Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения



Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ получения, в частности in situ получения, углеродсодержащего вещества из подземного месторождения

 


Владельцы патента RU 2586344:

СИМЕНС АКЦИЕНГЕЗЕЛЛЬШАФТ (DE)

Группа изобретений относится к устройству и способу извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара. К пластовому резервуару может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар в качестве электрического/электромагнитного нагревателя. При этом проводник проводящего контура по меньшей мере на одном участке окружен жидкостным трубопроводом. Причем жидкостный трубопровод является перфорированным так, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию проникает из жидкостного трубопровода в пластовый резервуар. Причем жидкостный трубопровод выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник окружен множеством шлангов и/или труб. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения углеводородсодержащего вещества. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Изобретение относится к установке для in situ получения углеродсодержащего вещества из подземного месторождения со снижением его вязкости. Такое устройство служит, в частности, для добычи битума или сверхтяжелой нефти из пластового резервуара под покрывающими породами, как это, например, производится в Канаде из месторождений битуминозных сланцев и/или нефтеносных песков.

Для извлечения сверхтяжелых нефтей или битума из известных месторождений нефтеносных песков или битуминозных сланцев необходимо значительно повысить их текучесть. Это может быть достигнуто повышением температуры месторождения (пластового резервуара). Повышение текучести может быть произведено, во-первых, введением растворителей или, соответственно, разбавителей, и/или, во-вторых, нагреванием или, соответственно, расплавлением сверхтяжелой нефти или битума, для чего нагревание проводится с помощью системы трубопроводов, которые вводятся через буровые скважины.

Наиболее распространенным и широко применяемым способом in situ добычи битума или сверхтяжелой нефти является способ SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage - парогравитационное дренирование). При этом водяной пар, к которому могут быть добавлены растворители, под высоким давлением нагнетается по трубе, проходящей горизонтально внутри пласта. Нагретые, расплавленные и отделенные от песка или породы битум или сверхтяжелая нефть просачиваются ко второй трубе, расположенной примерно на 5 м глубже, через которую происходит извлечение разжиженного битума или сверхтяжелой нефти, причем расстояние от инжектора до продуктивной трубы зависит от геометрии пластового резервуара.

При этом водяной пар должен одновременно выполнять многообразные задачи, а именно подведение тепловой энергии для разжижения, отделение от песка, а также создание давления в пластовом резервуаре, чтобы, с одной стороны, геомеханическим путем сделать пластовый резервуар проницаемым для транспортировки битума (проницаемость) и, с другой стороны, обеспечить возможность извлечения битума без дополнительных насосов.

Когда способ SAGD начинается, для этого в течение, например, трех месяцев через обе трубы подается пар, чтобы сначала как можно быстрее разжижить битум в пространстве между трубами. Затем проводится подача пара только еще по верхней трубе, и может начинаться перемещение по нижней трубе.

В патентной заявке Германии DE 10 2007 008 292 А1 уже сообщалось, что обычно применяемый для этого способ SAGD может быть дополнен индуктивным нагревательным устройством. Кроме того, в патентной заявке Германии DE 10 2007 036 832 А1 описано устройство, в котором имеются параллельно размещенные индукторные и, соответственно, электродные устройства, которые на поверхности земли подключены к генератору или, соответственно, преобразователю частоты переменного тока.

В ранних патентных заявках Германии DE 10 2007 008 292 А1 и DE 10 2007 036 832 А1 также предлагается сочетание подачи пара с индуктивным нагревом залежи. При этом по обстоятельствам может дополнительно производиться также еще и резистивный нагрев между двумя электродами.

При вышеописанных устройствах электрическая энергия всегда должна подводиться через электрический подводящий проводник и электрический обратный проводник. Для этого необходимы совсем не незначительные затраты.

В указанных ранних патентных заявках на отдельные индукторные пары из подводящего и обратного проводников или группы индукторных пар с разнообразными геометрическими конфигурациями подается ток, чтобы индуктивно нагревать пластовый резервуар. При этом исходят из постоянного расстояния между индукторами внутри пластового резервуара, что при однородном распределении электрической проводимости ведет к постоянной тепловой нагрузке вдоль индукторов. Описаны расположенные пространственно близко друг к другу подводящий и обратный проводники на участках, в которых пробита покрывающая горная порода, чтобы там свести к минимуму потери.

Один вариант тепловой нагрузки вдоль индукторов, как описано в ранних заявках, может быть специально выполнен сегментированным нагнетанием электролитов, чем изменяется импеданс. Это предполагает применение соответствующих устройств для нагнетания электролитов, размещение которых может быть трудоемким или дорогостоящим.

Исходя из этого задача изобретения состоит в том, чтобы дополнительно оптимизировать описанное ранее устройство для индуктивного нагрева.

Эта задача соответственно изобретению решена сообразно признакам независимых пунктов патентной формулы. Предпочтительные дополнительные усовершенствования и варианты осуществления изобретения приведены в зависимых пунктах патентной формулы.

Согласно изобретению предусмотрено устройство для извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара, причем к пластовому резервуару может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур для подачи индуктивного напряжения в качестве электрического/электромагнитного нагревателя пластового резервуара, причем проводник - индуктор - проводящего контура, по меньшей мере на одном участке, окружен жидкостным трубопроводом, и жидкостный трубопровод (12) является перфорированным так, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию (21) проникает из жидкостного трубопровода (12) в пластовый резервуар (6).

Согласно изобретению речь также идет об «in situ» извлечении, следовательно, добыче углеводородсодержащего вещества непосредственно из пластового резервуара, который это вещество насыщает, без разработки пластового резервуара открытым способом. Под пластовым резервуаром предпочтительно понимается месторождение нефтеносных песков, которое может находиться под землей.

Согласно изобретению не предусматривается подача никакого пара через жидкостный трубопровод. Однако может быть полезным дополнительное сочетание со способом SAGD, например, охлаждение индуктора соответствующим изобретению устройством и подача пара через дополнительный трубопровод или дополнительный шланг.

Под участком проводника следует понимать фрагмент проводника. Если предполагается, что в отношении проводника речь идет по существу о скрученном кабеле, который заключен в трубчатую оболочку, то под участком проводника следует понимать фрагмент вдоль длины кабеля и оболочки.

Под проводником, в частности, понимается последовательный резонансный контур, который выполнен в кабелеобразной конструкции с внешней изоляцией. Согласно изобретению он окружен жидкостным трубопроводом.

Жидкостный трубопровод следует понимать как протяженное полое тело, например трубу или шланг, через которое может транспортироваться жидкость.

Благодаря тому что предусмотрен жидкостный трубопровод, жидкость может быть пропущена вдоль проводника и в пластовый резервуар. В зависимости от варианта исполнения жидкостного трубопровода тем самым могут быть обеспечены следующие преимущества.

i) Повышение электрической проводимости в пластовом резервуаре путем введения жидкости в пластовый резервуар.

Одна проблема при электромагнитном нагреве некоторых месторождений с помощью индукции состоит именно в том, что электрическая проводимость залежи может быть сравнительно низкой, и поэтому достигаемое вводимое в месторождение количество теплоты скорее всего недостаточно, или даже возникают высокие потери энергии в непосредственном окружении месторождения вследствие больших глубин проникновения магнитных полей. Тем самым согласно изобретению можно отказаться от повышения электрической входной мощности, из-за которого в значительной степени ухудшались бы экономичность процесса и его безвредность для окружающей среды.

ii) Усиленное вытеснение углеводородсодержащего вещества, например нефти, благодаря подаче жидкости в пластовый резервуар.

Дополнительной проблемой при электромагнитном индуктивном нагреве является именно отсутствующее или недостаточное вытеснение нефти из месторождения во время добычи, что может приводить к ухудшению уровня добычи или даже к прекращению извлечения. Вытеснение нефти при способе SAGD согласно прототипу производится расширением паровой камеры в месторождении. При предусмотренном согласно изобретению электромагнитном индуктивном нагреве без дополнительного введения пара неизбежно отсутствует паровая камера, так что вытеснение нефти с использованием паровой камеры не может проводиться. Это было бы возможным только при введении очень высокой электрической мощности через индукторы, но этого предпочтительно следует избегать.

iii) Охлаждение проводника тем, что жидкость пропускается вдоль проводника непосредственно по нему или вблизи него, чтобы противодействовать разогреванию проводника вследствие нагретой окружающей проводник среды или также для отведения теплоты от уже возникшего в проводнике разогревания. Более того, предпочтительно может быть так, что может быть охлаждено и окружение проводника, тем самым в пластовом резервуаре в непосредственном контакте с проводником или с его оболочкой не возникает никакой кипящей воды, причем, однако, следует отметить, что в принципе кипение воды в пластовом резервуаре является полезным, чтобы, например, обеспечивать вытеснение нефти.

Охлаждением проводника может быть снижена электрическая проводимость непосредственного окружения вокруг проводника и тем самым геометрически обусловленная высокая плотность тепловой нагрузки непосредственно на проводник. Тем самым может быть достигнута равномерная плотность тепловой нагрузки в пластовом резервуаре.

Охлаждение является благоприятным, в частности, при больших глубинах залегания месторождения - примерно свыше 130 м - так как в противном случае это может привести к перегреву индуктора, например, при температурах около 200°С или выше. В частности, полимерная изоляция индуктора не могла бы долго выдерживать столь высокую температуру. При этом следует отметить, что температура кипения воды в пластовом резервуаре на глубине 130 м или сверх того может составлять около 200°С.

Теплота проводника включает, с одной стороны, теплоту вследствие омических потерь в проводнике, однако в более значительной мере теплота может исходить от пластового резервуара, которую проводник мог бы воспринимать из окружающего его пластового резервуара без надлежащего охлаждения.

В частности, теплота стенки трубопровода преимущественно отводится через контакт жидкости со стенкой трубопровода, которая, в свою очередь, находится в контакте с пластовым резервуаром.

Дополнительные джоулевы потери в проводнике могут быть отведены в жидкость через наружную, находящуюся в контакте с жидкостью изоляцию проводника, причем жидкость протекает в наружной трубе.

Далее сначала разъясняются признаки в отношении охлаждения проводника. При этом идея изобретения основывается по существу на пропускании жидкости по замкнутому жидкостному контуру, в котором холодная жидкость протекает вдоль проводника внутри жидкостного трубопровода, разогревается в пластовом резервуаре и опять выводится из пластового резервуара. Исходя из этого затем разъясняется дополнительная идея изобретения, согласно которой, дополнительно или альтернативно охлаждению, жидкость через жидкостный трубопровод подводится в пластовый резервуар и там распределяется в породе, для достижения еще одного эффекта, например улучшения проводимости в пластовом резервуаре.

1) Охлаждение проводника

В предпочтительном варианте исполнения жидкостный трубопровод и проводник могут быть размещены относительно друг друга таким образом, что жидкость обеспечивает охлаждение проводника в жидкостном трубопроводе. При этом не имеет значения, идет ли речь о собственно теплоте, отводимой от проводника, или же о теплоте, которая снаружи воздействует на проводник от нагретого токопроводящим проводником пластового резервуара. Охлаждающее действие может быть усилено движением жидкости, в частности, вдоль проводника и в результате рециркуляции или замены жидкости, так как тем самым теплая жидкость выводится наружу и может замещаться вновь поступающей холодной жидкостью.

Полноты ради следует упомянуть, что в дополнительном предпочтительном варианте исполнения жидкостный трубопровод может составлять часть по существу замкнутого жидкостного контура, в котором предусмотрена среда для теплообмена, в частности, на поверхности и не внутри пластового резервуара, чтобы опять охлаждать жидкость, нагретую внутри жидкостного трубопровода.

С помощью дополнительного предпочтительного варианта исполнения охлаждение оборотной жидкости может быть выполнено с использованием трубы, которая проведена через холодную область пластового резервуара, то есть жидкость не выводится на поверхность, а циркулирует только в глубине. В этом случае на глубине предпочтительно смонтирован насос. При этом предпочтительно, чтобы подводимая электрическим путем тепловая нагрузка пластового резервуара не отнималась, а только иначе перераспределялась.

Жидкостный трубопровод предпочтительно может быть выполнен в виде шланга и/или трубы, причем проводник размещен внутри шланга или, соответственно, трубы, в частности, так, что при подведении жидкости проводник омывается жидкостью со всех сторон. Тем самым может быть обеспечена оптимальная передача тепла от проводника к жидкости.

В частности, шланг и/или труба могут быть размещены примерно коаксиально - центрированно - относительно проводника, причем, в частности, для фиксации позиционирования проводника или, соответственно, стабилизации положения проводника внутри шланга или, соответственно, трубы предусмотрена по меньшей мере одна перегородка. Вдоль осевого направления шланга/трубы могут быть предусмотрены многочисленные перегородки, чтобы закреплять положение проводника. В альтернативном варианте, перегородка также может быть протяженной в осевом направлении, которая в особенном варианте исполнения даже проходит по всей длине шланга/трубы.

Альтернативно этому, проводник может быть размещен внутри шланга или, соответственно, трубы также свободно перемещающимся, то есть проводник не центрирован в шланге или, соответственно, в трубе, и от средства фиксации можно отказаться.

В дополнительном варианте исполнения жидкостный трубопровод может быть выполнен в виде многочисленных шлангов и/или труб. Кроме того, могут быть предусмотрены многочисленные капилляры и/или пористый материал, чтобы транспортировать жидкость в жидкостном трубопроводе. Эти варианты предпочтительно выполнены таким образом, что проводник окружен многочисленными шлангами, и/или трубами, и/или капиллярами, и/или пористым материалом, причем многочисленные шланги, и/или трубы, и/или капилляры, и/или пористый материал, и проводник предпочтительно размещены внутри общей рукавообразной наружной оболочки. В частности, все эти указанные средства для проведения жидкости проложены параллельно друг другу или скручены. Эти варианты исполнения могут быть поняты так, что жидкость не омывает проводник непосредственно, а шланги/трубы пристроены снаружи к проводнику.

Полноты ради следует упомянуть, что также представима обратная конструкция, в которой проводник собран из многочисленных отдельных проводников, и эти отдельные проводники могут быть размещены вокруг жидкостного трубопровода.

В дополнение к вышеуказанным вариантам исполнения жидкостный трубопровод может быть выполнен в форме многочисленных шлангов и/или труб таким образом, что предусмотрен по меньшей мере один первый шланг и/или труба, в котором жидкость протекает в противоположном направлении относительно направления течения жидкости по меньшей мере в одном втором шланге и/или трубе. Этим путем, например, может быть сформирован замкнутый контур. В альтернативном варианте, жидкость может нагнетаться в жидкостный трубопровод также в двух местах на поверхности земли, причем от каждого из двух мест заполняется только часть из многочисленных имеющихся в распоряжении шлангов или, соответственно, труб. При противоточном пропускании охлаждающей жидкости преимущественно достигается однородная температура вдоль проводника.

В одном дополнительном усовершенствовании между жидкостным трубопроводом и пластовым резервуаром, в частности между жидкостным трубопроводом и наружной оболочкой, может быть размещено теплоизоляционное средство, причем теплоизоляционное средство, в частности, выполнено в виде полости, заполненной воздухом или газом, или герметично вакуумированной полости. При этом теплоизоляция жидкостного трубопровода от пластового резервуара оказывается в особенности полезной, так как тем самым при надлежащем исполнении только по возможности незначительная доля подводимой индуктивно тепловой нагрузки опять будет отводиться через жидкостный трубопровод.

Кроме того, для повышения давления жидкости или для циркуляции жидкости может быть предусмотрено устройство для повышения давления, в частности насос, чтобы с помощью устройства для повышения давления обеспечить движение жидкости в жидкостном трубопроводе. Этим путем может действовать охлаждающий контур.

В качестве альтернативы активно действующему насосу также может быть предусмотрена естественная циркуляция, по обстоятельствам, процесс кипения - например, термосифон.

Дополнительными элементами общей системы, кроме жидкостного трубопровода и насоса, могут быть, в частности, накопительный бак для хранения жидкости, теплообменник и прочие наземные или подземные гидравлические соединения. Накопительный бак при этом может быть выполнен как бак при атмосферном давлении или как напорный резервуар. Более того, может быть предусмотрено устройство для поддержания давления, с помощью которого жидкость в качестве охлаждающей среды поддерживается на высоком уровне давления и циркулирует при высоком уровне давления, чтобы избежать вскипания при подведении высокой мощности. Общая система в целом предпочтительно имеет возвратный трубопровод для выведения жидкости на поверхность.

Изобретение является в особенности полезным, когда жидкостный трубопровод имеет перфорацию, чтобы при подведении жидкости жидкость из жидкостного трубопровода могла проникать в пластовый резервуар, и перфорация, в свою очередь, имеет отверстия, которые могут быть выполнены по форме, и/или по величине, и/или по распределению таким образом, чтобы при подведении жидкости при предварительно заданном давлении проводник в достаточной степени охлаждался по всей длине участка проводящего контура, окруженного жидкостным трубопроводом.

В частности, это может быть достигнуто тем, что жидкостный трубопровод по длине сплошь в достаточной мере заполнен жидкостью, и/или нагретая проводником жидкость из жидкостного трубопровода выводится наружу через отверстия. Альтернативно или дополнительно, по жидкостному трубопроводу может быть подведено необходимое количество охлажденной жидкости с более низкой температурой.

Вышеуказанный эффект оказывается предпочтительным, когда прилагаемое при подаче давление на жидкость в жидкостном трубопроводе таким образом согласовано с заданной перфорацией, что вытекание жидкости через перфорацию обеспечивается в течение длительного периода времени эксплуатации.

Описанные до сих пор конструкции являются в особенности полезными, чтобы подводимая по жидкостному трубопроводу жидкость термически изолировала окружение в пластовом резервуаре и/или чтобы проводник охлаждался жидкостью, пропускаемой по жидкостному трубопроводу.

В качестве жидкости для охлаждения может быть предусмотрена вода, в частности, обессоленная, и/или умягченная, и/или разбавленная средством, действующим как антифриз, например гликолем. Кроме того, могут быть предусмотрены соленая вода, масло, эмульсии или растворы.

Предпочтительно, в отношении базовой формы для жидкости речь может идти об извлеченной жидкости, которая может быть выделена из добытого из пластового резервуара желательного выкачанного материала.

Что касается охлаждения, то можно резюмировать, что посредством соответствующей изобретению конструкции также на больших глубинах можно избежать опасного перегрева индуктора, и, соответственно, может быть увеличен срок службы по сравнению с неохлаждаемым индуктором. При этой конструкции могут достигаться экономически выгодные высокие удельные мощности.

Создание перфорации, чтобы к тому же обеспечивать нагнетание в пластовый резервуар действующей как охлаждающая среда жидкости, имеет то дополнительное преимущество, что отводимая от проводника теплота остается в пластовом резервуаре и от него не отводится, как было бы в случае замкнутого охлаждающего контура с охлаждением оборотной жидкости на поверхности. Далее теперь будет подробно рассмотрено нагнетание жидкости в пластовый резервуар.

2) Подача жидкости в пластовый резервуар

Если не считать того факта, что в последующем не будет обсуждаться замкнутый жидкостный контур и что жидкость целенаправленно будет «теряться» в пластовый резервуар, вышеуказанные признаки идентичным или аналогичным путем также применимы в случае подачи жидкости в пластовый резервуар. Кроме того, также оказываются соответствующими достигаемые этим преимущества, например улучшенное охлаждение.

Согласно изобретению жидкостный трубопровод является перфорированным так, что при подведении жидкости жидкость из жидкостного трубопровода через перфорацию проникает или, соответственно, вводится в пластовый резервуар. Под перфорацией подразумеваются, например, отверстия или прорези, которые находятся в жидкостном трубопроводе так, что жидкость внутри жидкостного трубопровода может вытекать наружу в среду, окружающую отверстия или прорези. Наряду с указанными отверстиями и прорезями также возможно, что жидкостный трубопровод, по меньшей мере частично, состоит из пористого материала или капилляров, так что жидкость может быть выведена в окружающую среду этим способом.

При этом введение жидкости в пластовый резервуар может начинать повышение электрической проводимости пластового резервуара и/или давления в пластовом резервуаре.

Как уже упоминалось, для повышения давления жидкости или для циркуляции жидкости может быть предусмотрено устройство для повышения давления, например насос, чтобы с помощью устройства для повышения давления жидкость могла проходить по жидкостному трубопроводу при более высоком давлении. С помощью насоса, в частности, должно быть создано настолько высокое давление, чтобы в пластовый резервуар через перфорацию поступало предварительно заданное количество жидкости. Под «повышенным давлением» тем самым подразумевается, что должно быть преодолено давление в окружающем пластовом резервуаре. Гидростатическое давление в пластовом резервуаре, окружающем перфорацию, должно быть превышено с тем, чтобы жидкость могла вытекать, что, например, может быть достигнуто при давлении от 10000 гПа (10 бар) до 50000 гПа (50 бар).

Перфорация предпочтительно может быть выполнена таким образом и/или могут быть предусмотрены такие средства, что по существу предотвращается поступление твердых частиц и/или песка из пластового резервуара. Подобные средства, например, известны под понятием «гравийный фильтр».

Изобретение является в особенности полезным, когда перфорация имеет отверстия, которые по форме, и/или по величине, и/или по распределению могут быть выполнены так, что при подведении жидкости под предварительно заданным давлением жидкость, распределенная по длине жидкостного трубопровода, выводится через перфорацию в среду, окружающую проводящий контур в пластовом резервуаре, так, что изменяется электрическая проводимость пластового резервуара, и/или повышается давление в пластовом резервуаре. В частности, жидкость можно направлять так, чтобы электрическая проводимость внутри пласта преимущественно повышалась по его протяжению и/или чтобы электрическая проводимость в пластовом резервуаре снижалась в непосредственной близости от проводника.

Перфорация предпочтительно должна быть выполнена таким образом, что по общей длине жидкостного трубопровода - за исключением участка подачи от поверхности до целевой области в пластовом резервуаре - на каждом участке выходило одинаковое количество жидкости.

Повышение давления в пластовом резервуаре является особенно благоприятным, чтобы благодаря этому углеводородсодержащее вещество лучше вытеснялось из пластового резервуара и/или чтобы можно было избежать снижения давления в пластовом резервуаре вследствие извлечения вещества.

Вышеуказанные эффекты, повышение проводимости и повышение давления, предпочтительно получаются, когда прилагаемое при подаче давление на жидкость в жидкостном трубопроводе согласовано с заданной перфорацией таким образом, что вытекание жидкости через перфорацию обеспечивается в течение длительного периода времени эксплуатации.

В качестве подводимой жидкости пригодна, в частности, вода или органический или неорганический раствор в качестве электролита, в частности, также для повышения проводимости.

Жидкость предпочтительно может иметь по меньшей мере один из следующих компонентов: соли, слабые кислоты, слабые основания, СО2 или растворители, которые, в частности, содержат алканы, например метан, пропан, бутан.

Для дополнительного повышения давления в пластовом резервуаре может быть закрыт вентиль питающей трубы для выведения разжиженного углеводородсодержащего вещества из пластового резервуара и открыт в более поздний момент времени, в зависимости от достижения предварительно заданного периода времени, или по достижении предварительно заданного давления в пластовом резервуаре. Тем самым давление может быть повышено в течение периода времени, так как материал не покидает пластовый резервуар и вводится дополнительная жидкость.

В частности, при наличии перфорации в жидкостном трубопроводе замыкание жидкостного контура не является необходимым. Например, для проводящего контура могут быть предусмотрены два отдельных друг от друга жидкостных трубопровода, в каждом случае для половины проводящего контура, причем оба жидкостных трубопровода оканчиваются в пластовом резервуаре, без обратного откачивания жидкости опять на поверхность.

Уже было разъяснено, какой состав может иметь жидкость, которая подается в пластовый резервуар в жидкой форме. При этом в особенности является благоприятным, когда жидкость, по меньшей мере частично или также полностью, извлекается из добытой смеси воды и нефти/битума. Для этого от добытой смеси воды и нефти/битума должно быть отделено желательное добываемое вещество, и водный остаток должен быть переработан или, соответственно, подготовлен. По сравнению с нагнетанием водяного пара это все-таки может быть выполнено гораздо более простым путем.

Для извлеченной смеси воды и нефти/битума сначала может быть проведено отделение нефти и/или газа от жидкости. Остается остаточная жидкость, также называемая попутно добываемой пластовой водой, которая все еще содержит некоторую долю нефти, взвешенные примеси и песок и многочисленные химические элементы или соединения. Однако от удаления остаточной доли нефти или также многих химических элементов теперь можно отказаться, так как при возвращении остаточной жидкости в пластовый резервуар содержатся только те вещества, которые и так уже до сих пор присутствовали в пластовом резервуаре и при извлечении были вымыты. Дополнительным обоснованием того, почему дальнейшая обработка остаточной жидкости не требуется, является тот факт, что согласно изобретению остаточная жидкость вводится в пластовый резервуар в жидкой форме, а не в газообразном состоянии. Однако получение питательной воды для парогенератора потребовало бы дорогостоящего оборудования и нуждалось бы в больших затратах энергии.

По существу, для подготовки остаточной жидкости требуется только отделение песка, поскольку при повторном введении остаточной жидкости в пластовый резервуар он может приводить к засорению и заиливанию жидкостного трубопровода. Это помешало бы долговременной эксплуатации.

В одном предпочтительном варианте исполнения после удаления песка также может быть предусмотрено обессоливание остаточной жидкости, чтобы в пластовом резервуаре вследствие непрерывного введения обработанной остаточной жидкости не возникала слишком высокая концентрация солей.

Введением освобожденной от песка и обессоленной остаточной жидкости может быть снижена вязкость внутри пластового резервуара, то есть могут быть улучшены характеристики течения битума. Более того, достигается повышение стабильности пластового резервуара.

В дополнение к указанным компонентам может быть предусмотрен еще и теплообменник, чтобы доводить подготовленную остаточную жидкость до более высокой температуры, чтобы предотвратить нежелательное охлаждение пластового резервуара, следствием которого было бы падение давления или повышение вязкости.

Далее настоящее изобретение и его дополнительные варианты осуществления более подробно разъясняются в рамках примера исполнения с привлечением фигур.

При этом в схематическом изображении показано:

Фигура 1 представляет устройство с охлаждением индуктора;

Фигура 2 представляет перспективное изображение охлаждаемого индуктора;

Фигуры 3, 4, 5, 6 представляют поперечные сечения различных индукторов с жидкостным трубопроводом;

Фигура 7 представляет перфорированный жидкостный трубопровод;

Фигура 8 представляет устройство для нагнетания жидкости в пластовый резервуар;

Фигура 9 представляет устройство для подготовки и нагнетания извлеченного пластового потока.

Соответственные между собой детали в Фигурах в каждом случае снабжены одинаковыми кодовыми номерами. Общеизвестные согласно прототипу детали подробно не разъясняются.

Фигура 1 в схематическом изображении показывает устройство для in situ получения углеводородсодержащего вещества из подземного месторождения 6 как пластового резервуара, со снижением его вязкости, причем предусмотрено охлаждение индукторов 10. В отношении такого устройства речь может идти, например, об устройстве для добычи битума из залежи нефтеносных песков. В отношении месторождения 6 речь может идти, в частности, о залежи нефтеносных песков или месторождении битуминозных сланцев, из которых могут быть извлечены битум или другие тяжелые нефти.

Далее представлена труба 9 для введения пара, которая размещена по существу между параллельными участками индуктора 10 внутри пластового резервуара 6 и которая снабжается от парогенератора 8. С помощью распределенных по длине трубы сопел (не показанных) пар нагнетается в пластовый резервуар 6.

Не показан продуктивный трубопровод, через который извлеченное из месторождения 6 вещество собирается и из месторождения 6 выкачивается на поверхность 5 земли.

Далее, устройство для in situ получения углеводородсодержащего вещества имеет индуктор 10, который проходит в буровых скважинах внутри месторождения 6. Индуктор 10 или участок его рассматриваются как соответствующий изобретению проводник. Сформирован замкнутый проводящий контур, который состоит из двух горизонтально проложенных в месторождении 6 подводящего и обратного проводников индуктора 10, а также из участков 11 проводников, которые не действуют или мало действуют как нагреватели и проходят над поверхностью земли или, соответственно, ведут от поверхности 5 земли к месторождению 6, чтобы обеспечивать подключение индуктора 10 к источнику тока. В Фигуре, например, оба конца петли проводящего контура размещены над поверхностью земли. На правой стороне Фигуры контур просто замкнут (смотри участок 11 проводника в Фигуре). На левой стороне находится источник 1 электропитания, в том числе все необходимые электрические устройства, такие как преобразователь частоты переменного тока и генератор, через которые необходимый ток и необходимое напряжение подводятся к проводящему контуру, тем самым индукторы 10 служат в качестве проводников для электрического/электромагнитного нагревателя с генерированием тепла в месторождении 6.

Индукторы 10 действуют как индуктивные электрические нагревательные устройства в отношении по меньшей мере частей месторождения 6. При условии проводимости по меньшей мере частей месторождения 6 они могут проводить нагрев примерно концентрически вокруг обоих по возможности параллельно проложенных участков индуктора 10.

Тепловая нагрузка проводящего контура в областях, в которых он проходит вне собственно месторождения 6, как участок 11 проводника, может быть сильно сокращена с помощью подходящего регулирования. Этим путем тепловая нагрузка может быть создана в определенных областях месторождения 6. В отношении индуктора 10 речь может идти, в частности, о стержнеобразном металлическом проводнике или о скрученном металлическом кабеле из особенно хорошо проводящего металла, который выполнен как резонансный контур.

Согласно фигуре наряду с электрическим контуром предусмотрен также охлаждающий контур, чтобы охлаждать индуктор 10. Охлаждающий контур включает жидкостный трубопровод 12, который согласно Фигуре заключает в себе проводящий контур почти полностью вдоль его длины. Существенное значение имеет только оболочка индуктора 10. Оболочка за пределами месторождения 6 не требуется, однако была бы предпочтительной, так как благодаря этому может быть выполнена укладка жидкостного трубопровода 12 вместе с проводящим контуром и тем самым обеспечивается возможность упрощенного монтажа.

Согласно фигуре, участки охлаждающего контура, которые явно не предусмотрены для охлаждения, отмечены как жидкостные впускные/выпускные трубопроводы 13. Согласно фигуре на левой стороне жидкостный контур замкнут только простым путем в кольцо, так что жидкость, пропущенная через первый жидкостный трубопровод 12 вдоль первого участка индуктора 10, возвращается через второй жидкостный трубопровод 12 вдоль второго участка индуктора 10. На правой стороне фигуры находятся наземные компоненты для подготовки жидкости. Они представляют собой накопительный бак 3, в котором находится жидкость 14 для охлаждения. Кроме того, предусмотрен насос 2, чтобы закачивать жидкость 14 в охлаждающий контур и чтобы поддерживать скорость течения. Кроме того, предусмотрен охладитель 4 оборотной жидкости, с помощью которого может быть опять охлаждена нагретая охлаждающая жидкость.

Представимы многообразные варианты в отношении расположения индуктора и охлаждающего контура. Например, на левой стороне в Фигуре мог бы быть предусмотрен дополнительный охладитель оборотной жидкости. Кроме того, могли бы наличествовать многочисленные охлаждающие контуры. Подведение и выведение жидкости могли бы выполняться вдоль одного отдельного участка индуктора 10 и не вдоль всего проводящего контура в целом.

Жидкостный трубопровод 12 в фигуре выполнен как коаксиальная оболочка для индуктора 10, так что индуктор 10 и, соответственно, оболочка индуктора 10 в эксплуатационном режиме по возможности полностью окружен охлаждающей жидкостью.

В эксплуатационном режиме устройство может работать так, что при подаче тока на индуктор 10, посредством которого окружение индуктора 10 в месторождении 6 нагревается, вдоль индуктора 10 по жидкостному трубопроводу 12 всегда пропускается охлаждающая жидкость. Индуктор 10 нагревает горную породу в окружении индуктора 10, в результате чего сама нагретая горная порода становится термическим излучателем. Индуктор 10 должен быть защищен от повышенных температур. Это производится с помощью охлаждающей жидкости в жидкостном трубопроводе 12 в форме описанного наружного охлаждения индуктора 10, благодаря чему, с одной стороны, индуктор 10 термически изолирован и, с другой стороны, воспринятая индуктором 10 теплота опять отводится так, что индуктор 10 не нагревается или нагревается по меньшей мере лишь незначительно или в меньшей степени.

Для усиления этого эффекта жидкостный трубопровод 12 может быть дополнительно заключен в теплоизоляционную оболочку.

Этим путем может быть, в частности, предотвращено закипание воды непосредственно на индукторе 10 в месторождении 6, что, в свою очередь, оказывало бы негативное влияние на неохлаждаемую защитную оболочку индуктора 10, так как защитная оболочка предусмотрена для электрической изоляции индуктора 10 и обычно состоит из полимера, однако долговременное повышение температуры могло бы разрушать полимер. Однако все же следует еще раз отметить, что кипение жидкости в пластовом резервуаре само по себе является вполне благоприятным.

В идеальном случае индуктор 10 встроен в жидкостный трубопровод 12 и может быть уложен с ним как единое целое. Далее разъясняются различные варианты исполнения подобных комбинированных проводников и систем охлаждения.

В фигуре 2 в перспективном представлении схематически показан разрез индуктора 10 с окружающим охлаждением. Индуктор 10, размещенный по центру оболочки 15 жидкостного трубопровода 12, выполненной в форме рукава, окружен жидкостным трубопроводом 12. Позиционирование индуктора 10 может определяться, например, всего лишь жидкостью, протекающей в жидкостном трубопроводе 12. Согласно фигуре 2 центрирование не предусмотрено. Сообразно этому индуктор 10 совершенно свободно подвижен в жидкостном трубопроводе 12 и мог бы, например, под действием силы тяжести, уложиться изнутри на оболочку жидкостного канала. Однако для конкретного позиционирования или фиксации в жидкостном трубопроводе 12 далее представлены различные конструкции.

Диаметр индуктора 10 предпочтительно может составлять от 30 до 100 мм. Ширина кольцевого зазора вокруг индуктора 10 предпочтительно составляет от 5 до 50 мм, и величина расхода потока охлаждающей среды внутри жидкостного предпочтительно варьирует от 5 до 100 л/мин.

Далее схематически наглядно показаны поперечные сечения охлаждаемых проводников. Поперечное сечение проведено вдоль плоскости разреза, как она обозначена в фигуре 1 сечением А-А.

Согласно фигуре 3 закрепление индуктора 10 выполнено, например, с использованием звездообразной распорки с перегородками 16, причем предпочтительно применяются от 2 до 5 распорок. Однако также представимо техническое решение только с одной перегородкой 16. Перегородки 16 предпочтительно установлены на внутренней стороне оболочки 15 и по центру соединены стабилизаторами 17 или непосредственно прикреплены к наружной оболочке индуктора 10. Индуктор 10 размещен коаксиально по центру оболочки 15 жидкостного трубопровода 12 и либо проложен как единое целое с оболочкой 15 и перегородками 16, либо вставлен впоследствии.

Жидкостный трубопровод 12 сформирован полостью внутри оболочки 15.

При варианте исполнения перегородок 16 по всей длине одновременно образуются многочисленные камеры между перегородками 16, которые могут пропускать охлаждающую жидкость в различных направлениях.

Ширина перегородок 16 может варьировать, например, в диапазоне 5-30 мм, тем самым падение давления охлаждающей среды в жидкостном трубопроводе 12 является не слишком большим.

Согласно фигуре 4 в кольцеобразном зазоре (также внутри наружной оболочки 20) вокруг индуктора 10 предусмотрены многочисленные шланги или, соответственно, трубы 12А, 12В,..., 12F в качестве жидкостного трубопровода 12. При этом возможно противоточное пропускание охлаждающей среды в шлангах/трубах. Дополнительно, в качестве части наружной оболочки 20 или в качестве отдельного элемента может быть применена дополнительная теплоизоляция 18 между шлангами/трубами и наружной оболочкой 20. В этом же смысле также следует понимать вариант, когда эти промежутки остаются пустыми, то есть в качестве теплоизоляции служат воздух или специальный газ, или вакуум.

Толщина теплоизоляционного слоя предпочтительно выбирается между 3 и 50 мм.

В фигуре 5 охлаждающая среда пропускается через капилляры 19 в качестве жидкостного трубопровода 12. В альтернативном варианте, речь может идти также о пористом материале. Эти варианты, в частности, имеют то преимущество, что поток жидкости внутри жидкостного трубопровода 12 может лучше поддаваться регулированию и что может быть точно задано положение индуктора 10 по отношению к жидкостному трубопроводу 12. Это может быть предпочтительным, поскольку индуцированное поле, также в зависимости от ориентации двух индукторов 10 относительно друг друга, не во все стороны от индукторов 10 имеет одинаковую напряженность.

Полноты ради, согласно фигуре 6 представлен дополнительный вариант жидкостного охлаждения, в котором центральный шланг или, соответственно, трубопровод, проводящий охлаждающую среду, в качестве жидкостного трубопровода 12 окружен отдельными проводниками 10А, 10В,..., 10F. Отдельные проводники 10А, 10В,..., 10F при этом в совокупности представляют индуктор 10. В этой форме диаметр шлангов или, соответственно, труб жидкостного трубопровода 12 может предпочтительно составлять между 10 и 100 мм, и величина расхода потока охлаждающей среды может варьировать между 5 и 100 л/мин. Индуктор 10 может состоять, например, из отдельных проводников числом от 10 до 2000, общая площадь поперечного сечения которых обычно составляет от 10 до 2000 мм2.

В то время как ранее было разъяснено просто пропускание охлаждающей жидкости, далее это будет приведено в сочетании с тем, что по длине жидкостного трубопровода 12 жидкость может быть выведена в месторождение 6.

В фигуре 7 в схематической форме наглядно показан участок индуктора 10 с окружающим охлаждением в перспективном изображении, причем жидкостный трубопровод 12 выполнен перфорированным так, что жидкость может выходить наружу, причем жидкость фактически может вытекать в жидкой форме или, при случае, также в виде газа, также, например, водяного пара.

Аналогично фигуре 2, размещенный по центру рукавообразно выполненной оболочки 15 индуктор 10 окружен жидкостным трубопроводом 12. В отличие от варианта исполнения в фигуре 2 жидкостный трубопровод 12 и, соответственно, оболочка 15 имеет перфорацию 12, состоящую из многочисленных отверстий и проходов, через которые транспортируемая жидкость может проникать изнутри наружу. При этом величина, положение и частотность отверстий приспособлены к желательным условиям, и изображение в фигуре 7 не должно интерпретироваться как ограничительное, в частности, в том отношении, что, например, по всей длине жидкостного трубопровода 12 могут выпускаться наружу от 30 до 300 л/мин.

При этом отверстия перфорации 21 могут быть размещены симметрично по всему периметру оболочки 15. Однако также могло бы быть полезно предусмотреть неравномерное распределение. По длине жидкостного трубопровода 12 могут также изменяться распределение и/или конфигурация отверстий, в частности, постольку, поскольку может меняться давление внутри жидкостного трубопровода 12 вследствие вытекания жидкости.

При этом жидкость, выходящая в месторождение 6 в окружении индуктора 10, имеет преимущество в том отношении, что этим путем в пластовый резервуар может нагнетаться электролит, благодаря чему, с одной стороны, может быть повышена электрическая проводимость в месторождении 6 и, с другой стороны, создается повышенное давление внутри месторождения 6. Оба эффекта приводят к тому, что может быть повышена производительность добычи и/или скорость выкачивания добываемого углеводородсодержащего вещества. Дополнительные разъяснения в этом плане приведены на основании фигуры 8.

Композиция фигуры 8 в принципе соответствует композиции фигуры 1. Присутствует проводящий контур, который действует со снабжением от источника 1 электропитания. Участки, которые действуют в качестве электродов, обозначены как индуктор 10. Они представляют собой участки, проложенные в месторождении 6 горизонтально и параллельно.

Кроме того, имеется накопительный бак 3 для подготовки жидкости 14, которая предусмотрена в качестве охлаждающей жидкости. Эта жидкость 14 с помощью насоса 2 вводится в жидкостную систему, которая состоит из жидкостных впускных трубопроводов 13 и из жидкостного трубопровода 12. При этом, в свою очередь, жидкостный трубопровод 12 должен обозначать участки, проходящие горизонтально и параллельно в месторождении 6. Жидкостные впускные трубопроводы 13 включают систему шлангов/труб выше поверхности 5 земли и, соответственно, соединение с горизонтально проходящим жидкостным трубопроводом 12.

В данном примере в отличие от фигуры 1 введение производится слева на плоскости чертежа, но было бы возможным также введение справа, как в фигуре 1. Однако существенное отличие от фигуры 1 состоит в том, что на горизонтальном подземном участке жидкостный трубопровод 12 имеет перфорацию 21, выходящая через которую жидкость 22 обозначена с помощью стрелок. Кроме того, в данном примере жидкостный трубопровод 12 оканчивается уже под землей. Для этого предусмотрена заглушка 23 жидкостного трубопровода 12, причем эта заглушка точно так же может иметь перфорацию.

Однако в противоположность данному варианту исполнения также представимо, что жидкостный трубопровод 12 выведен на поверхность для возвращения имеющейся остаточной жидкости. В альтернативном варианте, хотя жидкостный трубопровод 12 может быть выведен на поверхность, однако вследствие соотношения давлений получается, что никакая жидкость не достигает поверхности 5 земли. Тем самым в последнем участке жидкостного трубопровода 12 жидкость бы отсутствовала.

В эксплуатационном режиме жидкость с помощью насоса 2 или подобно действующему устройству вводится в систему охлаждения. Давление вплоть до жидкостного трубопровода 12 остается по существу на неизменном уровне, так как до начала жидкостного трубопровода 12 выход жидкости не предусмотрен. Когда теперь вводимая жидкость достигает участка с соответствующим изобретению жидкостным трубопроводом 12, часть жидкости через перфорацию 21 вводится в месторождение 6. Дополнительная часть жидкости протекает дальше вдоль жидкостного трубопровода 12, причем жидкость постоянно выливается через перфорацию 21. Тем самым имеет место отток жидкости в виде выходящей жидкости 22. Потеря жидкости компенсируется притоком жидкости от насоса 2.

Таким образом, проявляются многообразные эффекты: с одной стороны, жидкость протекает вдоль индуктора 10 и может отводить теплоту. С другой стороны, жидкость вытекает в месторождение 6, в окружение индуктора 10, в результате чего может быть повышено давление в месторождении 6 или же может выравниваться давление, снижающееся вследствие извлечения углеводородсодержащего вещества, а также может повышаться электрическая проводимость в месторождении 6, в частности, в окружении индукторов 10, что, в свою очередь, повышает эффективность индукторов 10. Указанные эффекты являются взаимозависимыми, поскольку вследствие вытекания нагретой жидкости в окружение индуктора 10 вдоль индуктора 10 внутри жидкостного трубопровода 12 протекает холодная жидкость, благодаря чему остается неизменным охлаждающее и, соответственно, теплоизолирующее действие.

Заглушка 23, размеры жидкостного трубопровода 12, конфигурация перфорации 21 и создаваемое насосом 2 давление в жидкости предпочтительно должны быть так согласованы между собой, в частности, также принимая во внимание структуру данной горной породы и глубину залегания месторождения, чтобы указанные эффекты действовали по существу по всей длине горизонтально проложенного индуктора 10 и/или чтобы жидкость 22 равномерно выходила в месторождение 6.

Давление зависит от глубины залегания месторождения, то есть от расстояния от горизонтально проложенных индукторов 10 до поверхности 5 земли. Давление должно быть более высоким, чем гидростатическое давление соответствующего водяного столба, и составлять, например, величину в диапазоне между 10000 гПа (10 бар) до 50000 гПа (50 бар).

В месторождении 6 происходит сброс давления тогда, когда в момент времени, в который давление вышележащей над месторождением 6 покрывающей породы является слишком высоким, открывается продуктивная(-ные) труба(-бы) (не показана(-ны)). Однако может быть предпочтительным настолько длительное удерживание продуктивных труб в закрытом состоянии, насколько это возможно, чтобы достигнуть высокого давления.

Тем самым назначение выходящей жидкости 22 состоит как в повышении или поддержании давления в месторождении 6, так и в вытеснении - вымывании - добываемого вещества, причем достигается исключение ситуации с пониженным давлением в месторождении 6.

В качестве жидкости может быть предусмотрен, в частности, электролит, например вода или водные растворы, например, дополненные дополнительными компонентами. В качестве электролита, вытеснителя или растворителя рассматриваются, в частности, органические или неорганические жидкости или газы в измененном агрегатном состоянии, и, соответственно, их комбинации, в частности вода, предпочтительно извлеченная и отделенная от тяжелой нефти вода, соленая вода, слабые кислоты, слабые основания, другие растворители, такие как метан, пропан, бутан, СО2 или смеси.

Представленные в фигурах 2-5 поперечные сечения также применимы для жидкостного трубопровода 12 с выходящей жидкостью 22.

Соответственно варианту исполнения в фигуре 2 индуктор 10 может быть проложен в перфорированной нагнетательной трубе или, соответственно, шланге, причем от центрирования индуктора 10 можно отказаться. Диаметр индуктора 10 предпочтительно составляет от 30 до 100 мм. Ширина кольцевого зазора предпочтительно составляет от 5 мм до 50 мм, и величина расхода потока охлаждающей среды предпочтительно составляет от 30 до 300 л/мин.

Согласно фигуре 3 индуктор 10 проложен в перфорированной нагнетательной трубе или, соответственно, шланге, причем опора индуктора 10 выполнена в виде звездообразной распорки. Диаметр индуктора 10 предпочтительно составляет от 30 до 100 мм. Ширина кольцевого зазора предпочтительно составляет от 5 мм до 50 мм, и величина расхода потока охлаждающей среды предпочтительно составляет от 30 до 300 л/мин.

Согласно фигуре 4 к индуктору 10 присоединены одна или многие перфорированные нагнетательные трубы или, соответственно, шланги. Предусмотрен непосредственный контакт индуктора 10 с пластовым резервуаром. Отсутствие контакта может быть даже предпочтительным, поскольку уменьшается теплопередача от окружающего горячего пластового резервуара обратно на индуктор 10. Диаметр индуктора 10 предпочтительно составляет от 30 до 100 мм. Диаметр присоединенных труб предпочтительно составляет от 5 мм до 50 мм, и величина расхода потока охлаждающей среды предпочтительно составляет от 30 до 300 л/мин.

В случае конструкции, обсуждаемой согласно фигуре 8, в частности является предпочтительным, чтобы могли достигаться экономичные и высокие удельные мощности. Одновременно избегается также опасный на больших глубинах перегрев индуктора 10, а также достигается дополнительное вытеснение добываемого из месторождения вещества. Кроме того, месторождения с незначительной электрической проводимостью подвергаются индуктивному нагреву лишь в результате этой подачи жидкости в месторождения.

В отличие от фигуры 8 в дополнительном варианте конструкции устройство может быть выполнено так, что только частичные области индуктора 10 проходят в нагнетательной трубе или, соответственно, шланге. Кроме того, выпускные отверстия перфорации 21 могут быть распределены неравномерно, или же имеется даже участок, на котором нет никакой перфорации 21.

Что касается вышеуказанных вариантов исполнения, следует еще раз упомянуть, что с самого начала предусмотрено не введение пара, который производится на поверхности земли, а подача жидкостей. Предпочтительно также нет нужды в дополнительном введении пара.

В приведенных выше вариантах исполнения подробно не рассматривалось то обстоятельство, откуда могла бы происходить жидкость для введения в жидкостный трубопровод. Теперь с помощью фигуры 9 дополнительно разъясняется, что эта жидкость полностью или частично может быть извлечена из потока продукта.

В фигуре 9 схематически представлено изображение разреза месторождения 6, причем месторождение 6 расположено ниже поверхности 5 земли и имеет область 7 с нефтяной залежью. Как и в предшествующих вариантах исполнения, предусмотрен проводящий контур, причем в фигуре 9 представлен только индуктор 10 проводящего контура.

Кроме того, индуктор 10, по меньшей мере частично, заключен в оболочку жидкостного трубопровода 12. Проводящий контур, как и в вышеуказанных вариантах исполнения, снабжается от источника 1 электропитания.

Во всех вариантах осуществления изобретения, хоть и не представленных в фигурах 1 и 8, имеется продуктивная труба 39 для выведения на поверхность добытого в земле вещества. Через продуктивную трубу 39 может быть транспортирован поток 30 продукта в форме жидкостно-твердофазно-газовой смеси, то есть смеси фаз, на поверхность 5 земли для первичной обработки.

Сначала от жидкостно-твердофазно-газовой смеси с помощью нефтегазового сепаратора 31 отделяется добываемое вещество. Полученная в результате этого нефть 32 обозначена в Фигуре стрелкой, как равным образом альтернативно или дополнительно полученный отделенный газ 33. Кроме того, остается остаточная жидкость 34 - пластовая вода, отделенная от потока 30 продукта, которая затем подвергается подготовке, чтобы позднее она могла быть опять закачана в месторождение 6 в жидкой форме.

В качестве первого этапа первичной обработки остаточная жидкость 34 подается в устройство 35 для отделения песка, в котором отделяются песок и другие твердые частицы. После этого этапа первичной обработки остается освобожденная от песка остаточная жидкость 36.

В результате отделения песка оставшаяся освобожденная от песка остаточная жидкость 36 уже имеет консистенцию, которая делает возможным обратное нагнетание в жидкой форме. Этим обеспечивается то, что труба, используемая для обратного нагнетания, может эксплуатироваться в течение длительного времени с пропусканием освобожденной от песка остаточной жидкости 36 без заиливания или засорений.

Согласно фигуре 9 выполняется следующий этап первичной обработки. Освобожденная от песка остаточная жидкость 36 подается в устройство 37 для обессоливания, с помощью которого снижается содержание солей в освобожденной от песка остаточной жидкости 36. Это может быть достигнуто введением специальных химических реагентов. В идеальном случае посредством устройства 37 для обессоливания достигается содержание солей в полученной обработанной жидкости 38, которое соответствует естественному содержанию солей внутри месторождения 6.

От следующих этапов подготовки можно отказаться, так как соответственно изобретению предусматривается, что жидкость, следовательно, в жидкой форме и негазообразной вводится в месторождение 6 вдоль индуктора 10 по жидкостному трубопроводу 12. Тем самым подготовка ограничивается отделением песка и обессоливанием.

Подготовленная таким образом жидкость 38 теперь может быть введена в охлаждающий контур согласно фигуре 1 или в нагнетание жидкости согласно фигуре 8. Далее с привлечением фигуры 9 разъясняется дополнительный альтернативный вариант.

Согласно фигуре 9 подготовленная жидкость 38 подается в насос 2 и под давлением нагнетается в жидкостный впускной трубопровод 13, который далее переходит в жидкостный трубопровод 12. Индуктор 10 опять проложен внутри жидкостного впускного трубопровода 13 и жидкостного трубопровода 12. Точно так же пригодны уже разъясненные варианты исполнения индуктора внутри жидкостного трубопровода, в частности, варианты исполнения согласно фигурам 2-4. В фигуре 9 в качестве примера представлена конструкция, в которой индуктор 10 зафиксирован внутри жидкостного трубопровода и, соответственно, жидкостного впускного трубопровода установленными по участкам перегородками 16.

Таким образом, подготовленная жидкость 38 пропускается вдоль индуктора 19 внутри жидкостного впускного трубопровода 13 и жидкостного трубопровода 12 внутри шланга или трубы в глубину месторождения 6. Чтобы теперь было возможным нагнетание жидкости 38 по большой длине в грунте месторождения 6, жидкостный трубопровод 12 выполнен с прорезями, так что жидкость 38 поступает в породу через прорези 40 из жидкостного трубопровода 12.

В последующем поступившая туда жидкость с течением времени может испаряться вследствие нагревающего воздействия индуктора 10.

Согласно фигуре 9 длина жидкостного трубопровода 12 ограничена и является конечной, тогда как индуктор 10 проходит горизонтально и далее. При этом должны быть согласованы между собой длина снабженного прорезями жидкостного трубопровода 12, частотность и величина прорезей 40 и количество нагнетаемой жидкости 38.

В альтернативном варианте исполнения жидкостный трубопровод 12, как в фигуре 8, может проходить вдоль по существу всей активной длины индуктора 10, чтобы обеспечивать распределение нагнетаемой жидкости по большой площади.

Разъясненный при помощи фигуры 9 подход является предпочтительным в том плане, что требуется менее дорогостоящая подготовка воды, чем при способе на основе подачи пара, так как нагнетаемую воду не нужно испарять на поверхности земли.

Для нагнетания может быть также использована вода, нагретая с помощью проточного теплообменника,в фигуре 9 не показанного, во избежание нежелательного охлаждения месторождения и тем самым падения давления или повышения вязкости в месторождении.

Кроме того, является предпочтительным, чтобы устройство было легко управляемым в отношении поддержания температуры и тем самым регулирования давления в пластовом резервуаре.

В качестве дополнительного преимущества разъясненной выше комбинации среднечастотного индукционного способа для нагрева пластового резервуара с упрощенным способом подготовки воды и обратного нагнетания воды, например, представляется, что требуются только уменьшенные технологические затраты на сооружение всей установки для водоподготовки, особенно для подготовки питательной воды и что исключаются или сокращаются сточные воды.

По сравнению с производством пара, чтобы нагнетать пар в пластовый резервуар, получается заметная экономия энергии благодаря исключению потерь тепла, которые имеют место при производстве пара.

1. Устройство для извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара (6), причем к пластовому резервуару (6) может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур (10, 11) для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар (6) в качестве электрического/электромагнитного нагревателя,
отличающееся тем, что
проводник (10) проводящего контура (10, 11), по меньшей мере на одном участке, окружен жидкостным трубопроводом (12),
причем жидкостный трубопровод (12) является перфорированным так, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию (21) проникает из жидкостного трубопровода (12) в пластовый резервуар (6),
причем жидкостный трубопровод (12) выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник (10) окружен множеством шлангов и/или труб.

2. Устройство по п. 1,
отличающееся тем, что
множество шлангов и/или труб и проводник (10) размещены внутри общей рукавообразной наружной оболочки (20).

3. Устройство по одному из пп. 1 или 2,
отличающееся тем, что
предусмотрено устройство (2) для повышения давления жидкости и для циркуляции жидкости, в частности насос, чтобы с помощью устройства (2) для повышения давления достигалось движение жидкости и жидкость вводилась в жидкостный трубопровод (12) под высоким давлением.

4. Устройство по одному из пп. 1 или 2,
отличающееся тем, что
перфорация (21) выполнена таким образом и/или что предусмотрены средства, что по существу предотвращается поступление твердых частиц и/или песка из пластового резервуара (6) в жидкостный трубопровод (12).

5. Устройство по одному из пп. 1 или 2,
отличающееся тем, что
перфорация (21) имеет отверстия, которые по форме, и/или величине, и/или распределению выполнены таким образом, чтобы при подведении жидкости при предварительно заданном давлении
a) проводник (10) в достаточной степени охлаждался по всей длине участка проводящего контура (10, 11), окруженного жидкостным трубопроводом (12), в частности тем, что
- жидкостный трубопровод (12) по длине в достаточной степени заполнен жидкостью, и/или
- нагретая проводником (12) жидкость выводится наружу из жидкостного трубопровода (12) через отверстия, и/или
- по жидкостному трубопроводу (12) последовательно протекает необходимое количество охлажденной жидкости с более низкой температурой;
и/или
b) жидкость, распределенная по длине жидкостного трубопровода (12), выходит через перфорацию в окружение проводящего контура (10, 11) в пластовом резервуаре (6), чтобы
- изменялась электрическая проводимость пластового резервуара (6); и/или
- повышалось давление в пластовом резервуаре (6).

6. Способ извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара (6), причем к пластовому резервуару (6) подводится тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур (10, 11) для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар (6) в качестве электрического/электромагнитного нагревателя,
отличающийся тем, что
проводник (10) проводящего контура (10, 11) по меньшей мере на одном участке окружен жидкостным трубопроводом (12), через который пропускают жидкость, жидкостный трубопровод (12) является перфорированным, и жидкость через перфорацию (21) перфорированного жидкостного трубопровода (12) выводят наружу таким образом, что при подачи жидкости жидкость через перфорацию (21) в жидкостном трубопроводе (12) вводится в пластовый резервуар (6),
причем жидкостный трубопровод (12) выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник (10) окружен множеством шлангов и/или труб.

7. Способ по п. 6,
отличающийся тем, что
проводник (10) охлаждается жидкостью, пропускаемой по жидкостному трубопроводу (12).

8. Способ по п. 7,
отличающийся тем, что
жидкость пропускают по жидкостному трубопроводу (12) под давлением так, что давление внутри жидкостного трубопровода (12) в области перфорации (21) является более высоким, чем гидростатическое давление в пластовом резервуаре (6) в окружении перфорации (21).

9. Способ по п. 8,
отличающийся тем, что
давление жидкости согласовывают с имеющейся перфорацией (21) таким образом, что при подаче жидкости под этим давлением
a) проводник (10) достаточно охлаждается по всей длине участка проводящего контура (10, 11), окруженного жидкостным трубопроводом (12), в частности тем, что
- жидкостный трубопровод (12) по длине в достаточной степени заполнен жидкостью, и/или
- нагретая проводником (12) жидкость выводится наружу из жидкостного трубопровода (12) через отверстия, и/или
- по жидкостному трубопроводу (12) последовательно протекает необходимое количество охлажденной жидкости с более низкой температурой;
и/или
b) жидкость, распределенная по длине жидкостного трубопровода (12), выходит через перфорацию в окружение проводящего контура (10, 11) в пластовом резервуаре, чтобы
- изменялась электрическая проводимость пластового резервуара (6); и/или
- повышалось давление в пластовом резервуаре (6).

10. Способ по одному из пп. 6 или 7,
отличающийся тем, что
в качестве жидкости вводят воду или органический или неорганический раствор, который имеет по меньшей мере один из следующих компонентов:
- соли;
- слабые кислоты;
- слабые основания;
- растворители, которые содержат, в частности, алканы, например метан, пропан, бутан; и/или
- CO2.

11. Способ по одному из пп. 6 или 7,
отличающийся тем, что
закрывают вентиль питающей трубы для выведения разжиженного углеводородсодержащего вещества из пластового резервуара (6) и открывают его в более поздний момент времени, в зависимости от достижения предварительно заданного периода времени или от достижения предварительно заданного давления внутри пластового резервуара (6).

12. Способ прокладки проводящего контура (10, 11), предназначенного для извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара (6), причем к пластовому резервуару (6) может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур (10, 11) для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар (6) в качестве электрического/электромагнитного нагревателя,
отличающийся тем, что
проводник (10) проводящего контура (10, 11), по меньшей мере на одном участке, окружен жидкостным трубопроводом (12), жидкостный трубопровод (12) является перфорированным таким образом, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию (21) проникает из жидкостного трубопровода (12) в пластовый резервуар (6),
причем жидкостный трубопровод (12) выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник (10) окружен множеством шлангов и/или труб,
причем проводящий контур (10, 11) и жидкостный трубопровод (12) образуют взаимно связанную цельную конструкцию, которую совместно укладывают в скважину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче природного газа из газогидратных месторождений и газовых месторождений, характеризующихся выпадением гидратов в призабойной зоне пласта.

Группа изобретений относится к способу соединения изолированных проводников при обработке подземного пласта. Способ соединения концов двух изолированных проводников включает в себя соединение концевого участка сердечника первого изолированного проводника с концевым участком сердечника второго изолированного проводника.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и безопасности процесса внутрипластового горения путем создания в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины очага горения при сохранении приемистости призабойной зоны, возможность инициирования внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта.

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов и снижение объема закачиваемого теплоносителя.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Группа изобретений относится к способу соединения изолированных проводников при обработке подземного пласта. Способ соединения концов двух изолированных проводников включает в себя соединение концевого участка сердечника первого изолированного проводника с концевым участком сердечника второго изолированного проводника.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на нефтяные пласты при подаче в них теплоносителя.

Группа изобретений относится к устройству и способу для добычи углеводородсодержащего вещества, особенно битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара. Резервуар нагружается тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током, в качестве электрического/электромагнитного нагрева резервуара.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к оборудованию нефтяных скважин, и может быть использовано для ликвидации парафиногидратных пробок и поддержания в скважинах оптимального теплового режима в целях предупреждения и ликвидации парафиногидратных и асфальтосмолистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт для предупреждения образования парафиногидратных отложений в зоне перфорации и под насосным оборудованием, увеличения проницаемости нефтяного коллектора и повышения нефтеотдачи в целом.
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу добычи высоковязкой нефти. Технический результат - увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти.

Изобретение относится к оборудованию для нефтяных скважин и нефтепроводов и может быть использовано для профилактики образования асфальто-смоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах, межтрубном пространстве скважин и промысловых нефтепроводах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи скважинами с горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии. Способ включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал пласта с высоковязкой нефтью с последующим разогревом и добычей разогретой продукции насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ. При вязкости высоковязкой нефти свыше 200 мПа·с и содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% в скважину по капиллярному трубопроводу дозировочным насосом подают химическую смесь, состоящую из растворителя в объеме 1% от объема добываемой продукции из скважины и деэмульгатора в объеме 0,15 кг/м3 от объема высоковязкой нефти в добываемой продукции из скважины. Электронагреватель размещают напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, а насос - над электронагревателем. Причем в качестве насоса применяют винтовой насос с трубным якорем. Включают станцию, питающую электронагреватель, и производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью электронагревателем в течение 3 ч. После чего запускают в работу привод винтового насоса с одновременной подачей дозировочным насосом по капиллярному трубопроводу химической смеси на выход винтового насоса. Причем при увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса до 35 А подачу химической смеси на выход винтового насоса увеличивают до 15 л/ч, а при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса до 12 А подачу химической смеси на выход винтового насоса уменьшают до 5 л/ч. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на призабойную зону пласта и повышение надежности работы устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Наверх