Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения



Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения
Устройство и способ для добычи, в частности добычи на месте залегания (in-situ), углеродсодержащего вещества из подземного месторождения

 


Владельцы патента RU 2587196:

СИМЕНС АКЦИЕНГЕЗЕЛЛЬШАФТ (DE)

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи. Устройство для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара содержит по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током для электрического и/или электромагнитного нагрева резервуара для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества, также предусмотрена направляющая флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида в резервуар для дальнейшего снижения вязкости вещества, причем направляющая флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию вытесняется из направляющей флюида в резервуар, при этом направляющая флюида расположена внутри проводника проводящего шлейфа свободно от электромагнитного поля. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Изобретение относится к установке для добычи на месте залегания (in-situ) углеродсодержащего вещества из подземного месторождения при снижении его вязкости. Такое устройство служит, в частности, для добычи битума или тяжелой фракции нефти из резервуара под покрывающей породой, как в случае битуминозного (горючего) сланца и/или залежей нефтеносного песка, например, в Канаде.

Для добычи тяжелой фракции нефти или битума из известных месторождений нефтеносного песка или горючего сланца их текучесть должна быть существенно повышена. Это может достигаться за счет повышения температуры месторождения (резервуара).

Наиболее распространенным и применяемым способом добычи на месте залегания (in-situ) для добычи битума или тяжелой фракции нефти является способ гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD). При этом водяной пар под высоким давлением нагнетается через трубу, расположенную горизонтально внутри пласта. Нагретый, расплавленный и освобожденный от песка и породы битум или тяжелая фракция нефти просачивается ко второй примерно на 5 м ниже лежащей трубе, через которую осуществляется транспортировка сжиженного битума или тяжелой фракции нефти, причем расстояние от инжектора до трубопровода добываемого продукта (продуктопровода) зависит от геометрии резервуара.

Водяной пар должен при этом одновременно выполнять несколько задач, а именно: ввод энергии нагрева для ожижения, отделение песка, а также повышение давления в резервуаре, чтобы, с одной стороны, резервуар геомеханически сделать проницаемым для добычи битума (проницаемость), а с другой стороны, обеспечить возможность добычи битума без дополнительных насосов.

Способ SAGD начинается тем, что, например, в течение трех месяцев через обе трубы вводится пар, чтобы сначала по возможности быстро разжижать битум в пространстве между трубами. Затем следует ввод пара только через верхнюю трубу, и добыча через нижнюю трубу может начинаться.

В патентной заявке Германии DE 102007008292 А1 уже указано, что обычно применяемый для этого способ SAGD может комбинироваться с индуктивным нагревательным устройством. Кроме того, в патентной заявке Германии DE 102007036832 А1 описано устройство, в котором имеются параллельно проходящие индукторные или электродные компоновки, которые на поверхности земли подключены к осциллятору или преобразователю переменного тока (инвертору).

В обеих более ранних патентных заявках Германии DE 102007008292 А1 и DE 102007036832 А1 также предлагается ввод пара совместить с индуктивным нагревом месторождения. При этом может, в случае необходимости, дополнительно осуществляться резистивный нагрев между двумя электродами.

В вышеописанных устройствах необходимо всегда подавать электрическую энергию по электрическому прямому проводнику и электрическому обратному проводнику. Для этого требуются существенные затраты.

В упомянутых более ранних патентных заявках отдельные пары индукторов из прямого и обратного проводника или группы пар индукторов в различных геометрических конфигурациях обтекались током, чтобы резервуар нагреть индуктивным способом. При этом внутри резервуара следует исходить из постоянного расстояния между индукторами, что при однородном электрическом распределении проводимости приводит к постоянной мощности нагрева. Описаны пространственно близко друг к другу направляемые прямой и обратный проводники на участках, на которых пробивается покрывающая порода, чтобы там минимизировать потери.

Изменение мощности нагрева вдоль индукторов может, как описано в этих более ранних заявках, осуществляться специально посредство инжекции на участках электролитов, за счет чего изменяется импеданс. Это соответственно предусматривает устройства инжекции электролита, монтаж которых является трудоемким и дорогостоящим.

Из документа CA 2304938 A1 известно, что в резервуар можно подавать жидкий растворитель с помощью соосно расположенных нефтяной трубы и окружающей ее направляющей для жидкости, причем на одном участке в резервуаре могут быть предусмотрены катушки, которые обеспечивают выпаривание растворителя, так чтобы горячий парообразный растворитель мог проходить через оболочку, снабженную шлицевыми отверстиями, в полое пространство, окружающее данную оболочку. При этом катушки воздействуют непосредственно на жидкий растворитель внутри направляющей для жидкости, так что растворитель переходит в парообразное состояние уже в направляющей для жидкости. Газообразный растворитель может распределяться внутри полого пространства и входить в контакт с холодным и вязким углеводородным веществом в резервуаре.

Исходя из этого, задачей изобретения является дополнительно оптимизировать описанное устройство для индуктивного нагрева резервуара.

В соответствии с изобретением эта задача решается признаками независимых пунктов формулы изобретения. Предпочтительные варианты осуществления и дальнейшие развития приведены в зависимых пунктах формулы изобретения.

В соответствии с изобретением предусмотрено устройство и способ для добычи углеводородсодержащего вещества, особенно битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара, причем резервуар может нагружаться тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий шлейф (контур) для индуктивного обтекания током в качестве электрического и/или электромагнитного нагрева. Дополнительно предусмотрена направляющая флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида - далее упоминаемого кратко как «флюид» - в резервуар с целью дальнейшего снижения вязкости вещества и/или его вытеснения из резервуара. Направляющая флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию вытесняется из направляющей флюида в резервуар. Кроме того, перфорация имеет отверстия, которые по форме, и/или величине, и/или распределению выполнены таким образом, что при подаче растворителя-флюида под заданным давлением растворитель-флюид выдается в резервуар в окружающую среду направляющей флюида распределенным образом по длине направляющей флюида через перфорацию.

В соответствии с изобретением речь идет о так называемой добыче из пласта (добыче на месте залегания, in-situ), то есть добыче углеводородсодержащего вещества непосредственно из резервуара, в котором это вещество обогащается, без разработки этого резервуара открытым способом. Под резервуаром предпочтительно понимается месторождение нефтеносного песка, которое находится под землей.

В соответствии с изобретением не предусматривается введение водяного пара только для нагрева резервуара. Осуществляется, однако, инжекция растворителей, причем растворители-флюиды могут быть выполнены как газ, как жидкость или как многокомпонентная или многофазная смесь.

Проводящий шлейф представляет собой по существу скрученный кабель, который обычно окружен трубчатой оболочкой. Участок проводящего шлейфа вдоль протяженности кабеля далее обозначается как проводник. Под проводником, в частности, понимается последовательный резонансный контур или его часть, который подобно структуре кабеля помещен во внешней изоляции. Она может в предпочтительном выполнении изобретения быть окружена направляющей флюида, посредством которой растворитель-флюид инжектируется в резервуар. В качестве альтернативы направляющая для растворителя-флюида может быть реализована отдельно от проводящего шлейфа.

Направляющая флюида представляет собой выполненное полым тело - например трубу или шланг, - через которое транспортируется растворитель-флюид.

За счет обеспечения направляющей флюида растворитель-флюид может направляться в резервуар. В зависимости от выполнения направляющей флюида могут обеспечиваться следующие преимущества:

i) Снижение вязкости добываемого углеводородсодержащего вещества - битума или тяжелой фракции нефти - в резервуаре посредством ввода растворителя-флюида в резервуар.

ii) Повышение вытеснения вещества, например нефти, за счет ввода флюида в резервуар.

Преимущество (i) объясняется тем, что снижение вязкости нефти обеспечивает возможность экономически рациональной добычи нефти. Индуктивное нагревание, а также ввод растворителя обеспечивают снижение вязкости.

Относительно пункта (ii): еще одной проблемой при электромагнитном индуктивном нагреве является часто недостающее или недостаточное вытеснение нефти из месторождения во время добычи, что может снизить скорость добычи или даже привести к полной ее остановке. Вытеснение нефти способом SAGD согласно уровню техники осуществляется посредством удлинения полости водяного пара в месторождении. При предусмотренном изобретением электромагнитном индуктивном нагреве не предусматривается ввод водяного пара. Однако сам введенный растворитель-флюид может применяться для вытеснения нефти.

Согласно изобретению в качестве растворителя пригодными являются как газы, например этан, пропан, бутан, СО2, SO2 и т.д., так и жидкости, например полимеры или водные смеси с полимерами (полиакриламид, ксантан), или водные смеси с подмешиванием смачивающего вещества (например, поверхностно-активные вещества), которые в битуме месторождения растворяются и уменьшают его вязкость. Кроме того, растворители могут объединяться или смешиваться, например пропан в качестве растворителя может смешиваться с другими газами (например, метаном), чтобы обеспечивать необходимый для вытеснения нефти объемный поток (расход) и давление.

В первом предпочтительном варианте выполнения проводящие шлейфы - также обозначаемые как индукторы - и направляющая флюида - далее обозначаемая также как инжектор - могут выполняться отдельно. Одна или несколько направляющих флюида заканчиваются в резервуаре и выполнены таким образом, что растворитель-флюид может проникать в резервуар. Укладка инжектора возможна как в вертикальной, так и в горизонтальной скважине. При этом инжектор может иметь различные позиции по отношению к индуктору и продуктопроводу, например, выше индуктора или между парами индуктора и продуктопровода.

В качестве альтернативы, индуктор и инжектор могут также комбинироваться коаксиальным образом. Индуктор может прокладываться в направляющей растворитель трубе - направляющей флюида - по центру или со смещением от центра (эксцентрически). Кроме того, индуктор может состоять из нескольких частичных проводников, причем частичные проводники индуктора окружают направляющую флюида, которая применяется для подачи растворителя.

Предпочтительным образом направляющая флюида может выполняться как шланг и/или труба, причем участок проводящего шлейфа - далее обозначаемый как проводник - размещен внутри шланга и/или трубы, в частности таким образом, что при подаче растворителя-флюида проводник омывается флюидом. Тем самым, требуется только одна скважина для прокладки индуктора и направляющей флюида.

В частности, шланг и/или труба может размещаться примерно коаксиально - центрированным или также эксцентрическим образом - относительно проводника. Для фиксации проводника внутри шланга и/или трубы может предусматриваться по меньшей мере одна перемычка внутри шланга и/или трубы. Вдоль осевого направления шланга/трубы могут предусматриваться периодические перемычки, чтобы фиксировать положение проводника. В качестве альтернативы, перемычка также может иметь осевую протяженность, которая в особом выполнении продолжается даже по всей длине шланга/трубы.

В другой коаксиальной форме выполнения направляющая флюида может находиться в центре и может окружаться трубообразным коаксиальным проводником. При этом предпочтительным является, что флюид направляется во внутреннем пространстве, свободном от электромагнитного поля, так что и электропроводный флюид не испытывает никакого нагревания за счет вихревых токов.

В качестве альтернативы этому проводник может также размещаться внутри шланга или трубы с возможностью свободного перемещения, то есть проводник не центрирован в шланге или в трубе, и можно отказаться от средств фиксации.

В другом выполнении направляющая флюида может быть выполнена как множество шлангов и/или труб. Кроме того, может предусматриваться множество капилляров и/или пористый материал, чтобы транспортировать флюид в направляющей флюида. Эти варианты предпочтительно выполнены таким образом, что проводник окружен множеством шлангов, и/или труб, и/или капилляров, и/или пористым материалом, причем предпочтительно множество шлангов, и/или труб, и/или капилляров, и/или пористый материал и проводник размещены внутри общей шлангообразной внешней оболочки. Эти упомянутые средства для направления флюида, в частности, проходят все параллельно друг другу или скрещенным образом. Такие формы выполнения могут трактоваться таким образом, что флюид не обтекает непосредственно проводник, а шланги/трубы приводятся к проводнику внешним образом.

Для полноты описания следует упомянуть, что возможен и обратный подход, когда проводник составляется из множества частичных проводников, и эти частичные проводники могут размещаться вокруг направляющей флюида.

Согласно изобретению направляющая флюида перфорирована, так что при подаче флюида флюид из направляющей флюида вытесняется или вводится через перфорацию в резервуар. Под перфорацией понимаются, например, отверстия или прорези, которые находятся в направляющей флюида, так что флюид может выступать из внутреннего пространства направляющей флюида вовне в окружающую среду отверстий или прорезей. Наряду с упомянутыми отверстиями или прорезями, также возможно, что направляющая флюида по меньшей мере частично состоит из пористого материала или капилляров, так что флюид может через эти средства выходить в окружающую среду.

Предпочтительным образом перфорация может быть выполнена таким образом, и/или могут быть предусмотрены средства, чтобы по существу препятствовать проникновению твердых частиц и/или песка из резервуара.

Предпочтительным образом перфорация должна быть выполнена таким образом, что по всей длине направляющей флюида - исключая подачу с поверхности к целевой области в резервуаре - на каждом участке выдавалось одинаковое количество флюида.

В вышеописанных выполнениях, при которых направляющая флюида окружена проводником, например из множества частичных проводников или в виде коаксиальной трубы, перфорацию следует выполнять предпочтительно электрически изолированной, чтобы не создавалось прямое электрическое соединение между проводником и резервуаром через флюид.

При этом ввод флюида в резервуар может снижать вязкость в резервуаре и/или повышать давление в резервуаре.

Кроме того, может быть предусмотрено средство повышения давления для повышения давления флюида в направляющей флюида, в частности насос, так что с помощью средства повышения давления реализуется движение жидкости в направляющей флюида, и с помощью средства повышения давления флюид может вводиться в направляющую флюида с повышенным давлением. С помощью насоса может, в частности, создаваться давление такой величины, что предопределенное количество флюида через перфорацию проникает в резервуар. Под «повышенным давлением», таким образом, понимается то, что должно быть превышено давление окружающей среды в резервуаре. Гидростатическое давление в резервуаре в окружении перфорации должно быть превышено, чтобы флюид мог выступать, что может быть реализовано, например, при давлении от 5000 ГПа (5 бар) до 50000 ГПа (50 бар).

В случае газообразного флюида может использоваться компрессор, который может питать одну или более инжекционных скважин и проложенные в них направляющие флюида. Повышение давления в резервуаре является особенно предпочтительным, так как за счет этого углеводородсодержащее вещество в резервуаре лучше вытесняется и/или исключается пониженное давление в резервуаре ввиду выгрузки вещества.

Предпочтительным образом применяемое при подаче давление на флюид в направляющей флюида таким образом согласовывается с заданной перфорацией, что гарантирует выступание флюида через перфорацию в течение продолжительного интервала времени применения.

Для дальнейшего повышения давления в резервуаре может запираться клапан транспортной трубы для отвода сжиженного углеводородсодержащего вещества из резервуара, и в более поздний момент времени, в зависимости от достижения заданного интервала времени или достижения заданного давления в резервуаре, отпираться. Тем самым в течение этого интервала времени давление может повышаться, потому что никакой материал не выпускается из резервуара и дополнительно нагнетается флюид.

В случае недостаточного вытеснения или для того, чтобы улучшить добычу углеводородсодержащего вещества из резервуара может быть предусмотрена дополнительная установка насоса в транспортной трубе.

Предпочтительным образом для проводящего шлейфа могут быть предусмотрены два отдельные друг от друга направляющих флюида, соответственно для каждой половины проводящего шлейфа, причем обе направляющие флюида заканчиваются в резервуаре, так что флюид в полном объеме может доставляться в резервуар.

Уже пояснялось, какой состав может иметь флюид, который закачивается в резервуар. При этом особенно предпочтительно, если часть флюида по меньшей мере частично или также полностью извлекается из добываемой смеси воды-нефти/битума, например природный газ или водные составляющие. Для этого желательное подлежащее подаче вещество должно отделяться от добываемой смеси воды-нефти/битума, и газообразный или водный остаток должен дополнительно обрабатываться или подготавливаться. Этот остаток затем вновь подается в резервуар (то есть согласно замкнутому циклу).

Предложенное изобретение и его дальнейшие варианты осуществления далее поясняются более подробно на примере выполнения со ссылками на чертежи, на которых показано следующее:

фиг.1 - устройство для инжекции флюида в резервуар;

фиг.2 - представление в перспективе индуктора с направляющей флюида;

фиг.3, 4, 5 - сечения различных индукторов с направляющей флюида;

фиг.6 - перфорированная направляющая флюида;

фиг.7-11 - различные выполнения соответствующего изобретению устройства.

На чертежах соответствующие части снабжены одинаковыми ссылочными позициями. Детально не показанные части относятся к общеизвестному уровню техники.

Фиг.1 показывает в схематичном представлении устройство для добычи на месте залегания (in-situ) углеводородсодержащего вещества из подземного месторождения 6 в качестве резервуара при снижении его вязкости, причем для этого наряду с индуктивным нагреванием резервуара посредством индукторов 10 также предусмотрена подача растворителей. Такое устройство может представлять собой, например, устройство для добычи битума из залежей нефтеносного песка. Месторождение 6 может представлять собой, в частности, месторождение нефтеносного песка или месторождение горючего сланца, из которого могут добываться битум или другие тяжелые фракции нефти.

Согласно фиг.1 имеется проводящий шлейф, который функционирует посредством источника электропитания 1. Участки проводящего шлейфа, которые действуют как электроды, указываются как индукторы 10. Они представляют собой участки, проходящие горизонтально и параллельно в месторождении 6.

Устройство для добычи на месте залегания (in-situ) углеводородсодержащего вещества имеет упомянутый индуктор 10, который проходит в скважинах внутри месторождения 6. Индуктор 10 или его участки следует рассматривать как проводник, который образует проводящий шлейф. Замкнутый проводящий шлейф состоит из двух проходящих в месторождении 6 прямого и обратного проводников индуктора 10, а также из участков 11 проводника, которые не действуют или действуют в малой степени как нагрев и проходят на земной поверхности или от земной поверхности 5 в месторождение 6, чтобы гарантировать токоподвод для индуктора 10. На чертеже, например, оба конца проводящего шлейфа размещены на земной поверхности. На правой стороне на чертеже шлейф просто замкнут - см. участок 11 проводника на чертеже. На левой стороне находится источник 1 электропитания, включая все необходимые электрические устройства, такие как инвертор и генератор, посредством которых необходимый ток и необходимое напряжение прикладывается к проводящему шлейфу, чтобы индукторы 10 служили как проводники для электрического/электромагнитного нагрева для генерации тепла в месторождении 6.

Индукторы 10 по отношению к по меньшей мере частям месторождения 6 действуют в качестве индуктивного электрического нагрева. За счет проводимости по меньшей мере частей месторождения 6 последнее может нагреваться с помощью по существу концентрически вокруг обоих по возможности параллельно проходящих участков индуктора 10.

Индуктор 10 может представлять собой, в частности, стержнеобразный металлический проводник или скрученный металлический кабель из особенно хорошо проводящего металла, который выполнен как резонансный контур.

На чертеже не показан продуктопровод, по которому извлеченное из месторождения 6 углеродсодержащее вещество собирается и из месторождения 6 транспортируется на земную поверхность 5.

Для уменьшения вязкости добываемого вещества в резервуаре предусмотрено только одно устройство, посредством которого в резервуар вводится растворитель-флюид. Имеется накопитель 3 для предоставления растворителя-флюида 14 - на чертеже показан как жидкость, однако он может представлять собой также газ, многокомпонентную смесь или смесь фаз, которая предусматривается как инжектируемый флюид. Этот флюид 14 посредством насоса 2 - или в случае газообразного флюида посредством компрессора - вводится во флюидную систему, которая состоит из трубопроводов 13 флюида и из направляющей 12 флюида. Направляющая 12 флюида должна при этом соответствовать участкам флюидной системы, проходящим горизонтально и параллельно в месторождении 6. Трубопроводы 13 флюида согласно чертежу включают в себя систему шлангов/труб над земной поверхностью 5 или соединение с горизонтально проходящей направляющей 12 флюида.

Подача осуществляется в предложенном примере, в отличие от фиг.1, слева в плоскости чертежа. Направляющая 12 флюида имеет в горизонтальном подземном участке перфорацию 21 или распределенным образом расположенные форсунки, через которые флюид 22 может выступать в резервуар (на фигуре показано стрелками). Кроме того, в предложенном примере направляющая 12 флюида заканчивается под землей. Для этого предусмотрено окончание 23 направляющей 12 флюида, причем это окончание также может иметь перфорацию.

Согласно чертежу проводящий шлейф вдоль длины индуктора 10 почти полностью коаксиально окружен направляющей 12 флюида, так что индуктор 10 - или оболочка индуктора 10 - при работе окружены флюидом. В идеальном случае индуктор 10 встроен в направляющую 12 флюида и может прокладываться как единый узел. Различные выполнения подобных комбинированных проводников и направляющих 12 флюида поясняются ниже со ссылками на фиг.2-11.

При работе флюид посредством насоса 2 или подобным образом действующего устройства вводится во флюидную систему. Давление остается до перфорированной части направляющей 12 флюида по существу неизменным, так как до начала работы направляющей 12 флюида не предусматривается никакой выпуск флюида. Если теперь поданный флюид достигает участка с выполненной согласно изобретению перфорированной направляющей 12 флюида, то часть флюида через перфорацию 21 вводится в месторождение 6. Другая часть флюида течет дальше вдоль направляющей 12 флюида, причем на участках постоянно часть флюида выходит через перфорацию 21. Тем самым имеет место уменьшение транспортируемого флюида за счет выпущенного флюида 22. Потеря флюида в направляющей 12 флюида восполняется с помощью насоса 2.

В частности, достигается эффект, состоящий в том, что флюид течет в окружающую среду индуктора 10 в месторождение 6, за счет чего вязкость в месторождении 6 снижается и/или давление в месторождении 6 повышается. В особенности может компенсироваться спадающее давление из-за транспортировки углеводородсодержащего вещества. Кроме того, в зависимости от состава флюида также электрическая проводимость в месторождении 6, в частности в окружении индукторов 10, может повышаться или снижаться, что при повышении вновь повышает эффективность индукторов 10. При снижении проводимости плотность мощности нагрева в непосредственном окружении индуктора 10 может снижаться, чтобы снизить его термическую нагрузку.

Завершение 23, размеры направляющей 12 флюида, выполнение перфорации 21 и давление, прикладываемое через насос 2 к флюиду, должны были бы предпочтительным образом таким образом согласовываться друг с другом, в частности, также с учетом имеющейся информации о породах и глубине месторождения, чтобы упомянутые эффекты проявлялись по существу по всей длине горизонтально проходящего индуктора 10 и/или чтобы флюид 22 равномерно выходил в месторождение.

Применяемое давление зависит от глубины месторождения, то есть от расстояния от горизонтально проложенных индукторов 10 до земной поверхности 5. Давление должно быть выше, чем гидростатическое давление соответствующего водяного столба, и находится, например, в диапазоне от 5000 ГПа (5 бар) до 50000 ГПа (50 бар).

Снижение давления в месторождении 6 предпринимается таким образом, что к моменту времени, при котором давление на покрывающую породу, имеющуюся выше месторождения 6, становится слишком высоким, продуктопровод(ы) (не показан(ы)) открывается(ются). Однако может быть предпочтительным поддерживать продуктопроводы закрытыми по возможности дольше, чтобы достичь высокого давления в резервуаре 6.

Для оптимизации давлений могут использоваться так называемые «искусственные всасывающие насосы», которые оказывают влияние на так называемое давление «по всему основанию» и с помощью которых может осуществляться транспорт производимого продукта из резервуара с помощью продуктопровода.

Функцией выступающего флюида 22 является, таким образом, как снижение вязкости, повышение или поддержание давления в месторождении 6, так и вытеснение (вымывание) добываемого вещества, причем достигается предотвращение пониженного давления в месторождении 6.

В качестве растворителя-флюида могут, например, применяться газы, например этан, пропан, бутан, СО2, SO2 и т.д., а также жидкости, например полимеры или водные смеси с полимерами. Кроме того, возможны многокомпонентные смеси. Эти растворители поступают в соответствии с данным способом в резервуар, растворяются в битуме месторождения и уменьшают его вязкость. Кроме того, растворители могут объединяться или смешиваться, например пропан в качестве растворителя может смешиваться с другими газами (например, метаном), чтобы обеспечивать необходимый для вытеснения нефти объемный поток (расход) и давление.

На фиг.2 схематично показан в пространственном представлении участок индуктора 10 с окружающей направляющей 12 флюида, причем показанный участок не имеет выпускных отверстий в направляющей 12 флюида. Индуктор 10, расположенный по центру выполненной в форме шланга оболочки 15 направляющей 12 флюида, окружен направляющей 12 флюида. Позиционирование индуктора 10 может, например, определяться только усилиями протекающего флюида в направляющей 12 флюида. В этом случае, как показано на фиг.2, можно отказаться от центрирования. Индуктор 10 в соответствии с этим является в значительной степени свободно подвижным в направляющей 12 флюида и может, например, ввиду силы тяжести внутри лежать на оболочке, окружающей флюид. Для конкретного позиционирования или фиксации в направляющей 12 флюида далее предоставляются различные формы выполнения.

Диаметр индуктора 10 может предпочтительно составлять от 30 до 100 мм. Ширина кольцевого зазора индуктора 10 предпочтительно составляет от 5 мм до 50 мм.

Далее объясняются схематично показанные сечения проводников, комбинированных с направляющей флюида. Сечение выполняется вдоль секущей плоскости, которая проходит под прямым углом к протяженности направляющей флюида.

Согласно фиг.3 осуществляется опирание индуктора 10 с помощью, например, звездообразных распорных держателей - перемычек 16, причем предпочтительно применяется от двух до пяти распорных держателей. Однако также возможно решение с только одной перемычкой 16. Перемычки 16 предпочтительно прикреплены к внутренней стенке оболочки 15 и в центре соединены через стабилизаторы 17 или непосредственно с внешней оболочкой индуктора 10. Индуктор 10 находится коаксиально в центре оболочки 16 направляющей 12 флюида и прокладывается как единый узел с оболочкой 15 и перемычками 16 или заливается дополнительно.

Направляющая 12 флюида образуется из полостей внутри оболочки 15.

Ширина перемычек 16 может лежать, например, в диапазоне 5-30 мм, чтобы потери давления флюида в направляющей 12 флюида не становились слишком большими.

Согласно фиг.4 в кольцевой полости, то есть внутри внешней оболочки 20, вокруг индуктора 10 предусмотрено несколько шлангов или труб 12А, 12В, …, 12F в качестве направляющей 12 флюида.

Согласно фиг.5 представлен еще один вариант, при котором центральный, направляющий растворитель-флюид шланг или труба в качестве направляющей 12 флюида окружен частичными проводниками 10А, 120В, …. При этом частичные проводники 10А, 120В, … представляют, при совместном рассмотрении, индуктор 10. Совместно частичные проводники 10А, 120В, … и направляющая 12 флюида окружены внешней оболочкой.

В то время как выше до сих пор пояснялось только направление флюида, далее внимание будет сконцентрировано на другом существенном аспекте, состоящем в том, что через направляющую 12 флюида флюид выдается в месторождение 6. Например, это может происходить через конец инжектора или по длине направляющей 12 флюида. Показанные на фиг.2-5 сечения, если явно не упоминается, применимы для участков направляющей 12 флюида, на которых флюид 22 должен выходить наружу.

На фиг.6 схематично показан участок индуктора 10 с окружающей направляющей флюида в пространственном представлении, причем направляющая 12 флюида выполнена перфорированной, так что транспортируемый флюид может выходить наружу, причем флюид может выходить как газ, или жидкость, или многокомпонентная смесь.

Аналогично фиг.2, индуктор 10, расположенный по центру оболочки 15, выполненной в форме шланга, окружен направляющей 12 флюида. В отличие от выполнения согласно фиг.2 направляющая 12 флюида или оболочка 15 имеет перфорацию 12, состоящую из множества отверстий и проходов, через которые транспортируемый флюид может проникать изнутри наружу. Величина, положение и частота отверстий должны быть согласованы с желательными условиями и с помощью представления на фиг.7 не должны интерпретироваться как ограничивающие.

Отверстия перфорации 21 могут при этом располагаться симметрично по всей окружности оболочки 15. Однако также может быть предпочтительным предусмотреть неравномерное распределение. Также по длине направляющей 12 флюида распределение и/или выполнение отверстий могут изменяться, в частности, так как давление внутри направляющей 12 флюида, ввиду выпущенного флюида, может изменяться.

Флюид, выходящий в месторождение 6 в окружении индуктора 10, имеет при этом преимущество в отношении того, что тем самым в резервуар может инжектироваться растворитель, за счет чего, с одной стороны, может быть снижена вязкость в месторождении 6, а с другой стороны, может обеспечиваться повышенное давление внутри месторождения 6. Оба эффекта обеспечивают то, что транспортируемое количество и/или скорость транспортировки добываемого углеводородсодержащего вещества могут быть повышены.

Во всех формах выполнения изобретения - хотя частично не показанных - имеется продуктопровод для транспортировки добываемого вещества на участке грунта. По продуктопроводу может транспортироваться поток продукта в форме смеси жидкости, твердого вещества и газа, то есть смеси фаз, на наземную поверхность для подготовки. Далее со ссылками на схематичные чертежи поясняются различные выполнения, которые различаются по размещению индукторов, инжекторов флюида и продуктопровода.

Согласно фиг.7, аналогично фиг.1, представлен комбинированный инжектор-индуктор на двух различных видах. Направляющая 12 флюида вновь окружает проводник 10 и проходит горизонтально внутри месторождения. Кроме того, предусмотрен продуктопровод 39, по существу по вертикали ниже комбинированного инжектора-индуктора.

Фиг.8 показывает вариант относительно фиг.7, в котором представлены проходящие параллельно друг другу проводники 10 - прямой и обратный проводники - проводящего шлейфа. Направляющая 12 флюида окружает соответственно прямой/обратный проводник 10 и проходит внутри месторождения горизонтально. В этом примере выполнения продуктопровод 39 размещен предпочтительным образом посредине между проводниками 10, однако вновь ниже плоскости проложенных проводников 10. В плоскости сечения перпендикулярно направлению протяженности проводников и труб размещены пары 10, 12 комбинированных инжекторов-индукторов, таким образом, по существу в V-образной форме. Аналогичным образом продуктопровод 39 может позиционироваться между двумя проводящими шлейфами (например, между прямым проводником первого проводящего шлейфа и обратным проводником другого второго проводящего шлейфа) также в V-образной форме.

Фиг.9-11 показывают формы выполнения, в которых проводники 10 сформированы не как единый узел с направляющей 12 флюида, а проложены отдельно.

Согласно фиг.9 проводники 10 и продуктопровод 39 вновь проложены горизонтально в месторождении. Кроме того, продуктопровод 39 размещен по существу вертикально ниже проводника 10. Направляющая 12 флюида ориентирована, например, по вертикали в месторождении, причем предпочтительно несколько направляющих 12 флюида могут быть предусмотрены на расстоянии друг от друга. Растворитель транспортируется по направляющим 12 флюида в вертикальном направлении в резервуар, причем растворитель предпочтительно может выступать только из наконечника соответствующей направляющей 12 флюида. Этот наконечник в предпочтительной форме выполнения позиционирован на некотором расстоянии от проводника 10 по вертикали над проводником 10.

На фиг.10 показана форма выполнения, в которой проводник 10, продуктопровод 39 и направляющая 12 флюида выполнены как отдельные компоненты, однако в своей пространственной ориентации по существу выполнены в одинаковой форме. Все компоненты проходят внутри месторождения по существу горизонтально. Направляющая 12 флюида размещена по вертикали над проводником 10, который вновь расположен по вертикали над продуктопроводом 39.

На фиг.11 вновь показана форма выполнения, в которой проводник 10, продуктопровод 39 и направляющая 12 флюида выполнены как отдельные компоненты и в своей пространственной ориентации по существу выполнены в одинаковой форме, причем все компоненты проходят внутри месторождения по существу горизонтально. Проводящий шлейф выполнен как пара проводников, причем проводник 10 пары проводников размещен в значительной мере в горизонтальной плоскости. Предусмотрены два продуктопровода 39, которые предпочтительно расположены также в горизонтальной плоскости, причем соответствующий из продуктопроводов 39 расположен по существу по вертикали под одним из проводников 10. Направляющая 12 флюида находится в этой форме выполнения в центральной области между проводниками 10 и продуктопроводами 39, под проводниками 10, над продуктопроводами 39 и по существу посредине между парами проводников или парами продуктопроводов.

Все формы выполнения имеют общее в том, что используется электромагнитно-индуктивный нагрев для нагревания месторождения нефти, поддерживаемый инжекцией растворителя.

Инжекция растворителя является предпочтительно непрерывной, без временного прерывания. Инжекция растворителя, в зависимости от потребности, может также применяться для предварительной подготовки месторождения, например инжекция осуществляется перед действительным рабочим процессом добычи, чтобы снизить вязкость нефти вблизи продуктопровода. Тем самым потребление энергии применяемого предварительного нагрева месторождения снижается или даже исключается.

За счет применения флюидов - газообразных или жидких, однофазных или в качестве смеси - дополнительно к индуктивному нагреву, с одной стороны, дополнительно снижается вязкость нефти, а с другой стороны, обеспечивается возможность вытеснения нефти из месторождения. Общее потребление энергии для добычи нефти или битума за счет этого снижается. За счет того, что можно отказаться от ввода водяного пара, обеспечивается возможность пониженного потребления воды и меньшие затраты установки для обработки производимой воды. Кроме того, может достигаться ускорение добычи или увеличение доли добычи.

1. Устройство для добычи углеводородсодержащего вещества, в частности битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара (6), содержащее по меньшей мере один проводящий шлейф (10, 11) для индуктивного обтекания током для электрического и/или электромагнитного нагрева резервуара (6) для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества, отличающееся тем, что предусмотрена направляющая (12) флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида в резервуар (6) для дальнейшего снижения вязкости вещества, причем направляющая (12) флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию (21) вытесняется из направляющей (12) флюида в резервуар (6), при этом направляющая (12) флюида расположена внутри проводника (10) проводящего шлейфа (10, 11) свободно от электромагнитного поля.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем,
что проводник (10) проводящего шлейфа (10, 11) состоит из нескольких частичных проводников, которые на по меньшей мере одном участке окружают направляющую (12) флюида.

3. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем,
что направляющая (12) флюида выполнена как шланг и/или труба.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем,
что шланг и/или труба размещены примерно коаксиально относительно проводника (10).

5. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем,
что перфорация (21) выполнена таким образом, и/или предусмотрены средства, чтобы по существу препятствовать проникновению твердых частиц и/или песка из резервуара (6) в направляющую (12) флюида.

6. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем,
что перфорация (21) выполнена с электрической изоляцией отверстий перфорации (21) относительно проводника (10).

7. Устройство по любому из пп. 1 или 2, отличающееся тем,
что перфорация (21) имеет отверстия, которые по форме, и/или величине, и/или распределению таким образом выполнены, что при подаче растворителя-флюида под заданным давлением растворитель-флюид выдается в окружающую среду направляющей (12) флюида в резервуар (6) распределенным образом по длине направляющей (12) флюида через перфорацию (21).

8. Способ добычи углеводородсодержащего вещества, в частности битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара (6), причем резервуар (6) нагружают тепловой энергией для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества за счет электрического и/или электромагнитного нагрева с помощью по меньшей мере одного проводящего шлейфа (10, 11) для индуктивного обтекания током, при этом растворитель-флюид транспортируют через перфорированную направляющую (12) флюида внутри проводника (10) проводящего шлейфа (10, 11) свободно от электромагнитного поля и для дальнейшего снижения вязкости вещества вводят в резервуар (6) из направляющей (12) флюида через перфорацию (21).

9. Способ по п. 8, отличающийся тем,
что растворитель-флюид под давлением направляется в направляющую (12) флюида, так что внутри направляющей (12) флюида в зоне перфорации (21) имеется давление, большее, чем давление в резервуаре (6), предпочтительно гидростатическое давление в окружающей среде перфорации (21).

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что давление растворителя-флюида таким образом согласовано с заданной перфорацией (21), что при подаче растворителя-флюида под этим давлением растворитель-флюид выдается в окружающую среду направляющей (12) флюида в резервуар (6) распределенным образом по длине направляющей (12) флюида.

11. Способ по любому из пп. 8-10, отличающийся тем, что
в качестве растворителя-флюида предусмотрены газ, или жидкость, или многокомпонентная смесь, в частности, включая по меньшей мере один из следующих компонентов:
- алканы, например метан, и/или пропан, и/или бутан, и/или этан;
- водные смеси с содержащимися в них смачивающими веществами (например, поверхностно-активными веществами);
- водные смеси с содержащимися в них полимерами;
- кислоты;
- основания;
- SO2;
- CO2.

12. Способ по любому из пп. 8-10, отличающийся тем, что клапан транспортной трубы для отвода сжиженного углеводородсодержащего вещества из резервуара (6) запирают и к более позднему моменту времени, в зависимости от достижения заданного временного интервала или достижения заданного давления внутри резервуара (6), отпирают.

13. Способ по любому из пп. 8-10, отличающийся тем, что путем ввода флюида в резервуар (6) управляют электрическими свойствами резервуара (6), в частности повышают или альтернативно снижают электрическую проводимость.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к огневым устройствам, системам и способам и может быть использовано для получения пара при добыче углеводородов. Устройство для огневого получения пара 10 содержит камеру сгорания, имеющую стороны входа и выхода, корпус коллектора, соединенный со стороной входа камеры сгорания и выполненный с возможностью ввода в камеру сгорания топлива и окислителя, наружный корпус 11, образующий камеру хладагента 30 между его внутренней поверхностью и наружной поверхностью камеры сгорания, и множество сходящихся впускных отверстий 31 для подачи хладагента из камеры хладагента 30 в камеру сгорания.

Группа изобретений относится к устройству и способу извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

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.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.
Наверх