяного промысла для извлечения углеводородов. Наземная установка включает нагнетательную скважину рядом по меньшей мере с одной продуктивной скважиной, протяженной в подземный пластовый резервуар, источник газа, размещенный рядом с нагнетательной скважиной, источник топлива и источник воды в сообщении по текучей среде с узлом горелки, позиционированным в нагнетательной скважине, и сепараторный блок в сообщении по текучей среде с продуктивной скважиной и одним из источника топлива и источника воды или с их комбинацией для удаления одного из газа или воды из текучих сред, протекающих через продуктивную скважину, и направления газа или воды к источнику топлива или источнику воды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0011] Для того чтобы вышеперечисленные признаки настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко обобщенное выше, может быть приведено со ссылкой на варианты осуществления, некоторые из каковых иллюстрированы в сопроводительных чертежах. Однако следует отметить, что сопроводительные чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления настоящего изобретения, и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его область, так что изобретение может допускать прочие равным образом эффективные варианты осуществления.

[0012] Фигура 1 представляет схематическое графическое изображение одного варианта исполнения системы управления разработкой месторождения.

[0013] Фигура 2А представляет изометрическое изображение одного варианта исполнения системы нагнетания для интенсификации нефтеотдачи (EOR), которая может быть применена в пластовом резервуаре согласно Фигуре 1.

[0014] Фигура 2В схематически представляет вид в разрезе участка EOR-системы нагнетания, показанной в Фигуре 2А.

[0015] Фигура 3А представляет вид в разрезе многоканального шлангокабельного устройства EOR-системы нагнетания из Фигуры 2.

[0016] Фигура 3В представляет изометрическое изображение еще одного варианта исполнения многоканального шлангокабельного устройства, которое может быть применено с EOR-системой нагнетания согласно Фигуре 2.

[0017] Фигура 4 представляет блок-схему, изображающую один вариант исполнения процесса монтажа/заканчивания, который может быть использован с EOR-системой нагнетания согласно Фигуре 2.

[0018] Фигура 5 представляет вид сбоку, показывающий EOR-процесс с использованием вариантов исполнения EOR-системы нагнетания согласно Фигуре 2.

[0019] Фигура 6 представляет изометрический вид сбоку еще одного варианта исполнения EOR-процесса.

[0020] Фигура 7 представляет схематическое изображение одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры.

[0021] Фигура 8 представляет схематическое изображение еще одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры.

[0022] Чтобы упростить понимание, были использованы идентичные кодовые номера позиций, где это возможно, для обозначения идентичных элементов, которые являются общими в фигурах. Предполагается, что элементы, раскрытые в одном варианте исполнения, могут быть с пользой применены в других вариантах исполнения без конкретного перечисления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0023] Варианты осуществления изобретения относятся к извлечению вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. Вязкие углеводороды, как описываемые здесь, включают углеводороды, имеющие величины вязкости в диапазоне от около 100 сантипуаз (сП) до более чем около 1000000 сП. Варианты осуществления изобретения, как описываемые здесь, могут быть применены в подземных пластовых резервуарах, составленных непористой или пористой горной породой, такой как глинистый сланец, песчаник, известняк, карбонат и их комбинации. Варианты осуществления изобретения могут быть применены в способах третичного метода добычи нефти (EOR) с использованием in-situ нагнетания газообразного продукта сгорания (например, горячих газов) и/или продукта испарения (например, пара), нагнетания химических соединений и/или in-situ нагнетания в пласт химических текучих сред (например, понижающих вязкость текучих сред, таких как диоксид углерода (СО2), азот (N2), кислород (О2), водород (Н2), и их комбинации), нагнетания бактериальных препаратов и/или дисперсных сред, и их комбинаций. Варианты осуществления изобретения представляют скважинный парогенератор для нагнетания продукта сгорания, пара и/или прочих нагнетаемых текучих сред в пластовые резервуары. Скважинный парогенератор, как здесь описываемый, является гравитационно-независимым, и может надежно выполнять сжигание, парообразование и/или нагнетание в горизонтальные буровые скважины, вертикальные буровые скважины или скважины с любой ориентацией между стволами.

[0024] Фигура 1 представляет схематическое графическое изображение одного варианта исполнения системы 100 управления разработкой месторождения с использованием описываемых здесь вариантов исполнения. Система 100 управления разработкой месторождения включает EOR-систему 105 нагнетания, включающую по меньшей мере первую нагнетательную скважину 110 в сообщении по текучей среде с углеводородсодержащим пластовым резервуаром 115. Система 100 управления разработкой месторождения также включает по меньшей мере первую продуктивную скважину 120, которая находится в сообщении по текучей среде с пластовым резервуаром 115 и/или первой нагнетательной скважиной 110. EOR-система 105 нагнетания, включающая первую нагнетательную скважину 110, включает скважинный парогенератор (то есть, горелку 125), которая обеспечивает создание точно рассчитанного парового вала и содействует формированию одной или более зон 130А-130Е продвижения в пластовый резервуар 115.

[0025] Разнообразные текучие среды, такие как топливо, окислитель, и вода или пар, подаются к горелке 125 для направления в пластовый резервуар 115 выхлопной текучей среды, состоящей из пара и побочных продуктов сгорания, которая создает повышенное давление в пластовом резервуаре 115 и нагревает его. Пластовый резервуар 115 подразделяется на зоны 130А-130Е, и через каждую из зон 130А-130Е проведены кривые 135А-135С. Кривая 135А представляет соотношение «газ-углеводород» (например, соотношение «газ/нефть» (GOR)), имеющее место в пластовом резервуаре 115, кривая 135В представляет вязкость углеводорода в пластовом резервуаре 115, и кривая 135С представляет температуру пластового резервуара 115. EOR-система 105 нагнетания подает выхлопную текучую среду от горелки 125 для повышения давления в пластовом резервуаре 115 и нагревания его, чтобы углеводороды в пластовом резервуаре 115 сделать подвижными в сторону продуктивной скважины 120, как показано стрелкой.

[0026] Показанная в Фигуре 1 система 100 управления разработкой месторождения представляет собой моментальный снимок, и каждая из зон 130А-130Е не ограничена пространственными и/или временными рамками, как изображено в графическом представлении согласно Фигуре 1. Как правило, зона 130А представляет собой участок первичного сгорания, где в пластовом резервуаре 115 создается первоначальное повышение давления. Зона 130В представляет собой участок активного горения, где углеводороды в пластовом резервуаре 115 могут быть сожжены и/или окислены. Зона 130С включает участок в пределах пластового резервуара 115, где формируется фронт паронасыщения. Зона 130D включает участок пластового резервуара, где значение GOR может быть наибольшим. Зона 130Е может представлять собой участок пластового резервуара 115, где сделанные подвижными углеводороды находятся вблизи продуктивной скважины 120 для извлечения.

[0027] Горелка 125 может действовать внутри диапазона рабочего давления от около 300 фунтов на квадратный дюйм (psi) (2,07 МПа) до около 1500 psi (10,34 МРа), и, например, вплоть до 3000 psi (20,68 МПа), или больше. Горелка 125 может работать в пределах одиночного диапазона давлений или в многочисленных диапазонах давлений, таких как от около 300 psi (2,07 МПа) до около 3000 psi (20,68 МПа), в зависимости от давления в продуктивном пластовом резервуаре. Эксплуатационные глубины для EOR-системы 105 нагнетания включают от около 2000 футов до около 10000 футов (610-3050 метров). Например, эксплуатационные глубины EOR-системы 105 нагнетания включают от около 2500 футов до около 8500 футов (762-2592 метров) при давлениях от около 500 фунтов на квадратный дюйм, абсолютных (psia) до около 2500 psia (3,45-17,23 МПа, абсолютных). Например, пар из EOR-системы 105 нагнетания при температурах от около 500 градусов Фаренгейта (F) до около 650 градусов F (260-343,3°С) может быть использован в нетронутых пластовых резервуарах на глубинах от около 2500 футов до около 5500 футов (762-1677 метров) и при давлении от около 1100 psia до около 2500 psia (7,58-17,23 МПа, абсолютных). Пар из EOR-системы 105 нагнетания при температурах от около 425 градусов F до около 625 градусов F (218,3-329,4°С) может быть использован в частично истощенных пластовых резервуарах на глубинах от около 2500 футов до около 8500 футов (762-2592 метров) и при давлении от около 750 psia до около 2500 psia (5,17-17,23 МПа, абсолютных). Газовые смеси для горелки 125 могут включать обогащенный воздух (например, от около 35% до около 95% О2), а также, в некоторых вариантах исполнения, некоторую долю понижающего вязкость газа или газов. Например, окислитель, содержащий обогащенный воздух, может быть подведен к горелке 125 в стехиометрическом соотношении таким образом, чтобы была сожжена значительная часть окислителя. В еще одном примере окислитель, содержащий обогащенный воздух с содержанием О2 выше стехиометрического соотношения, может быть подведен к горелке 125 для обеспечения избытка О2 в пластовом резервуаре 115. Избыточный О2 может быть смешан с имеющими пониженную вязкость углеводородами внутри пластового резервуара 115, и они могут быть сожжены с использованием избыточного О2. В еще одном примере окислитель, включающий около 95% О2, может быть объединен с СО2. Эта смесь может создавать избыток О2, который может быть сожжен с имеющими пониженную вязкость углеводородами внутри пластового резервуара 115. Часть избыточного О2 может быть отделена от извлеченных углеводородов и использована повторно.

[0028] Вода может быть подведена к горелке 125 с величиной расхода потока, требуемой для генерирования пара с желательными объемом и качеством, необходимого для оптимизации добычи из пластового резервуара 115. Величины расхода потока могут составлять от не менее, чем около 200 баррелей в день (bpd, баррелей/день), до около 1500 баррелей/день (23,84-178,8 тонн/день), или больше. Горелка 125 может работать для производства пара, имеющего качество пара от около 0 процента до около 80 процентов, или вплоть до 100 процентов. Подводимая в горелку 125 вода может быть очищена до менее, чем около одной части на миллион (млн-1) общего содержания растворенных твердых веществ, чтобы обеспечить более высокое качество пара. Горелка 125 может работать для производства пара в забое буровой скважины с величиной расхода потока от около 750 баррелей/день до около 3000 баррелей/день (89,4-357,6 тонн/день), или больше. Горелка 126 также способна действовать в широком диапазоне величин расхода потока и колебаний давления, таких как в соотношениях от около 16:1 до около 24:1. Горелка 125 может действовать в диапазоне регулирования давления около 4:1, например, от около 300 psi до около 1200 psi (2,07-8,27 МПа), к примеру. Возможен диапазон регулирования давления около 6:1 (вплоть до около 1800 psi (12,41 МПа)). Горелка 125 может работать в диапазоне регулирования величины расхода потока пара около 4:1, например, от около 375 баррелей/день до, к примеру, около 1500 баррелей/день (44,7-178,8 тонн/день) или более. Выхлопные газы, нагнетаемые в пластовый резервуар 115 с использованием горелки 125, могут включать от около 0,5 процента до около 5 процентов избыточного кислорода.

[0029] EOR-система 105 нагнетания может работать для нагнетания в пластовый резервуар 115 нагретых понижающих вязкость газов, таких как азот (N2) и/или диоксид углерода (СО2), кислород (О2), и/или водород (Н2). Оба газа N2 и СО2, каждый из которых является неконденсируемым газом (NCG), имеют относительно низкие удельные теплоемкости и способность удерживать теплоту, и не будут оставаться горячими в течение очень длительного времени, будучи нагнетаемыми в пластовый резервуар 115. При температуре около 150 градусов С, СО2 оказывает весьма умеренное, но благоприятное действие на важные для добычи свойства углеводородов, такие как удельный объем и вязкость нефти. На начальной стадии процесса добычи горячие газы будут передавать свою теплоту пластовому резервуару 115, тем самым содействуя снижению вязкости нефти. По мере охлаждения газов их объем будет сокращаться, снижая вероятность перекрытия коллектора или проскока. Охлажденные газы будут становиться более растворимыми, растворяясь в нефти и обусловливая ее набухание для снижения вязкости, чем достигается преимущество «холодного» режима NCG EOR (интенсификации добычи неконденсируемыми газами). Неконденсируемые газы (NCG) снижают парциальное давление как пара, так и нефти, обеспечивая возможность усиленного испарения обоих. Это ускоренное испарение воды замедляет конденсацию пара, так что он конденсируется и переносит теплоту глубже или дальше в пластовый резервуар 115. Это приводит к улучшенной теплопередаче и интенсификации добычи нефти с использованием EOR-системы 105 нагнетания. Преимущества применения горелки 125 в стволе буровой скважины могут проявляться в более высокой растворимости газа, которая, в свою очередь, снижает вязкость, повышает подвижность и ускоряет добычу нефти из пластового резервуара 115. Например, горячие выхлопные газы (например, пар, СО2, и/или несгоревший О2) из горелки 125 нагревают нефть в пластовом резервуаре, а также обусловливают снижение вязкости нефти в пластовом резервуаре. Нагретые газы разжижают нефть в пластовом резервуаре, что делает нефть способной в большей степени растворять дополнительные понижающие вязкость газы. Повышенная растворимость газов может обусловливать дополнительное снижение вязкости нефти в пластовом резервуаре. Добавление нагретых газов к пару также имеет результатом более высокое значение скрытой теплоты пара, и более глубокое (или более дальнее) проникновение пара в пластовый резервуар 115 благодаря снижению парциального давления водяного пара. Это сочетание ускоряет добычу нефти в пластовом резервуаре 115.

[0030] Объем выхлопного газа из горелки 125 может составлять приблизительно 3 тысячи кубических футов (газа) (84,9 м3) на баррель (Mcf/bbl) (119,2 л) пара или более, что может обеспечить ускорение добычи нефти из пластового резервуара 115. Когда горячий газ перемещается впереди нефти, он быстро остывает до температуры пластового резервуара. Когда он охлаждается, теплота передается пластовому резервуару, и объем газа сокращается. В отличие от традиционного низконапорного режима, объем газа, когда он достигает продуктивной скважины, является значительно меньшим, что, в свою очередь, уменьшает вероятность проскока газа, или задерживает его. Например, N2 и СО2, а также прочие газы, могут прорываться впереди фронта паронасыщения, но в это время газы будут иметь температуру пластового резервуара. Горячий пар из EOR-системы 195 нагнетания будет следовать за ними, но будет конденсироваться, когда он достигает холодных областей, передавая свою теплоту пластовому резервуару, причем образовавшийся конденсат действует как дополнительный механизм приведения нефти в движение. В дополнение, объем газа сокращается при более высоком давлении (значение V прямо пропорционально 1/Р). Поскольку склонность газа к перекрытию коллектора при низком насыщении газом ограничена низкой относительной проницаемостью для газа, образование языков контролирутеся, и добыча нефти ускоряется.

[0031] Зона 130А представляет собой объем пластового резервуара 115, смежный с нагнетательной скважиной 110. Зона 130А может включать участок первичного горения, где создается первоначальное повышение давления. В результате этого горения температура вязкого углеводорода повышается, и его вязкость в зоне 130А снижается. По прошествии некоторого времени обработки углеводороды в зоне 130А будут истощены вследствие фронта паронасыщения, созданного горелкой 125. Истощение углеводородов в зоне 130А обусловливается одним фактором или сочетанием перемещения углеводородов в сторону продуктивной скважины 120 и расходования углеводородов в результате сгорания. Например, остаточная нефть позади фронта паронасыщения может быть израсходована в результате сгорания с избытком кислорода, подведенного в пластовый резервуар 115 во время EOR-процесса. Зона 130В может включать участок активного горения, где температура достигает максимума, и вязкость снижается. В одном варианте исполнения температура в зоне 130В может составлять от около 300 градусов Цельсия (С) до около 600 градусов С. В зоне 130В температура достигает максимума, который снижает вязкость углеводородов. Через горелку 125 в пластовый резервуар 115 также может быть закачан избыточный кислород (О2), который может быть использован для in-situ окисления любой остаточной нефти, которая минует фронт паронасыщения.

[0032] Зона 130С представляет собой паровой участок, где может находиться фронт паронасыщения, сформированный зонами 130А и 130В. Подводимый в зону 130С пар движется в сторону продуктивной скважины 120, причем способствует снижению вязкости нефти перед зоной 130С и также выталкивает углеводороды в сторону продуктивной скважины 120. В зоне 130D вязкость возрастает по мере снижения температуры пластового резервуара, но этому противодействует растворение холодных NCG-газов в нефтяном вале перед фронтом паронасыщения. Эта область достигает наивысшего соотношения «газ/нефть» (GOR), имеющего место в пластовом резервуаре 115. Температуры в зоне 130D могут составлять около 100 градусов С. В зоне 130Е продуктивная скважина 120 окружена нефтью, которая была вытеснена вперед в результате процесса сгорания и имеет относительно высокую вязкость, по сравнению с другими участками с более высокими температурами. Однако вязкость все же является гораздо более низкой, чем в исходных условиях пластового резервуара. В одном аспекте подвижность углеводородов в пластовом резервуаре 115 увеличивается вследствие разнообразных режимов нагревания, взаимодействий с понижающими вязкость газами, и прочими факторами выделения энергии и/или химическими реакциями, обусловленными EOR-системой 105 нагнетания. Например, углеводороды и/или пластовый резервуар 115 могут быть нагреты прямым нагреванием от горелки 125, и/или выгоранием остаточных углеводородов. На участках системы 100 управления разработкой месторождения свободная энергия выделяется вследствие фазового изменения, которое поставляет теплоту, поглощаемую углеводородами и/или пластовым резервуаром 115. Кроме того, вязкость углеводородов снижается в результате взаимодействия с понижающими вязкость газами, которые подводятся в пластовый резервуар EOR-системой 105 нагнетания.

[0033] Фигура 2А представляет изометрическое изображение одного варианта исполнения EOR-системы 105 нагнетания, которая может быть применена в пластовом резервуаре 115 согласно Фигуре 1. Фигура 2В схематически представляет вид в разрезе участка EOR-системы 105 нагнетания, показанной в Фигуре 2А. EOR-система 105 нагнетания включает устье 200 буровой скважины, соединенное с нагнетательной скважиной 110. Нагнетательная скважина 110 включает трубчатую обсадную колонну 205, имеющую внутренний канал 210 (например, межтрубное пространство). Во внутреннем канале 210 размещен скважинный парогенератор 220, и может, по меньшей мере частично, поддерживаться многоканальным шлангокабельным устройством 225, протяженным вниз в обсадной колонне 205 от устья 200 буровой скважины. Скважинный парогенератор 220 включает узел 230 головки горелки, соединенный с камерой 235 сгорания. С камерой 235 сгорания соединена испарительная камера 240. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 также содержит трубопроводы и сигнальные линии или линии управления для эксплуатации и регулирования скважинного парогенератора 220. Трубопроводы для текучих сред, устройства мониторинга/управления и устройства для передачи сигналов могут быть объединены в многоканальное шлангокабельное устройство 225 или заключены в корпус внутри многоканального шлангокабельного устройства 225. Устройства мониторинга/управления включают электронные датчики и исполнительные механизмы, клапаны, которые обеспечивают регулирование потоков текучих сред в скважинный парогенератор 220. Устройства для передачи сигналов включают телеметрические системы для связи с наземным оборудованием и устройствами мониторинга/управления. Для упрощения соединений между скважинным парогенератором 220 и многоканальным шлангокабельным устройством 225 может быть использован контрфланец 260. Контрфланец 260 может представлять собой быстродействующее соединительно-разъединительное устройство, способное выдерживать вес скважинного парогенератора 220, в то же время упрощая подключение любых флюидных и/или электрических соединений между многоканальным шлангокабельным устройством 225 и скважинным парогенератором 220. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 может быть конфигурировано для поддерживания скважинного парогенератора 220 в обсадной колонне 205.

[0034] В эксплуатационном режиме в скважинный парогенератор 220 подают топливо и окислитель для генерирования выхлопного газа. Топливо, подводимое к узлу 230 головки горелки, может включать природный газ, синтез-газ, водород, бензин, дизельное топливо, керосин или прочие подобные топлива. Топливо и окислитель воспламеняются в камере 235 сгорания. В одном эксплуатационном режиме топливо сгорает в скважинном парогенераторе 220 для производства выхлопного газа без генерирования пара. Когда в качестве выхлопного газа предпочтительным является пар, то воду, или в некоторых ситуациях насыщенный пар (то есть, двухфазную смесь жидкой воды и пара), подводят в испарительную камеру 240, где она нагревается в результате сгорания топлива и окислителя в камере 235 сгорания для производства в ней высококачественного пара. Выхлопной газ, образованный в результате реакции в скважинном парогенераторе 220, перед нагнетанием в пластовый резервуар 115 протекает через верхний выпускной канал 245А и нижний выпускной канал 245В. Нагнетаемые текучие среды, такие как О2, и прочие понижающие вязкость газы, такие как Н2, N2 и/или СО2, а также бактериальные частицы, ферменты, каталитические реагенты, проппанты, маркеры, индикаторы, мыла, стимуляторы, промывные средства, наночастицы, в том числе нанокатализаторы, химические реагенты или их комбинации, могут быть направлены в скважинный парогенератор 220 и смешаны с выхлопным газом, который подается в пластовый резервуар 115 через нижний выпускной канал 245В. В альтернативном варианте, жидкость или газ, включающие, но не ограничивающиеся понижающими вязкость газами, бактериальные частицы, наночастицы или их комбинации, могут нагнетаться в пластовый резервуар 115 через камеру 235 сгорания, когда скважинный парогенератор 220 не производит пар. Альтернативно или дополнительно, нагнетаемые текучие среды, такие как О2, и другие понижающие вязкость газы, такие как Н2, N2 и/или СО2, а также бактериальные частицы, наночастицы или их комбинации, могут быть направлены в пластовый резервуар 115 через нижний выпускной канал 245В по отдельному трубопроводу 242, без введения в камеру 235 сгорания. Добавочные жидкости, газы и другие нагнетаемые текучие среды могут протекать в пластовый резервуар 115 в то время, когда скважинный парогенератор 220 генерирует пар, или когда скважинный парогенератор 220 не производит пар. Например, скважинный парогенератор 220 может выполнять производство пара и/или нагнетаемых текучих сред в пластовый резервуар 115 в течение желательного периода времени. В другие периоды времени скважинный парогенератор 220 может не использоваться для производства пара, тогда как нагнетаемые текучие среды направляются в пластовый резервуар 115. Циклы включения/выключения скважинного парогенератора и/или циклическое применение нагнетаемых текучих сред могут повторяться, если необходимо, чтобы содействовать снижению вязкости и усилению подвижности нефти в пластовом резервуаре 115.

[0035] В некоторых вариантах исполнения скважинный парогенератор 220 включает уплотнительное устройство, такое как пакер 250. Пакер 250 может быть применен для разделения внутреннего канала 210 между участком скважинного парогенератора 220 и обсадной колонной 205 на верхний объем 255А и нижний объем 255В. Пакер 250 используется как уплотнение для текучей среды и давления. Пакер 250 также может быть применен для удержания веса скважинного парогенератора 220 в нагнетательной скважине 110. Как показано в Фигуре 2В, пакер 250 включает расширяемый участок 268, который способствует герметизации между верхним выпускным каналом 245А скважинного парогенератора 220 и внутренней стенкой обсадной колонны 205. В одном аспекте расширяемый участок 268 поддерживает давление в нижнем объеме 255В (то есть, предотвращает прорыв пара/газов вверх в обсадную колонну 205), а также сводит к минимуму утечку между верхним объемом 255А и нижним объемом 255В обсадной колонны 205.

[0036] В некоторых вариантах исполнения жидкость или газ могут быть подведены из источника 258 текучей среды для подачи пакерной текучей среды 270А в верхний объем 255А. Пакерная текучая среда 270А может быть использована для передачи теплоты из скважинного парогенератора 220. Пакерная текучая среда 270А также может способствовать минимизации потерь давления в верхний объем 255А из пластового резервуара 115. В одном варианте исполнения пакерная текучая среда 270А может представлять собой жидкость или газ, подводимые из патрубка 272, размещенного на многоканальном шлангокабельном устройстве 225. Жидкость или газ, подводимые в верхний объем 255А, могут быть сжатыми до большего давления, чем давление в нижнем объеме 255В. В то время как некоторые участки обсадной колонны 205 могут быть нагретыми в результате сгорания в скважинном парогенераторе 220, пакерная текучая среда 270А проводит теплоту от скважинного парогенератора 220, что может сводить к минимуму нагревание горной породы и/или вечной мерзлоты, которая окружает обсадную колонну 205. Пакер 250 также может быть использован для предотвращения потерь текучей среды в верхний объем 255А внутреннего канала 210 из нижнего объема 255В. Пакер 250 может быть оснащен пакерной текучей средой 270А, пригодной для противостояния температурам, создаваемым при использовании скважинного парогенератора 220. В одном варианте исполнения пакерная текучая среда 270А представляет собой теплопроводную жидкость с высокими температурой кипения и вязкостью. Пакерная текучая среда 270А может включать рассол, ингибиторы коррозии, поглотители О2, антибактериальные агенты или их комбинации, а также другие жидкости. Пакерная текучая среда 270А может включать рассол, ингибиторы коррозии, бромиды, формиаты, галогениды, полимеры, поглотители О2, антибактериальные агенты или их комбинации, а также другие жидкости. Дополнительно, пакерная текучая среда 270А может протекать в верхний объем 255А и вытекать из него (то есть, циркулировать).

[0037] Источник 258 текучей среды может облегчать теплообмен для отведения тепла от пакерной текучей среды 270А до того, как текучая среда протечет в верхний объем 255А. В одном варианте исполнения в верхнем объеме 255А может быть использована двухфазная пакерная текучая среда. Двухфазная пакерная текучая среда включает пакерную текучую среду 270А, а также пакерную текучую среду 270В, размещенную выше пакерной текучей среды 270А. Пакерная текучая среда 270В может представлять собой газ, такой как N2, инертный газ или газы, или их комбинации. Пакерная текучая среда 270В может быть газовой подушкой, расположенной в верхней части обсадной колонны 205 для контроля температуры кипения (то есть, предотвращения кипения) пакерной текучей среды 270А. Пакерная текучая среда 270В может быть подведена в верхний объем 255А из источника 258 текучей среды. Пакерная текучая среда 270В может быть подвергнута сжатию до большего давления, чем давление в нижнем объеме 255В. Между скважинным парогенератором 220 и расширяемым участком 268 может быть предусмотрено запорное устройство 280. Запорное устройство 280 может представлять собой временную соединительную муфту между пакером 250 и верхним выпускным каналом 245А скважинного парогенератора 220. Запорное устройство 280 может быть оснащено срезными штифтами для упрощения разъединения со скважинным парогенератором 220, когда скважинный парогенератор 220 извлекают из нагнетательной скважины 110.

[0038] Для предотвращения утечки жидкостей или газов из нижнего объема 255В в верхний объем 255А используют создание избыточного давления в верхнем объеме 255А. Жидкость или газ, подводимые в верхний объем 255А, могут благодаря теплопроводности содействовать охлаждению верхней части генераторного оборудования отведением некоторой тепловой энергии от скважинного парогенератора 220 и рассеиванию его в более обширном объеме ствола скважины выше скважинного парогенератора 220. Этот расширенный теплоперенос может снижать температуру на поверхности раздела с пакерной текучей средой, чтобы предотвращать закипание пакерной текучей среды при воздействии температур, создаваемых при применении скважинного парогенератора 220. Газ, подводимый в верхний объем 255А, может представлять собой воздух, N2, СО2, гелий (Не), аргон (Ar), прочие пригодные охлаждающие текучие среды, и их комбинации. Альтернативно или дополнительно, над скважинным парогенератором 220 может быть размещен радиатор 256 для рассеивания тепловой энергии на участке обсадной колонны 205, ближайшем к верхнему концу скважинного парогенератора 220. Радиатор 256 может быть использован для рассеивания тепла от скважинного парогенератора 220 и/или поддержки элементов, которые могут быть в тепловом контакте со скважинным парогенератором 220. Один или оба из хладагента и радиатора 256 используются для поддержания более низкой температуры на верхнем конце скважинного парогенератора 220. Радиатор 256 может представлять собой комбинацию твердого материала, жидкости или газов, которую применяют для снижения температуры любого оборудования выше скважинного парогенератора 220. EOR-система 105 нагнетания также может включать блок 252, который размещен между многоканальным шлангокабельным устройством 225 и скважинным парогенератором 220. Блок 252 может представлять собой массив из плотного материала, такого как металл, который облегчает опускание скважинного парогенератора 220 в обсадную колонну 205. Скважинный парогенератор 220 также может включать комплект 270 датчиков. Комплект 270 датчиков может включать один или более датчиков, связанных со скважинным парогенератором 220, в том числе с другими частями EOR-системы 105 нагнетания. Комплект 270 датчиков может быть использован для отслеживания одного или комбинации параметров из давления, течения, вязкости, плотности, угла наклона, ориентации, акустических характеристик, уровней текучей среды (газа или жидкости) и температуры внутри нагнетательной скважины 110, для облегчения управления скважинным парогенератором 220 и/или EOR-системой 105 нагнетания.

[0039] В качестве альтернативного процесса заканчивания для скважинного парогенератора 220, для опускания скважинного парогенератора 220 в нагнетательную скважину 110 могут быть использованы одна или более колонн труб. Топливо, окислитель и вода могут быть подведены к скважинному парогенератору 220 через одну или более колонн труб. Отдельные устройства для передачи сигналов, такие как провода или оптоволоконные кабели, могут быть соединены со скважинным парогенератором 220 и опущены в нагнетательную скважину 110 для упрощения управления скважинным парогенератором 220. В одном аспекте могут быть применены только две колонны труб. Одна колонна труб может быть использована для топлива, и одна колонна труб может быть применена для окислителя. Вода может быть подведена по внутреннему каналу 210 нагнетательной скважины 110 выше скважинного парогенератора 220. Вода может быть направлена в камеру 235 сгорания для производства пара, который подается в пластовый резервуар 115.

[0040] Фигура 3А представляет вид в разрезе многоканального шлангокабельного устройства 225 для скважинного парогенератора 220 из Фигуры 2. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 включает цилиндрический корпус 300, который выполнен из жесткого или полужесткого материала. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 может быть изготовлено из металлических материалов или пластических материалов, имеющих физические свойства, которые обеспечивают поддерживание скважинного парогенератора 220. Примеры материалов включают сталь, нержавеющую сталь, легковесные металлические материалы, такие как титан, алюминий, а также полимеры или пластики, такие как простые полиэфирэфиркетоны (РЕЕК), поливинилхлорид (PVC), и тому подобные. Цилиндрический корпус 300 включает многочисленные трубы для передачи текучих сред и сигналов от наземных источников к скважинному парогенератору 220 (показанному в Фигуре 2). Корпус 300 включает центральный трубопровод 305 и многочисленные периферийные трубы 310-335. Любая комбинация периферийных труб 310-335 может быть селективно использована в сочетании с центральным трубопроводом 305 для протекания текучих сред к скважинному парогенератору 220 и/или вокруг скважинного парогенератора 220 (то есть, в нижний объем 255В) для подачи в пластовый резервуар 115. Кроме того, в дополнение к протеканию текучих сред к скважинному парогенератору 220, один или более из центрального трубопровода 305 и периферийных труб 310-355 могут быть использованы в качестве несущих элементов, применяемых для поддерживания скважинного парогенератора 220 в нагнетательной скважине 110.

[0041] Центральный трубопровод 305 может быть использован для пропускания потоков воздуха, обогащенного воздуха, кислорода, СО2, N2, или их комбинаций, к скважинному парогенератору 220. Центральный трубопровод 305 может быть применен для подачи окислителя к узлу 230 головки горелки, чтобы содействовать реакции горения и/или процессу испарения в скважинном парогенераторе 220. Альтернативно или дополнительно, по центральному трубопроводу 305 можно подводить газообразные окислители в избытке относительно молярного количества, необходимого для реакции горения в скважинном парогенераторе 220. Этим путем подаются газообразные окислители, такие как воздух, обогащенный воздух (воздух, имеющий около 35% кислорода), кислород с 95%-ной чистотой, и их комбинации. Первый трубопровод 310 может быть использован для протекания газообразного или жидкого топлива к узлу 230 головки горелки. Топливо, подводимое к узлу 230 головки горелки, может включать природный газ, синтез-газ, водород, бензин, дизельное топливо, керосин или другие подобные топлива. Второй трубопровод 315 может быть использован для протекания воды или насыщенного пара, к испарительной камере 240 скважинного парогенератора 220. Третий трубопровод 320 и четвертый трубопровод 325 могут быть применены для протекания понижающего вязкость газа, такого как СО2, N2, О2, Н2, или их комбинаций, в скважинный парогенератор 220 и/или в нижний объем 255В внутреннего канала 210. Пятый трубопровод 330 может быть использован для пропускания потока частиц к скважинному парогенератору 220 и/или в нижний объем 255В внутреннего канала 210. Частицы могут включать катализаторы, такие как нанокатализаторы, микробы или другие частицы, и/или понижающие вязкость элементы. Один или более из кабелепроводов 335 системы управления могут быть предусмотрены на корпусе 300 для электрических сигналов, регулирующих запальные устройства (не показаны) и/или клапаны (не показаны) для контроля потоков текучих сред внутри скважинного парогенератора 220. Кабелепроводы 335 системы управления могут представлять собой провода, оптические волокна или другие среды для передачи сигналов, которые обеспечивают обмен сигналами между поверхностью и скважинным парогенератором 220. В корпусе 300 или на нем также может быть предусмотрен датчик 340. Датчик 340 может быть использован для мониторинга одного параметра или комбинации давления, течения, вязкости, плотности, угла наклона, ориентации, акустических характеристик, уровней текучей среды (газа или жидкости) и температуры. Например, датчик 340 может быть применен для определения температур внутри обсадной колонны 205, давлений внутри обсадной колонны 205, измерений глубины и их комбинаций. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 может представлять собой непрерывный жесткий или полужесткий (то есть, гибкий) несущий элемент, как показано в Фигуре 2, или может включать многочисленные модульные секции, как показано в Фигуре 3В. Модульные секции могут быть соединены одним или более несущими элементами 345, которые могут включать трос. В вариантах исполнения, где многоканальное шлангокабельное устройство 225 включает две или более модульных секции, центральный трубопровод 305 и периферийные трубы 310-335 могут содержать гибкие патрубки 350, такие как трубки или шланги, для подачи текучих сред к скважинному парогенератору 220 и/или в нижний объем 255В внутреннего канала 210. В одном альтернативном варианте исполнения, любые из трубопроводов для текучих сред и/или кабелепроводов системы управления могут индивидуально обеспечивать связь между поверхностью и скважинным парогенератором 220, вместо того, чтобы быть объединенными в пучок внутри многоканального шлангокабельного устройства 225.

[0042] Скважинному парогенератору 220 могут быть приданы размеры для введения внутрь обсадной колонны и/или хвостовика любой типичной продуктивной скважины. Скважинный парогенератор 220 может иметь размеры для соответствия обсадным колоннам с диаметрами величиной около 5-1/2 дюймов (139,7 мм), около 7 дюймов (177,8 мм), около 7-5/8 дюймов (193,7 мм), и около 9-5/8 дюймов (244,5 мм), или больше. Скважинный парогенератор 220 может иметь общую длину около 8 футов (2,44 м). В одном варианте исполнения диаметр скважинного парогенератора 220 может составлять около 5,75 дюйма (146 мм). Скважинный парогенератор 220 может быть совместимым с пакером 250 с размерами от около 7 дюймов (177,8 мм) до около 7-5/8 дюймов (193,7 мм), до около 9-5/8 дюймов (244,5 мм). Скважинный парогенератор 220 может быть изготовлен из углеродистой стали или из коррозионностойких материалов, таких как нержавеющая сталь, никель, титан, их комбинации и их сплавы, а также из других устойчивых к коррозии сплавов (CRA). Скважинный парогенератор 220 и многоканальное шлангокабельное устройство 225 могут быть использованы в обсадной колонне под углом наклона от около 20 градусов до 45 градусов. Однако модульная конструкция многоканального шлангокабельного устройства 225 и компактные габариты скважинного парогенератора 220 позволяют применять EOR-систему 105 нагнетания под любым углом наклона.

[0043] Фигура 4 представляет блок-схему, изображающую один вариант исполнения процесса 400 монтажа/заканчивания, который может быть использован с EOR-системой 105 нагнетания согласно Фигуре 2. Процесс 400 начинают со стадии 410, которая включает бурение нагнетательной скважины в пластовый резервуар по соседству с одной или более продуктивными скважинами вблизи пластового резервуара. Стадия 420 включает размещение обсадной колонны в стволе нагнетательной скважины. Монтаж обсадной колонны может включать стадию, в которой цементируют ствол буровой скважины. Монтаж обсадной колонны также может включать перфорацию обсадной колонны. Для увеличения долговечности нагнетательной скважины имеются многообразные варианты обсадной колонны и/или цементирования. Обсадная колонна может включать обсадные колонны двух типов: обсадную колонну, состоящую из коррозионностойких сплавов (CRA), и обсадную колонну из углеродистой стали без каких-нибудь характеристик коррозионной стойкости. Варианты будут разъяснены ниже и зависят от местоположения (то есть, глубины) пакера, когда скважинный парогенератор 220 впоследствии устанавливают в обсадную колонну.

[0044] В качестве одного варианта, обсадная колонна из углеродистой стали может быть использована для всего ствола буровой скважины, с частью обсадной колонны вблизи места на глубине положения пакера, и ниже по потоку относительно него, зацементированной высокотемпературным цементом. Этот вариант может быть менее дорогостоящим благодаря стоимости обсадной колонны из углеродистой стали сравнительно с обсадной колонной из CRA. Этот вариант может быть применен там, где процедура заканчивания оценивается как короткая (менее, чем около 2-3 лет), так как более продолжительное воздействие коррозионно-агрессивной среды на обсадную колонну из углеродистой стали ниже пакера может вызывать преждевременный выход буровой скважины из строя.

[0045] В качестве еще одного варианта, обсадная колонна из углеродистой стали может быть использована от поверхности до места немного выше по потоку относительно глубины местоположения пакера, и обсадная колонна из CRA может быть продолжена от этого места до забоя буровой скважины. Часть обсадной колонны вблизи местоположения пакера, и ниже по потоку относительно него, может быть цементирована высокотемпературным цементом. Этот вариант может потребовать только около двух звеньев (длин) обсадной колонны из CRA, и остальная часть представляет собой обсадную колонну из углеродистой стали. Этот вариант может обеспечить более длительную продолжительность эксплуатации буровой скважины, так как участок обсадной колонны, подверженный воздействию коррозионно-агрессивной среды ниже пакера, защищен от коррозии. Этот вариант также может сэкономить затраты, поскольку большая часть буровой скважины составлена обсадной колонной из углеродистой стали.

[0046] Еще один вариант включает применение обсадной колонны из углеродистой стали от поверхности до места несколько выше по потоку относительно глубины положения пакера, и с использованием обсадной колонны из углеродистой стали с покрытием из CRA на внутреннем диаметре обсадной колонны из углеродистой стали от этого места до забоя буровой скважины. Часть плакированной коррозионностойкими сплавами (CRA) обсадной колонны из углеродистой стали вблизи местоположения пакера, и ниже по потоку относительно него, может быть цементирована высокотемпературным цементом. Этот вариант может обеспечивать более длительную продолжительность эксплуатации буровой скважины, так как участок обсадной колонны, подверженный воздействию коррозионно-агрессивной среды ниже пакера, защищен от коррозии покрытием из CRA. Этот вариант также может сэкономить затраты, поскольку буровая скважина полностью составлена обсадной колонной из углеродистой стали с участком вблизи и ниже пакера, имеющим покрытие из CRA, которая является менее дорогостоящей, чем обсадная колонна из CRA.

[0047] Стадия 430 включает размещение скважинного парогенератора в обсадной колонне. Стадия 430 может включать многочисленные этапы приработки. Первый этап приработки может состоять в позиционировании пакера в стволе буровой скважины. Пакер может быть установлен и приведен в действие для разделения внутреннего канала 210 обсадной колонны. Второй этап приработки может состоять в размещении скважинного парогенератора выше по стволу скважины относительно пакера. Во время этой стадии многоканальное шлангокабельное устройство будет присоединено к скважинному парогенератору, что содействует поддержанию и позиционированию скважинного парогенератора. Скважинный парогенератор может включать секцию выпускного канала ниже по потоку относительно испарительной камеры 240 (показанной в Фигуре 2), которая соединена с расположенным выше по потоку участком пакера и образует с ним уплотнение. Уплотнение конфигурировано как полупостоянное соединение между выпускным каналом и пакером.

[0048] Стадия 440 включает эксплуатацию скважинного парогенератора для обеспечения снижения вязкости углеводородов в пластовом резервуаре. В одном эксплуатационном режиме скважинный парогенератор 220 производит тепло и создает давление в пластовом резервуаре путем генерирования пара, образования горячих выхлопных газов, и/или нагнетания текучих сред, с проведением или без проведения реакции горения в скважинном парогенераторе 220. Например, тепло может производиться генерированием пара в скважинном парогенераторе 220. В этом эксплуатационном режиме пар, а также выхлопные газы, протекают в пластовый резервуар. В еще одном примере тепло может быть произведено сгоранием топлива внутри скважинного парогенератора 220 без генерирования пара. Этот режим производит выхлопной газ, который нагревает пластовый резервуар. Выхлопной газ также может быть использован для создания повышенного давления в пластовом резервуаре. Создание повышенного давления также может включать подачу в пластовый резервуар нагнетаемых текучих сред, таких как Н2, N2 и/или СО2, а также бактериальных частиц, ферментов, каталитических реагентов, проппантов, маркеров, индикаторов, мыл, стимуляторов, промывных средств, наночастиц, в том числе нанокатализаторов, химических реагентов или их комбинаций. В одном примере эксплуатации нагнетаемые текучие среды могут быть подведены с паром или без пара и/или образования выхлопной текучей среды скважинным парогенератором 220. Необязательная стадия 435 может включать заполнение обсадной колонны выше пакера текучей средой для содействия теплоизоляции и/или поддержания давления в межтрубном пространстве обсадной колонны выше пакера. Для дополнительного регулирования давления может быть использован пластовый газ.

[0049] После времени эксплуатации в ходе стадии 440 скважинный парогенератор и/или пакер могут потребовать восстановления. Плановый период восстановления может составлять около трех лет эксплуатации EOR-системы 105 нагнетания. После этого периода времени добыча углеводородов из пластового резервуара может снижаться. Если уровень добычи сокращается ниже предела, который делает ее нерентабельной, тогда EOR-процесс завершают, как показано в стадии 450, и пластовый резервуар может быть оставлен. Если уровень добычи превышает нижний допустимый предел, то процесс продолжают до стадии 460, которая включает восстановление EOR-системы 105 нагнетания. Восстановление может включать извлечение скважинного парогенератора из ствола скважины, обследование и замену изношенных деталей генератора. Пакер также может быть проверен и восстановлен/заменен, если необходимо, во время этой стадии. После технического обслуживания скважинного парогенератора и/или пакера процесс может быть продолжен с повторением стадий 430 и 440.

[0050] Фигура 5 представляет вид сбоку EOR-процесса 500 с использованием вариантов исполнения EOR-системы 105 нагнетания, как здесь описываемой. EOR-процесс 500 включает первую наземную установку 505, которая включает EOR-систему 105 нагнетания, и вторую наземную установку 510. Первая наземная установка 505 включает нагнетательную скважину 110, которая находится в сообщении с пластовым резервуаром 115. Вторая наземная установка 510 включает первую продуктивную скважину 120 и вторую продуктивную скважину 507, которая находится в сообщении с пластовым резервуаром 115. Вторая наземная установка 510 также включает ассоциированные системы обеспечения добычи нефти, такие как обрабатывающая установка 515 и складское хозяйство 520. Первая наземная установка 505 может включать источник 530 сжатого газа, источник 535 топлива и источник 540 прекурсора пара, которые находятся в отдельном сообщении по текучей среде с устьем 200 нагнетательной скважины 110. Первая наземная установка 505 также может включать источник 545 понижающих вязкость средств, которая находится в отдельном сообщении по текучей среде с устьем 200 буровой скважины.

[0051] При работе EOR-процесс 500 может начинаться после того, как пробуривают нагнетательную скважину 110, и скважинный парогенератор 220 размещают в стволе нагнетательной скважины 110 согласно процессу 400 монтажа/заканчивания, описанному в Фигуре 4. Топливо подводят от источника 535 топлива к скважинному парогенератору 220 по трубопроводу 550. Воду подают от источника 540 прекурсора пара к скважинному парогенератору 220 по трубопроводу 555. Окислитель, такой как воздух, обогащенный воздух (имеющий около 35% кислорода), кислород с 95%-ной чистотой, кислород плюс диоксид углерода и/или кислород плюс другие инертные разбавители может быть подведен от источника 530 сжатого воздуха к устью 200 буровой скважины по трубопроводу 542. Источник 530 сжатого воздуха может включать кислородную станцию (например, один или более резервуаров с жидким О2 и устройство для преобразования в газ) и один или более компрессоров.

[0052] Источник 535 топлива и/или источник 540 прекурсора пара могут представлять собой автономные резервуары-хранилища, которые по потребности пополняются во время EOR-процесса. В альтернативном варианте, для источника 535 топлива и/или источника 540 прекурсора пара могут быть использованы доступные на месте промысла текучие среды, такие как повторно используемая вода и горючие текучие среды из нефти, добытой из пластового резервуара 115. Например, нефть, извлеченная из продуктивной скважины 120, может быть подвергнута обработке в процессе разделения в сепараторном блоке для удаления воды и прочих текучих сред из извлеченной нефти. Добытая нефть может быть направлена в первую обрабатывающую установку 560А, где ее подвергают обработке и направляют к устью 200 буровой скважины по трубопроводу 555. Избыточная вода может быть отведена и оставлена на хранение в источнике 540 прекурсора пара, пока не понадобится. Подобным образом нефть, извлеченная из продуктивной скважины 120, может быть отправлена во вторую обрабатывающую установку 560В. Вторая обрабатывающая установка 560В может быть использована для разделения текучих сред, таких как газы или жидкости, которые могут быть применены в качестве топлива (например, водород, природный газ, синтез-газ). Вторая обрабатывающая установка 560В также может быть оборудована для разделения нефти на фракции бензина или дизельного топлива, для использования в качестве топлива в скважинном парогенераторе 220. Повторно используемая(-мые) топливная(-ные) текучая(-чие) среда(-ды) может(-гут) быть направлена(-ны) к устью 200 буровой скважины по трубопроводу 555. Избыточная(-ные) топливная(-ные) текучая(-чие) среда(-ды) может(-гут) быть отведена(-ны) и оставлена(-ны) на хранение в источнике 535 топлива, пока не потребуется(-ются).

[0053] Источник 545 понижающих вязкость агентов может поставлять нагнетаемые текучие среды, такие как газообразные понизители вязкости (например, N2, СО2, О2, Н2), дисперсные материалы (например, наночастицы, микробы), а также другие жидкости или газы (например, текучие среды в качестве ингибиторов коррозии), к скважинному парогенератору 220 через устье 220 буровой скважины по трубопроводу 565. Источник 545 понижающих вязкость агентов может представлять собой приточный трубопровод и/или автономный(-ные) резервуар-хранилище(-ща), которые пополняются по потребности во время EOR-процесса. В альтернативном варианте, источник 545 понижающих вязкость агентов может дополняться и/или пополняться с использованием повторно используемого материала из нефти, добытой из продуктивной скважины 120. Например, вторая обрабатывающая установка 560В может быть конфигурирована для отделения газов (например, газообразных понизителей вязкости) и/или частиц от извлеченной нефти. Предназначенные для повторного использования газы и/или частицы могут быть направлены к устью 200 буровой скважины по трубопроводу 565. Избыточные газы и/или частицы могут быть отведены и отставлены на хранение в источнике 545 понижающих вязкость агентов, пока не потребуются.

[0054] Хотя это не показано, вторая продуктивная скважина 507 может быть в сообщении со второй обрабатывающей установкой 510 или иметь свои собственные системы обеспечения добычи нефти. Любые повторно используемые материалы, применяемые в первой обрабатывающей установке 505, могут происходить из нефти, извлеченной из одной или обеих продуктивных скважин 120 и 507.

[0055] Фигура 5 также показывает еще один вариант исполнения системы управления разработкой месторождения, создаваемой EOR-системой 105 нагнетания, как здесь описываемой. Начиная со стороны пластового резервуара 115 рядом с продуктивными скважинами 120 и 507, зона 570А включает объем сделанных подвижными углеводородов с пониженной вязкостью. Углеводороды с пониженной вязкостью представляют собой результат действия понижающих вязкость газов в зоне 570В и фронта высококачественного пара внутри зоны 570С. В одном варианте исполнения зона 570В включает объем газа, такого как N2, О2, Н2 и/или СО2, который смешивается с нефтью, которая является нагретой паром из зоны 570С. Фронт паронасыщения внутри зоны 570С состоит из высококачественного пара (например, до 80 процентов качества, или больше), и включает температуры от около 100 градусов С до около 300 градусов С, или больше. Смежной с фронтом паронасыщения является зона 570D, которая включает фронт окисления остаточной нефти. Зона 570D включает остаточную нефть и избыточный кислород.

[0056] EOR-процесс 500 с использованием EOR-системы 105 нагнетания, как здесь описываемой, обеспечивает возможность работы в многообразных различных режимах пластового резервуара. В дополнение, EOR-система 105 нагнетания имеет высокую способность к переконфигурации, обеспечивая возможность проводить EOR-процессы в пластовых резервуарах самых разнообразных типов, позволяя проводить добычу с извлечением на величину от около 30 процентов до 100 процентов больше, чем при наземном генерировании пара. Один режим включает высоконапорный процесс, как описанный в Фигуре 1. Еще один режим предусматривает вариант исполнения согласно Фигуре 5, где окисление остаточной нефти и понижающие вязкость газы используются наряду с in situ генерированным паром для повышения подвижности углеводородов с извлечением через многочисленные продуктивные скважины. Окисление остаточной нефти в сочетании с высококачественным паром и избыточным кислородом позволяет создать более обширный, более стабильный фронт паронасыщения, в то же время контролируя проскок кислорода. Еще один режим предполагается для использования EOR-системы 105 нагнетания в условиях гравитационного дренирования с закачкой пара, как описано в Фигуре 6.

[0057] Фигура 6 представляет изометрический вид сбоку EOR-процесса 600 с использованием вариантов исполнения EOR-системы 105 нагнетания, как здесь описываемой. EOR-процесс 600 включает первую наземную установку 505, которая включает EOR-систему 105 нагнетания. EOR-процесс 600 также включает вторую наземную установку 510. Первая наземная установка 505 и вторая наземная установка 510 могут быть подобными показанным в варианте исполнения согласно Фигуре 5, хотя с иной компоновкой. EOR-процесс 600 также включает нагнетательную скважину 110, которая находится в сообщении с пластовым резервуаром 115, и первую продуктивную скважину 120, которая сообщается с пластовым резервуаром 115. Каждая из нагнетательной скважины 110 и продуктивной скважины 120 имеет ствол буровой скважины с горизонтальной ориентацией, и горизонтальный участок продуктивной скважины 120 размещен ниже нагнетательной скважины 110. Системы и подсистемы первой наземной установки 505 и второй наземной установки 510 в Фигуре 5 могут работать сходным образом и не будут описаны для краткости.

[0058] При работе EOR-процесс 600 может начинаться после того, как пробурена нагнетательная скважина 110, и скважинный парогенератор 220 размещен в стволе нагнетательной скважины 110 согласно процессу 400 монтажа/заканчивания, описанному в Фигуре 4. Топливо, воду и окислитель подают в скважинный парогенератор 220 из источников/трубопроводов, как описанных со ссылкой на EOR-процесс 500 в Фигуре 5, чтобы сформировать фронт 605 паронасыщения в пластовом резервуаре 115. Подобным образом, в скважинный парогенератор 220 могут быть подведены понижающие вязкость газы и/или частицы. Понижающие вязкость газы и/или частицы могут быть рассеяны в пластовом резервуаре 115 (показанном как заштрихованный участок 610) вместе с фронтом 605 паронасыщения. Понижающие вязкость газы и/или частицы понижают вязкость углеводородов, и фронт 605 паронасыщения нагревает пластовый резервуар 115, чтобы обеспечить подвижность нефти 615 для извлечения через продуктивную скважину 120.

[0059] Фигура 7 представляет схематическое изображение одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры 700, которая может быть использована с EOR-системой 105 нагнетания, как здесь описываемой. Инфраструктура 700 может быть применена для добычи углеводородов 702 из пластового резервуара 115 с использованием пара и СО2 (а также других понижающих вязкость газов). В пусковом режиме EOR-системы 105 нагнетания вода из источника 704 воды может быть подведена к скважинному парогенератору 220, размещенному в пластовом резервуаре 116 или вблизи него. Источник 704 воды может представлять собой резервуар для хранения и/или водозаборную скважину. Газообразное топливо, газообразные окислители и СО2 могут быть подведены к скважинному парогенератору 220 из источников 706, 708 и 710, соответственно. Вода превращается в пар для пластового резервуара 115 как продукт сгорания или испарения в скважинном парогенераторе 220. СО2 также может выделяться в пластовый резервуар 115 как продукт сгорания. Пар и СО2 обеспечивают интенсификацию течения углеводородов 702 в пластовом резервуаре 115 для добычи нефти через продуктивную скважину 120.

[0060] Извлеченная нефть из продуктивной скважины 120 протекает в первичный сепараторный блок 712. Первичный сепараторный блок 712 производит обработку нефти для разделения газов и жидкостей. Газы протекают в дегидрационную установку 714, и жидкость перетекает в установку 716 для разделения жидкостей. Установка 716 для разделения жидкостей отделяет воду от жидкости, поступающей из первичного сепараторного блока 712, и дегидрационная установка 714 удаляет влагу из газов, поступающих из первичного сепараторного блока 712. Затем газы могут быть направлены в первую обрабатывающую установку 718, где из газов может быть удалена большая часть N2. Альтернативно или дополнительно, газы могут быть переведены во вторую газообрабатывающую установку 720, где из газов могут быть удалены СО2 и/или N2. Газообразное топливо может быть получено после обработки в одной или более из дегидрационной установки 714, первой газообрабатывающей установки 718 и/или второй газообрабатывающей установки 720. Газообразное топливо может иметь энергосодержание от около 220 Британских тепловых единиц (BTU) до около 300 BTU, или больше, например, около 260 BTU. Газообразное топливо может быть использовано непосредственно на месте, выведено на рынок или оставлено на хранение в складском хозяйстве 722 и впоследствии продано. В одном варианте исполнения часть газообразного топлива подают в скважинный парогенератор 220 для обеспечения производства пара. В вариантах исполнения, где используют одну или обе из первой газообрабатывающей установки 718 и второй газообрабатывающей установки 720, отделенные газы, такие как N2 и/или СО2, могут быть направлены в EOR-систему 105 нагнетания. Отделенные газы могут включать сернистый нефтяной газ (например, газ, содержащий значительные количества сероводорода (H2S)), кислотный газ (например, газ, который содержит значительные количества кислотных газов, таких как СО2 и/или H2S). Альтернативно или дополнительно, избыточные отделенные газы, такие как СО2, могут быть оставлены на хранение в накопителе 726 и впоследствии проданы или отправлены на соседние нефтяные месторождения для нагнетания в еще одном EOR-процессе. С обращением опять к установке 716 для разделения жидкостей, извлеченная нефть может быть направлена на хранение в накопителе 728 и впоследствии продана. В альтернативном варианте, если пластовый резервуар 115 находится в сообщении по текучей среде с трубопроводной системой, поступившая нефть может быть закачана обратно в пластовый резервуар 115. Закачанная нефть может быть использована в качестве разбавителя в текучих средах, добываемых из продуктивных скважин, действующих в пластовом резервуаре 115. Вода, извлеченная из нефти, может быть повторно использована и направлена в установку 730 водоподготовки, где воду профильтровывают, освобождают от песка и подвергают обработке. Обработанную воду направляют в скважинный парогенератор 220 для производства пара, тогда как непригодную воду и отфильтрованную пустую породу утилизируют.

[0061] Фигура 8 представляет схематическое изображение еще одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры 800, которая может быть использована с EOR-системой 105 нагнетания, как здесь описываемой. Инфраструктура 800 может быть применена для добычи углеводородов 702 из пластового резервуара 115 с использованием пара и N2 (а также других понижающих вязкость газов). EOR-инфраструктура 800 может быть применена самостоятельно или в сочетании с EOR-инфраструктурой 700, показанной в Фигуре 7. EOR-инфраструктура 800 включает элементы и процессы, которые могут быть подобными EOR-инфраструктуре 700, описанной в Фигуре 7, и не будут описаны для краткости. Однако некоторые из процессов могут отличаться, например, газообрабатывающая установка 720 может быть оборудована для обработки и сжигания полученных газов до выпуска газов в атмосферу.

[0062] Во время работы EOR-системы 105 нагнетания, как описанной в Фигуре 7, добывают нефть из пластового резервуара 115, и извлеченную нефть направляют в первичный сепараторный блок 712. Первичный сепараторный блок 712 производит обработку нефти для разделения газов и жидкостей, как описано в Фигуре 7. Газы протекают в дегидрационную установку 714, и жидкость перетекает в установку 716 для разделения жидкостей. Воду отделяют от нефти в установке 716 для разделения жидкостей, и извлеченная нефть протекает, как описано в Фигуре 7. Воду также повторно используют, как описано в Фигуре 7. После обезвоживания газов в дегидрационной установке 714 газы могут быть направлены в первую газообрабатывающую установку 805, которая удаляет H2S из газов. Затем H2S перетекает в установку 810 для обработки/хранения, где из газообразного H2S получают твердую серу. Остальные газы могут быть сожжены и выпущены в атмосферу.

[0063] В то время как вышеизложенное сосредоточено на вариантах осуществления изобретения, могут быть представлены другие и дополнительные варианты осуществления изобретения, без выхода за пределы области изобретения, и его объем определяется пунктами нижеследующей патентной формулы.

1. Способ извлечения углеводородов из подземного пластового резервуара, включающий стадии, в которых:
проводят бурение нагнетательной скважины, находящейся в сообщении с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром;
монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине;
цементируют обсадную колонну;
перфорируют обсадную колонну;
размещают пакер в обсадной колонне для разделения обсадной колонны на верхний объем и нижний объем,
размещают скважинный парогенератор в верхнем объеме обсадной колонны таким образом, что он поддерживается пакером;
подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения выхлопного газа в пластовом резервуаре;
подают нагнетаемые текучие среды в пластовый резервуар; и
добывают углеводороды через одну или несколько продуктивных скважин.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию, в которой:
размещают пакерную текучую среду в верхнем объеме обсадной колонны.

3. Способ по п. 2, в котором пакерная текучая среда включает газ и жидкость.

4. Способ по п. 2, дополнительно включающий стадию, в которой:
создают циркуляцию пакерной текучей среды между поверхностью и обсадной колонной.

5. Способ по п. 1, в котором обсадная колонна включает обсадную колонну из коррозионностойкого сплава.

6. Способ по п. 5, в котором обсадную колонну из коррозионностойкого сплава размещают ниже скважинного парогенератора.

7. Способ по п. 1, в котором нагнетаемые текучие среды включают один компонент из понижающего вязкость газа, наночастиц и микробов, или их комбинацию.

8. Способ по п. 7, в котором нагнетаемые текучие среды протекают в пластовый резервуар, когда в скважинном парогенераторе производится выхлопной газ.

9. Способ по п. 8, в котором выхлопной газ включает пар.

10. Способ по п. 7, в котором нагнетаемые текучие среды поступают в пластовый резервуар, когда в скважинном парогенераторе не производится выхлопной газ.

11. Система, включающая наземные установки для извлечения углеводородов, включающая:
по меньшей мере одну продуктивную скважину и нагнетательную скважину в сообщении с подземным пластовым резервуаром, причем каждая из по меньшей мере одной продуктивной скважины и нагнетательной скважины имеет устье скважины и ствол скважины, проходящий в подземный пластовый резервуар;
первый источник газа и второй источник газа, размещенные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде с внутренним каналом ствола нагнетательной скважины; и
источник топлива и источник воды, расположенные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины, и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде со скважинным парогенератором, размещенным во внутреннем канале ствола нагнетательной скважины, причем скважинный парогенератор соединен с многоканальным шлангокабельным устройством, имеющим многочисленные трубопроводы для подведения текучих сред к скважинному парогенератору и передачи сигналов между устьем нагнетательной скважины и скважинным парогенератором, и при этом скважинный парогенератор соединен с пакером разъединяемым запорным устройством.

12. Система по п. 11, в которой первый источник газа включает понижающий вязкость газ.

13. Система по п. 12, в которой понижающий вязкость газ включает диоксид углерода, азот, кислород, водород и их комбинации.

14. Система по п. 12, в которой второй источник газа включает сжатый окислитель.

15. Система по п. 11, дополнительно включающая:
сепараторный блок в сообщении по текучей среде с продуктивной скважиной и нагнетательной скважиной.

16. Система по п. 15, в которой сепараторный блок отделяет первый газ от углеводородов, извлеченных через продуктивную скважину, и подает первый газ в первый источник газа.

17. Система по п. 16, в которой первый газ включает понижающий вязкость газ.

18. Система по п. 15, в которой сепараторный блок отделяет воду от углеводородов, извлеченных через продуктивную скважину, и направляет воду в источник воды.

19. Система по п. 11, в которой источник топлива включает горючий газ, полученный из углеводородов, извлеченных через продуктивную скважину.

20. Система, включающая наземные установки для извлечения углеводородов, включающая:
нагнетательную скважину рядом по меньшей мере с одной продуктивной скважиной, проходящей в пластовый резервуар;
источник газа, размещенный на поверхности рядом с нагнетательной скважиной;
источник топлива и источник воды в сообщении по текучей среде с узлом горелки, размещенным в нагнетательной скважине выше пакера;
многоканальное шлангокабельное устройство, имеющее многочисленные трубопроводы для подачи текучих сред в узел горелки и кабелепровод для передачи сигналов между поверхностью и узлом горелки;
сепараторный блок в сообщении по текучей среде с продуктивной скважиной и одним из источника топлива и источника воды или с их комбинацией для удаления одного из газа или воды из текучих сред, протекающих через продуктивную скважину, и направления газа или воды к источнику топлива или источнику воды; и
запорное устройство, размещенное между пакером и узлом горелки, выполненное с возможностью разъединения узла горелки с пакером.

21. Система по п. 20, в которой сепараторный блок отделяет газ от углеводородов, извлеченных через продуктивную скважину.

22. Система по п. 21, в которой газ включает понижающий вязкость газ.

23. Система по п. 22, в которой газ включает газообразное топливо.

24. Система по п. 20, в которой сепараторный блок отделяет воду от углеводородов, извлеченных через продуктивную скважину.

25. Система по п. 20, дополнительно включающая:
соединительное/разъединительное устройство, конфигурированное для упрощения одного или более соединений между многоканальным шлангокабельным устройством и скважинным парогенератором.

26. Система по п. 11, дополнительно включающая:
соединительное/разъединительное устройство, конфигурированное для упрощения одного или более соединений между многоканальным шлангокабельным устройством и скважинным парогенератором.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления, отсутствие снижения температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат интенсификация добычи глубокозалегающих природных битумов, тяжелых нефтей и нефти низкопроницаемых пород, а также для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов. Технический результат - повышение качества добываемых углеводородов, снижение тепловых потерь при использовании пара.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти. Технический результат - упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом добычи нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает обустройство месторождения криогенной установкой, обустройство возмущающей и добывающей (добывающих) скважин и вызов притока к добывающей скважине путём создания депрессии через возмущающую скважину.

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Скважинный газогенератор содержит корпус, камеру сгорания и сопло.

Группа изобретений относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Способ разработки месторождений вязкой нефти включает создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагнетательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем компонентов топлива: горючего с окислителем и подмешивание к продуктам сгорания предварительно подогретой воды.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для добычи природных битумов, сверхтяжелых, тяжелых, высоковязких и вязких нефтей. Устройство для осуществления теплового воздействия на пласты, содержащие углеводороды (УВ) и твердые органические вещества (ТОВ), характеризуется тем, что оно представляет из себя забойную каталитическую сборку (ЗКС).

Изобретение относится к области добычи нефти и газового конденсата путем вытеснения юс из поровых каналов залежи парогазовой смесью с высокими параметрами температуры в интервале 300-600°C и давлением до 60-80 МПа.

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта характеризуется тем, что вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

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.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой (битумной) нефти. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию залежи битумной нефти шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками. Создают из основных и участковых подземных горно-подготовительных выработок каналы доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательно-нагревательных скважин для теплового и газожидкостного воздействия на продуктивный пласт. Нагнетательно-нагревательные скважины бурят в верхней части и наклонно по мощности продуктивного пласта и обустраивают трубчатыми теплообменными устройствами, подключенными к устройству нагревания и обеспечения циркуляции по ним теплонесущей текучей среды. Отбор нефти ведут добычными скважинами, пройденными в нижней части продуктивного пласта. Эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти ведут с подачей сжиженной пропанобутановой смеси в кольцевые зазоры между перфорированными обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин и трубчатыми теплообменными элементами систем циркуляции теплонесущей текучей среды. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют в качестве топливного газа на газотурбинной электростанции для генерации электрической и тепловой энергии. Кроме того, сухой отбензиненный газ также используют в качестве топливного газа для нагревания теплонесущей текучей среды в системах циркуляции нагнетательно-нагревательных скважин. Техническим результатом является снижение энергозатрат теплового воздействия на продуктивный пласт и повышение его нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 5 пр.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ извлечения углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, находящейся в сообщении с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром. Монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине. Цементируют обсадную колонну. Перфорируют обсадную колонну. Размещают пакер в обсадной колонне для разделения обсадной колонны на верхний объем и нижний объем. Размещают скважинный парогенератор в верхнем объеме обсадной колонны таким образом, что он поддерживается пакером. Подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения выхлопного газа в пластовом резервуаре. Подают нагнетаемые текучие среды в пластовый резервуар. Добывают углеводороды через одну или несколько продуктивных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

Наверх