NO20101134L

NO20101134L - Modified hydrocarbon recovery process for incineration

Info

Publication number: NO20101134L
Application number: NO20101134A
Authority: NO
Inventors: Conrad Ayasse; Xinjie Wu; Chris Bloomer
Original assignee: Archon Technologies Ltd
Priority date: 2008-02-13
Filing date: 2010-08-11
Publication date: 2010-09-10
Also published as: GB2469426B; CN102137986A; CN102137986B; EP2324195A1; WO2009100518A1; AR070424A1; ECSP10010151A; TR201006697T1; BRPI0905786A2; PE20100024A1; GB2469426A; CO6210832A2; GB201014076D0; RO126048A2; MX2010008938A; EP2324195A4; AU2009214765A1; RU2444619C1; EP2324195B1; HK1156673A1

Abstract

En modifisert fremgangsmåte for in situ-gjenvinning av hydrokarbon fra en undergrunnshydrokarbon- inneholdende formasjon. En "L"-formet produksjonsbrønn, med en vertikal øvre seksjon, og et nedre horisontalt forløpende ben som er posisjonert lavt i hydrokarbonformasjonen, er fremskaffet. Det horisontale ben er forbundet til den vertikale seksjonen av produksjonslønnen ved et hel-parti og har et tå- parti ved motsatt ende derav. En oksiderende gass er injisert inn i formasjonen nær den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen. En vertikal forbrenningsfront er skapt som er bevirket og sveipe utover derfra og lateralt innen formasjonen over det horisontale ben, fra helen til tåen av det horisontale ben, og bevirker at hydrokarbonet i formasjonen over det horisontale ben oppgraderes og gjøres flytende, og deretter drenerer nedover inn i det horisontale ben som er permeabelt, hvor slike flytende hydrokarboner så er avlevert til overflaten via produksjonsrør. En ikke-oksiderende gass er injisert i hel-partiet til det horisontale ben via injeksjonsrør holdt innen den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen. Fordeler med den modifiserte fremgangsmåte for in situ-gjenvinning innbefatter reduserte kostnader og minsket miljøpåkjenning.A modified process for in situ recovery of hydrocarbon from a subsurface hydrocarbon-containing formation. An "L" shaped production well, having a vertical upper section and a lower horizontal extending leg positioned low in the hydrocarbon formation, is provided. The horizontal leg is connected to the vertical section of the production salary by a whole portion and has a toe portion at opposite ends thereof. An oxidizing gas is injected into the formation near the vertical section of the production well. A vertical combustion front is created which is machined and swept therefrom and laterally within the formation of the horizontal leg, from the heel to the toe of the horizontal leg, and causes the hydrocarbon in the formation above the horizontal leg to be upgraded and liquefied, and then drained downwards. in the horizontal leg that is permeable, where such liquid hydrocarbons are then delivered to the surface via production tubes. A non-oxidizing gas is injected into the entire portion of the horizontal leg via injection tubes held within the vertical section of the production well. Advantages of the modified in-situ recycling process include reduced costs and reduced environmental stress.

Description

OMRÅDET FOR OPPFINNELSENFIELD OF THE INVENTION

[0001]Denne oppfinnelse angår en modifisert prosess for hydrokarbongjenvinning fra et undergrunnsreservoar ved in situ (på stedet) forbrenning og anvendelse av en horisontal produksjonsbrønn. [0001] This invention relates to a modified process for hydrocarbon recovery from an underground reservoir by in situ combustion and the use of a horizontal production well.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSENBACKGROUND OF THE INVENTION

[0002]Felles overdratt US patent 5,626,191 utstedt 6. mai 1997 (heretter '191 patentet) omtaler en in situ forbrenningsprosess for produksjon av hydrokarbon fra et undergrunnshydrokarbonreservoar som benytter (i) minst en injeksjonsbrønn plassert relativt høyt i et oljereservoar for å injisere en oksiderende gass inn i hydrokarbonformasjonen, og (ii) en produksjonsbrønn for å produsere væskifisert (flytendegjort) eller gassifisert (forgasset) hydrokarbon fra hydrokarbonreservoaret. Produksjonsbrønnen har en vertikalseksjon som er i kommunikasjon med et horisontalt ben som strekker seg vesentlig perpendikulært utover fra den vertikale seksjon og med et "tå"-parti og et "hel"-parti. Det horisontale ben er komplettert relativt lavt i reservoaret, og ved et "hel"-parti derav er det i kommunikasjon med den vertikale seksjon. Luft, eller annen oksiderende gass, slik som oksygenberiket luft, er injisert gjennom injeksjonsbrønnen inn i hydrokarbonreservoaret, typisk via perforeringer i den øvre del av en vertikal injeksjonsbrønn, lokalisert i nærheten av "tåen" til det horisontale ben til produksjonsbrønnen. Det horisontale ben til produksjonsbrønnen er orientert generelt perpendikulært til en generelt kvasivertikal forbrenningsfront av forbrenningshydrokarbon som er produsert ved antennelse av en del av hydrokarbonet i reservoaret nære injeksjonsbrønnen. Slik forbrenningsfront er forsynt med oksiderende gass via injeksjonsbrønnen. "Tåen" til det horisontale benparti er posisjonert i banen til den fremovergående forbrenningsfront. Den resulterende forbrenningsfront brer seg ut fra "tåen" til det horisontale ben langs det horisontale ben i retningen av og mot "hel"-partiet. Under denne prosess blir oppvarmet hydrokarbon i reservoaret i forveien for den bevegelige forbrenningsfront væskifisert eller gassifisert og strømmer inn i det horisontale ben, og fra slikt ben deretter fjernet til overflaten via den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen. Denne prosess i US patent 5,626,191 er kalt "THAI™", et akronym for "tå-til-hel luftinjeksjon", og et registrert varemerke til Archon Technologies Ltd., et underselskap av Petrobank Energy and Resources Ltd., Calgary, Alberta, Canada. [0002] Jointly assigned US patent 5,626,191 issued on May 6, 1997 (hereinafter the '191 patent) discloses an in situ combustion process for the production of hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir that uses (i) at least one injection well located relatively high in an oil reservoir to inject an oxidizing gas into the hydrocarbon formation, and (ii) a production well to produce liquefied (liquefied) or gasified (gasified) hydrocarbon from the hydrocarbon reservoir. The production well has a vertical section which is in communication with a horizontal leg extending substantially perpendicularly outward from the vertical section and having a "toe" portion and a "whole" portion. The horizontal leg is completed relatively low in the reservoir, and at a "whole" part of it is in communication with the vertical section. Air, or other oxidizing gas, such as oxygen-enriched air, is injected through the injection well into the hydrocarbon reservoir, typically via perforations in the upper part of a vertical injection well, located near the "toe" of the horizontal leg of the production well. The horizontal leg of the production well is oriented generally perpendicular to a generally quasi-vertical combustion front of combustion hydrocarbon produced by ignition of a portion of the hydrocarbon in the reservoir near the injection well. Such a combustion front is supplied with oxidizing gas via the injection well. The "toe" of the horizontal leg portion is positioned in the path of the forward combustion front. The resulting combustion front propagates from the "toe" of the horizontal leg along the horizontal leg in the direction of and toward the "whole" portion. During this process, heated hydrocarbon in the reservoir ahead of the moving combustion front is liquefied or gasified and flows into the horizontal leg, and from such leg is then removed to the surface via the vertical section of the production well. This process in US patent 5,626,191 is called "THAI™", an acronym for "toe-to-whole air injection", and a registered trademark of Archon Technologies Ltd., a subsidiary of Petrobank Energy and Resources Ltd., Calgary, Alberta, Canada .

US Patent 6,412,557, også felles overdratt, omtaler en liknende men modifisert prosess som har det ekstratrinnet med å plassere en hydrokarbon-oppgraderingskatalysator langs, innen, eller rundt det horisontale ben for vesentlig å minske viskositeten til hydrokarbonet og oppgradere kvaliteten av hydrokarbonet og øke strømningen av hydrokarbon fra reservoaret inn i det horisontale ben til produksjonsbrønnen for påfølgende fjerning til overflaten. Slik modifisert prosess er kjent innen industrien ved varemerket CAPRI™, likeledes et registrert varemerke for Archon Technologies Ltd. US Patent 6,412,557, also jointly assigned, discloses a similar but modified process which has the additional step of placing a hydrocarbon upgrading catalyst along, within, or around the horizontal leg to substantially decrease the viscosity of the hydrocarbon and upgrade the quality of the hydrocarbon and increase the flow of hydrocarbon from the reservoir into the horizontal leg of the production well for subsequent removal to the surface. Such modified process is known in the industry by the trademark CAPRI™, also a registered trademark of Archon Technologies Ltd.

WO2005121504 (PCT/CA2005/000833) publisert 12. desember 2005, også felles overdratt, omtaler en liknende prosess til en i THAI™, som videre omfatter ytterligere trinn med å tilveiebringe injeksjonsrør på innsiden av produksjons-brønnen innen den vertikale seksjon og vesentlig langs lengden av det horisontale ben til en posisjon nær "tåen" derav, for formål med å injisere et ikke-oksiderende medium omfattende damp, vann eller en ikke-oksiderende gass via nevnte rør til "tå" området av nevnte horisontale ben. Injeksjon av slikt ikke-oksiderende medium inn i "tå"-området til det horisontale ben har virkningen med å fortrenge enhver oksiderende gass i et slikt område og således forhindre forbrenning av oppgradert hydrokarbon som har strømmet inn i det horisontale ben, og videre øker det omgivende trykk i det horisontale ben for å på den måten å forhindre eller redusere ytterligere innstrømning av oksiderende gass fra injeksjonsbrønnen som injiserer oksiderende gass inn i hydrokarbonreservoaret. WO2005121504 (PCT/CA2005/000833) published on 12 December 2005, also jointly assigned, mentions a similar process to one in THAI™, which further comprises the further step of providing injection pipes inside the production well within the vertical section and substantially along the length of the horizontal leg to a position near the "toe" thereof, for the purpose of injecting a non-oxidizing medium comprising steam, water or a non-oxidizing gas via said pipe to the "toe" area of said horizontal leg. Injection of such non-oxidizing medium into the "toe" region of the horizontal leg has the effect of displacing any oxidizing gas in such region and thus preventing combustion of upgraded hydrocarbon which has flowed into the horizontal leg, further increasing the ambient pressure in the horizontal leg to thereby prevent or reduce further inflow of oxidizing gas from the injection well which injects oxidizing gas into the hydrocarbon reservoir.

Ufordelaktig, i hver av de fire kjente fremgangsmåter for gjenvinning av væskifisert og/eller gassifisert hydrokarboner fra en hydrokarbonformasjon må oksiderende gass injiseres nær tåen til det horisontale ben, og fjernt fra den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen. Slikt sted for injeksjon av oksiderende gass er fjernt fra den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen, brønnoverflaten til produksjonsbrønnen er stedet hvor oksiderende gass typisk genereres. Injeksjonen og den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen kan være adskilt med en (1) kilometer eller mer. Således krever tidligere kjente fremgangsmåter typisk transport av den oksiderende gass tilstedet av til injeksjonsbrønnen via rørsystem fra produksjonsbrønnen, eller krever alternativt installasjon av utstyr ved injeksjonsbrønnstedet for å tillate generering av oksiderende gasser for påfølgende injeksjon. Slikt krever åpen adkomst, via renskjæring og/eller øket rom ved installasjonsbrønnstedet for å romme ytterligere oksiderende gassavlevering og/eller generering og kompresjonsfasiliteter, og derved øker miljø "fotavtrykket" og virkningen av boreoperasjoner på miljøet, og resulterer også i typisk i øket kostnad. Disadvantageously, in each of the four known methods for recovering liquefied and/or gasified hydrocarbons from a hydrocarbon formation, oxidizing gas must be injected near the toe of the horizontal leg, and remote from the vertical section of the production well. Such place for injection of oxidizing gas is remote from the vertical section of the production well, the well surface of the production well being the place where oxidizing gas is typically generated. The injection and the vertical section of the production well may be separated by one (1) kilometer or more. Thus, previously known methods typically require transport of the oxidizing gas to the site off to the injection well via a piping system from the production well, or alternatively require the installation of equipment at the injection well site to allow the generation of oxidizing gases for subsequent injection. This requires open access, via clearcutting and/or increased space at the installation well site to accommodate additional oxidizing gas delivery and/or generation and compression facilities, thereby increasing the environmental "footprint" and impact of drilling operations on the environment, and also typically results in increased cost.

Det eksisterer således et behov for en modifisert prosess av THAI™ og CAPRI™ hvori slike ulemper er eliminert. There is thus a need for a modified process of THAI™ and CAPRI™ in which such disadvantages are eliminated.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSENSUMMARY OF THE INVENTION

Fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse er en modifisert in situ hydrokarbongjenvinningsprosess som istedenfor å injisere oksiderende gass nær "tå"-partiet til det horisontale ben injiserer oksiderende gass i eller nær den produserende vertikale seksjon av produksjonsbrønnen (det vil si ved "hel"-partiet). Den modifiserte prosess avhjelper behovet for en separat bore/produksjonspute for oksiderende gassinjeksjon, og derved reduserer kostnad og minsker forringende miljøpåvirkning av in situ gjenvinningsfremgangsmåter. The method of the present invention is a modified in situ hydrocarbon recovery process which, instead of injecting oxidizing gas near the "toe" portion of the horizontal leg, injects oxidizing gas into or near the producing vertical section of the production well (that is, at the "whole" portion) . The modified process eliminates the need for a separate drilling/production pad for oxidizing gas injection, thereby reducing the cost and diminishing environmental impact of in situ recovery procedures.

Fordelaktig eliminerer prosessen til den foreliggende oppfinnelse i en spesielt tredje utførelse beskrevet nedenfor ytterligere behovet for en separat oksiderende gassinjeksjonsbrønn, ved at i slik forfining tjener den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen også som injeksjonsbrønnen, og derved reduserer brønnboringskostnader og reduserer kapitalkostnader. Advantageously, the process of the present invention in a particularly third embodiment described below further eliminates the need for a separate oxidizing gas injection well, in that in such refinement the vertical section of the production well also serves as the injection well, thereby reducing well drilling costs and reducing capital costs.

Spesifikt, istedenfor å være en "tå-til-her-prosess, er prosessen til den foreliggende oppfinnelse en "hel-til-tå"-prosess. Det oksiderende gass-injeksjonspunkt er modifisert til å være ved "helen" i motsetning til "tåen" slik at forbrenningsfronten beveger seg i den motsatte retning fra den i THAI™ prosess, nemlig fra retningen av "helen" til den horisontale brønn mot "tåen". Specifically, instead of being a "toe-to-here" process, the process of the present invention is a "whole-to-toe" process. The oxidizing gas injection point is modified to be at the "whole" as opposed to " the toe" so that the combustion front moves in the opposite direction from that in the THAI™ process, namely from the direction of the "heel" of the horizontal well towards the "toe".

I den foreliggende oppfinnelse er tre områder av reservoaret utviklet i forhold til posisjonen av forbrenningssonen. Nær "helen" og etter passasjen av forbrenningsfronten bort fra "helen" ligger den brente olje-reduserte sone som er resultatet etter injeksjon av den oksiderende gass og etter at forbrenningsfronten har gått frem for en stund utvendig og bort fra injeksjonsbrønnen og "hel"-partiet til det horisontale ben. Slik brent sone er fylt vesentlig med oksiderende gass. Deretter ligger kokssonen, som er vesentlig området innen reservoaret hvor den oksiderende gassen har vært i stand til å så penetrere inn i reservoaret, og er vesentlig område hvor forbrenningsfronten eksisterer (forbrenningen som skjer er den av det gjenværende koks som er hydrokarbonet som så er igjen etter at lettere hydrokarboner innen slikt reservoar og foran slik forbrenningsfront har blitt væskifisert eller gassifisert og har strømmet inn i det horisontale ben og deretter fjernet til overflaten. Til slutt mot "tåen" til den horisontale brønn ligger området av reservoaret som inneholder hydrokarboner som forbrenningsfronten går frem mot. In the present invention, three areas of the reservoir are developed in relation to the position of the combustion zone. Close to the "hell" and after the passage of the combustion front away from the "hell" lies the burned oil-reduced zone which is the result after injection of the oxidizing gas and after the combustion front has advanced for a while outside and away from the injection well and "hell" the part of the horizontal leg. Such a burned zone is filled substantially with oxidizing gas. Next is the coke zone, which is essentially the area within the reservoir where the oxidizing gas has been able to penetrate into the reservoir, and is essentially the area where the combustion front exists (the combustion that takes place is that of the remaining coke which is the hydrocarbon that is then left after lighter hydrocarbons within such reservoir and ahead of such combustion front have been liquefied or gasified and have flowed into the horizontal leg and then removed to the surface. Finally, toward the "toe" of the horizontal well is the area of the reservoir containing hydrocarbons through which the combustion front passes towards.

Ved høyere oksidantinjeksjonshastigheter, øker reservoartrykk og oksideringsgass i den brente sone, som inneholder gjenværende oksygen, kan tvinges inn i det horisontale ben til produksjonsbrønnen. Dette er forhindret i den foreliggende prosessen til den foreliggende oppfinnelse ved injisering, enten for en begrenset tid, eller kontinuerlig, et medium slik som ikke-oksiderende gass slik som karbondioksid, og/eller damp eller vann, for å øke trykket innen det horisontale ben til produksjonsbrønnen. At higher oxidant injection rates, reservoir pressure increases and oxidizer gas in the burnt zone, containing residual oxygen, can be forced into the horizontal leg of the production well. This is prevented in the present process of the present invention by injecting, either for a limited time, or continuously, a medium such as a non-oxidizing gas such as carbon dioxide, and/or steam or water, to increase the pressure within the horizontal leg to the production well.

Følgelig, i et bredt aspekt av prosessen i foreliggende oppfinnelse, for å erkjenne fordelen ved å være i stand til å injisere den oksiderende gassen nær eller i den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen, er modifisert prosess for gjenvinning av væskifisert eller gassifisert hydrokarbon fra et undergrunnshydrokarbonreservoar omtalt, omfattende trinnene av: (a) å tilveiebringe minst en produksjonsbrønn med et vesentlig horisontalt ben posisjonert relativt lavt inn i nevnte reservoar, nevnte horisontale ben har ved en ende derav et hel-parti og ved en motsatt ende derav et tå-parti, nevnte horisontale ben er tilpasset for å tillate innstrømming av hydrokarbon inn i et indre av nevnte horisontale ben, nevnte produksjonsbrønn har en vesentlig vertikal seksjon forbundet til nevnte horisontale ben nær nevnte hel-parti derav; (b) å tilveiebringe produksjonsrørsystem på innsiden av nevnte produksjonsbrønn som strekker seg innen nevnte vertikale seksjon og innen i det minste et parti av nevnte horisontale ben for å samle nevnte hydrokarbon som strømmer inn i nevnte horisontale ben; (c) å injisere periodisk eller kontinuerlig et medium inn i det horisontale ben nær hel-partiet derav, hvori nevnte medium er valgt fra gruppen av mediumer omfattende alene eller i kombinasjon, en ikke-oksiderende gass slik som karbondioksid, damp, eller vann; (d) å tilføre en oksiderende gass til nevnte undergrunnsreservoar, i det minste initiellt, ved et sted til eller nær nevnte vertikale seksjon av nevnte produksjonsbrønn; (e) å antenne hydrokarbon innen nevnte hydrokarbonreservoar nær nevnte vertikale seksjon til nevnte produksjonsbrønn, for på den måten å bevirke forbrenning av et parti av nevnte hydrokarbon i nevnte hydrokarbonreservoar nær nevnte vertikale seksjon og derved skape en forbrenningsfront som går fremover og utover og bort fra nevnte injeksjonsbrønn i det minste i en retning langs nevnte horisontale ben og mot nevnte tå-parti derav; (f) å bevirke at oppvarmet hydrokarbon fra nevnte reservoar strømmer fra øvre område derav og samler seg i nevnte horisontale ben; og (g) å fjerne fra produksjonsbrønnen, via nevnte produksjonsrør, nevnte hydrokarbon som har strømmet inn i nevnte horisontale ben. Accordingly, in a broad aspect of the process of the present invention, to recognize the advantage of being able to inject the oxidizing gas near or in the vertical section of the production well, modified process for recovering liquefied or gasified hydrocarbon from a subsurface hydrocarbon reservoir is disclosed , comprising the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low into said reservoir, said horizontal leg having at one end thereof a full portion and at an opposite end thereof a toe portion, said horizontal legs are adapted to allow inflow of hydrocarbon into an interior of said horizontal legs, said production well having a substantially vertical section connected to said horizontal legs near said whole portion thereof; (b) providing production tubing inside said production well extending within said vertical section and within at least a portion of said horizontal leg to collect said hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) periodically or continuously injecting a medium into the horizontal leg near the whole portion thereof, wherein said medium is selected from the group of mediums comprising alone or in combination, a non-oxidizing gas such as carbon dioxide, steam, or water; (d) supplying an oxidizing gas to said underground reservoir, at least initially, at a location at or near said vertical section of said production well; (e) igniting hydrocarbon within said hydrocarbon reservoir near said vertical section to said production well, thereby causing combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir near said vertical section and thereby creating a combustion front that extends forward and outward and away from said injection well at least in one direction along said horizontal leg and towards said toe part thereof; (f) causing heated hydrocarbon from said reservoir to flow from the upper region thereof and accumulate in said horizontal legs; and (g) removing from the production well, via said production pipe, said hydrocarbon which has flowed into said horizontal leg.

Med hensyn til trinn (g) over er fjerningen av hydrokarbonet fra produksjonsbrønnen via produksjonsrøret typisk uten pumping, men kan kreve pumping for å fjernes fra det horisontale ben hvis tilstrekkelig mengder av inerte (nøytrale) gasser slik som gassifisert hydrokarbon, karbondioksid eller nitrogen ikke strømmer inn i det horisontale ben og således produksjonsrøret under betydelig omgivende trykk av hydrokarbonformasjonen, som kan oppstå under en oppstartsperiode. Den normale mekanisme for å produsere olje ved å redusere den blandede fluidtetthet med gasser er kalt "gassløft". With respect to step (g) above, the removal of the hydrocarbon from the production well via the production tubing is typically without pumping, but may require pumping to remove from the horizontal leg if sufficient quantities of inert (neutral) gases such as gasified hydrocarbon, carbon dioxide or nitrogen are not flowing into the horizontal leg and thus the production pipe under significant ambient pressure of the hydrocarbon formation, which may occur during a start-up period. The normal mechanism for producing oil by reducing the mixed fluid density with gases is called "gas lift".

I en første raffinering/utførelse av prosessen ovenfor til den foreliggende oppfinnelse, er injeksjonen av den oksiderende gassen nær den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen utført via boringen av en separat injeksjonsbrønn nær den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen for på den måten å tillate at den oksiderende gassen injiseres inn i formasjonen via slik injeksjonsbrønn nær produksjonsbrønnen. På denne måten, og fordelaktig, kan den samme boreputen så være benyttet for boring både av produksjonsbrønnen og injeksjonsbrønnen, og således spare utgift og kostnad for brønnboring. In a first refinement/carrying out of the above process of the present invention, the injection of the oxidizing gas near the vertical section of the production well is performed via the drilling of a separate injection well near the vertical section of the production well to thereby allow the oxidizing gas to be injected into the formation via such an injection well near the production well. In this way, and advantageously, the same drilling pad can then be used for drilling both the production well and the injection well, thus saving expenditure and cost for well drilling.

I tillegg, og fordelaktig, på grunn av at produksjonsbrønnen er plassert nær produksjonsbrønnen som typisk har kraftgenereringsutstyr benyttet for produksjon, kan oksideringsgassen vanligvis og enklere være oppnådd og umiddelbart injisert inn i injeksjonsbrønnen, som ellers ikke ville være i stand til å gjøres hvor injeksjonsbrønnen er posisjonert fjernt fra den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen som i den tidligere kjente teknikk. Additionally, and advantageously, because the production well is located close to the production well that typically has power generation equipment used for production, the oxidizing gas can usually and more easily be obtained and immediately injected into the injection well, which would otherwise not be able to be done where the injection well is positioned remote from the vertical section of the production well as in the prior art.

I en andre utførelse av oppfinnelsen er injeksjonsbrønnen en sideinngangsbrønn innen den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen, som således igjen tillater injeksjonsbrønnen å være lokalisert nær injeksjonsbrønnen for på den måten å oppnå fordelene ovenfor, så vel som den ytterligere fordel ved at det øvre partiet av den vertikale seksjon til produksjonsbrønnen kan være benyttet ved boring av sideinngangsbrønnen, og således ytterligere redusere borekostnader. In a second embodiment of the invention, the injection well is a side entrance well within the vertical section of the production well, which thus again allows the injection well to be located close to the injection well in order to achieve the above advantages, as well as the further advantage that the upper part of the vertical section to the production well can be used when drilling the side entrance well, thus further reducing drilling costs.

Spesielt, i slik andre foretrukne utførelse, omfatter den foreliggende oppfinnelse en prosess for å gjenvinne væskifisert eller gassifisert hydrokarbon fra en undergrunnshydrokarbonformasjon omfattende trinnene av: (a) å tilveiebringe minst en produksjonsbrønn med et vesentlig horisontalt ben posisjonert relativt lavt i nevnte formasjon, nevnte horisontale ben har ved en ende derav et hel-parti og ved en motsatt ende derav et tå-parti lokalisert i formasjonen noe lavere i høyde enn nevnte hel-parti, nevnte horisontale ben er tilpasset for å tillate innstrømning av væskifisert hydrokarbon inn i et indre av nevnte horisontale ben, nevnte produksjonsbrønn har en vesentlig vertikal seksjon forbundet til nevnte horisontale ben nær nevnte hel-parti derav; (b) å tilveiebringe produksjonsrør på innsiden av nevnte produksjonsbrønn som forløper nedover innen nevnte vertikale seksjon og langs nevnte horisontale ben til nevnte tå-parti, for å samle nevnte hydrokarbon som strømmer inn i nevnte horisontale ben; (c) å tilveiebringe injeksjonsrørsystem i nevnte produksjonsbrønn, nevnte injeksjonsrørsystem forløper nedover i nevnte vertikale seksjon til nevnte hel-parti; (d) å injisere et medium inn i nevnte produksjonsbrønn via nevnte injeksjonsrør hvori nevnte medium er valgt fra gruppen av mediummer omfattende alene eller i kombinasjon, en ikke-oksiderende gass, damp, vann eller karbondioksid; (e) å tilveiebringe en injeksjonsbrønn som en sidesporgjeninngang fra nevnte vertikale seksjon til nevnte produksjonsbrønn, hvilken injeksjonsbrønn strekker inn i hydrokarbonformasjonen; (f) å tilføre en oksiderende gass til partiet av nevnte hydrokarbonformasjon via nevnte injeksjonsbrønn; (g) å antenne nevnte hydrokarbon i nevnte hydrokarbonformasjon nær nevnte vertikale seksjon for på den måten å bevirke forbrenning av et parti av nevnte hydrokarbon i nevnte hydrokarbonformasjon og derved skape en forbrenningsfront som går fremover utover og bort fra nevnte vertikale seksjon i minst en retning langs nevnte horisontale ben og mot nevnte tå-parti derav; og (h) å fjerne fra produksjonsbrønnen via nevnte produksjonsrør, hydrokarbon som har strømmet inn i nevnte horisontale ben. In particular, in such second preferred embodiment, the present invention comprises a process for recovering liquefied or gasified hydrocarbon from a subsurface hydrocarbon formation comprising the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low in said formation, said horizontal leg has at one end thereof a full portion and at an opposite end thereof a toe portion located in the formation somewhat lower in height than said full portion, said horizontal leg being adapted to allow inflow of liquefied hydrocarbon into an interior of said horizontal legs, said production well having a substantially vertical section connected to said horizontal legs near said whole portion thereof; (b) providing production tubing inside said production well extending downward within said vertical section and along said horizontal leg to said toe portion, to collect said hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) providing an injection piping system in said production well, said injection piping system extending down said vertical section to said whole lot; (d) injecting a medium into said production well via said injection pipe wherein said medium is selected from the group of mediums comprising alone or in combination, a non-oxidizing gas, steam, water or carbon dioxide; (e) providing an injection well as a lateral re-entry from said vertical section to said production well, which injection well extends into the hydrocarbon formation; (f) supplying an oxidizing gas to the portion of said hydrocarbon formation via said injection well; (g) igniting said hydrocarbon in said hydrocarbon formation near said vertical section so as to cause combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon formation and thereby create a combustion front extending forward outward and away from said vertical section in at least one direction along said horizontal leg and towards said toe part thereof; and (h) removing from the production well via said production pipe, hydrocarbon that has flowed into said horizontal leg.

I en tredje foretrukket utførelse omfatter den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å produsere hydrokarbon fra et hydrokarbonreservoar hvorved nødvendigheten av en injeksjonsbrønn for å injisere den oksiderende gass er fullstendig eliminert, og således redusere kostnadene av å implementere in situ-prosessen til den foreliggende oppfinnelse. In a third preferred embodiment, the present invention comprises a method for producing hydrocarbon from a hydrocarbon reservoir whereby the necessity of an injection well to inject the oxidizing gas is completely eliminated, thus reducing the costs of implementing the in situ process of the present invention.

Spesifikt, i slik tredje og foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er den vertikale seksjon til produksjonsbrønnen perforert for å tillate at en oksiderende gass (som er fremskaffet til slik vertikal seksjon) og unnslippe inn i hydrokarbonformasjonen nær den vertikale seksjon. På slik måte er behovet for å bore en separat injeksjonsbrønn eliminert. Specifically, in such third and preferred embodiment of the present invention, the vertical section of the production well is perforated to allow an oxidizing gas (provided to such vertical section) to escape into the hydrocarbon formation near the vertical section. In this way, the need to drill a separate injection well is eliminated.

Igjen, som en del av fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse, er et medium av formen av en ikke oksiderende gass slik som karbondioksid, damp eller vann injisert enten kontinuerlig eller intimiderende inn i produksjonsbrønnen via injeksjonssystem, som strekker seg til hel-partiet av produksjonsbrønnen. En rekke av "pakninger" lokalisert i produksjonsbrønnen kan være anordnet for å isolere den oksiderende gassen tilført den vertikale seksjon av produksjonsbrønnen fra hel-partiet av det horisontale ben til produksjonsbrønnen til hvilket det ikke-oksiderende medium er tilført. Again, as part of the method of the present invention, a medium in the form of a non-oxidizing gas such as carbon dioxide, steam or water is injected either continuously or intimidatingly into the production well via injection system, which extends to the entire portion of the production well. A series of "gaskets" located in the production well may be arranged to isolate the oxidizing gas supplied to the vertical section of the production well from the entire portion of the horizontal leg of the production well to which the non-oxidizing medium is supplied.

Således i slik tredje foretrukket utførelse omfatter fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse en prosess for å gjenvinne væskifisert eller gassifisert hydrokarbon fra et undergrunnshydrokarbonreservoar, omfattende trinnene av: (a) å tilveiebringe minst en produksjonsbrønn med et vesentlig horisontalt ben posisjonert relativt lavt i nevnte reservoar, nevnte horisontale ben har ved en ende derav et hel-parti og ved en motsatt ende derav et tå-parti, nevnte horisontale ben er tilpasset for å tillate innstrømning av væskifisert hydrokarbon inn i et indre av nevnte horisontale ben, nevnte produksjonsbrønn har en vesentlig vertikal seksjon forbundet med nevnte horisontale ben nær nevnte hel-parti derav; (b) å tilveiebringe produksjonsrør i nevnte produksjonsbrønn, som forløper fra en overflate av nevnte produksjonsbrønn til minst nevnte hel-parti av nevnte produksjonsbrønn for å samle nevnte hydrokarbon som strømmer inn i nevnte horisontale ben; (c) å tilveiebringe injeksjonsrørsystem i nevnte produksjonsbrønn, nevnte injeksjonsrørsystem forløper nedover i nevnte vertikale seksjon til en posisjon som forløper inn i det minste nevnte hel-parti av nevnte horisontale ben; (d) å injisere et medium inn i produksjonsbrønnen, hvori nevnte medium er valgt fra gruppen av mediummer omfattende alene eller i kombinasjon, en ikke-oksiderende gass slik som karbondioksid, damp, eller vann; (e) å tilveiebringe perforeringer i nevnte vertikale seksjon til nevnte produksjonsbrønn ved en posisjon over nevnte hel-parti; (f) å tilføre en oksiderende gass til nevnte vertikale seksjon og således til parti av nevnte hydrokarbonreservoarer via nevnte perforeringer i nevnte vertikale seksjon; (g) å antenne nevnte hydrokarbon i nevnte hydrokarbonreservoar nær nevnte vertikale seksjon for på den måten å bevirke forbrenning av et parti av nevnte hydrokarbon i nevnte hydrokarbonreservoar og derved skape en forbrenningsfront som går fremover utover og bort fra nevnte vertikale seksjon i minst en retning langs nevnte horisontale ben og mot nevnte tå-parti derav; (h) å bevirke oppvarmet hydrokarbon fra nevnte reservoar og strømme fra øvre område derav og samles i nevnte horisontale ben; og (i) å fjerne fra produksjonsbrønnen, via nevnte produksjonsrørsystem, nevnte hydrokarbon som har strømmet inn i nevnte horisontale ben. Thus, in such a third preferred embodiment, the method of the present invention comprises a process for recovering liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, comprising the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low in said reservoir, said horizontal legs having at one end thereof a full portion and at an opposite end thereof a toe portion, said horizontal legs being adapted to allow inflow of liquefied hydrocarbon into an interior of said horizontal legs, said production well having a substantially vertical section connected thereto with said horizontal leg close to said whole portion thereof; (b) providing production tubing in said production well, extending from a surface of said production well to at least said whole portion of said production well to collect said hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) providing injection piping system in said production well, said injection piping system extending down said vertical section to a position extending into at least said full portion of said horizontal leg; (d) injecting a medium into the production well, wherein said medium is selected from the group of mediums comprising alone or in combination, a non-oxidizing gas such as carbon dioxide, steam, or water; (e) providing perforations in said vertical section to said production well at a position above said whole lot; (f) supplying an oxidizing gas to said vertical section and thus to part of said hydrocarbon reservoirs via said perforations in said vertical section; (g) igniting said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir near said vertical section so as to cause combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir and thereby create a combustion front that advances outward and away from said vertical section in at least one direction along said horizontal leg and towards said toe part thereof; (h) causing heated hydrocarbon from said reservoir to flow from the upper region thereof and collect in said horizontal leg; and (i) removing from the production well, via said production piping system, said hydrocarbon which has flowed into said horizontal leg.

Fordelaktig eliminerer også den tredje utførelse av den foreliggende oppfinnelse behovet som i den tidligere kjente teknikk for å "stenge av" (ved å benytte en sementplugg eller liknende) det horisontale ben til hver produksjonsbrønn når en rekke av produksjonsbrønner er plassert ende til ende og når den vertikale seksjon til en første produksjonsbrønn er påfølgende omdannet til en injeksjonsbrønn (se US '191, kolonne 6, linjer 47-kolonne 7, linje 9 og figurer 14D-F derav). In situ fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse, spesielt den tredje utførelse, er en fremgangsmåte for ytterligere å redusere kostnadene med in situ-gjenvinning ved å redusere antallet av trinn, innbefattende ikke kun å eliminere behovet for boreinjeksjonsbrønner men også eliminere nødvendigheten av "avstengning" av andre brønner som er nødvendig i in situ-fremgangsmåten til den tidligere kjente teknikk, som eksemplifisert i US '191 ovenfor. Advantageously, the third embodiment of the present invention also eliminates the need as in the prior art to "close off" (using a cement plug or the like) the horizontal leg of each production well when a series of production wells are placed end to end and when the vertical section of a first production well is subsequently converted to an injection well (see US '191, column 6, lines 47-column 7, line 9 and figures 14D-F thereof). The in situ method of the present invention, especially the third embodiment, is a method for further reducing the cost of in situ recovery by reducing the number of steps, including not only eliminating the need for drilling injection wells but also eliminating the necessity of "shutting down" of other wells required in the in situ method of the prior art, as exemplified in US '191 above.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENEBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

I de vedføyde tegninger, som illustrerer et antall eksemplifiserende utførelser av oppfinnelsen: In the attached drawings, which illustrate a number of exemplary embodiments of the invention:

Figur 1A er et perspektiv skjematisk riss av et tidligere kjent in situ-gjennvinningsarrangement i et hydrokarbonreservoar som viser luftinjeksjonsbrønner lokalisert ved tåen til hver av tilhørende horisontale ben av tilhørende produksjonsbrønnen Figur 1B er et tverrsnitt gjennom en injeksjonsbrønn og tilhørende produksjonsbrønn vist i figur 1A; Figur 2A er et skjematisk tverrsnitt (ikke i målestokk) igjennom en injeksjonsbrønn og tilhørende produksjonsbrønn til den første utførelse av den foreliggende oppfinnelse, som benytter fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse for å bevirke en forbrenningsfront å bre seg ut i retningen av "tåen" til det horisontale ben til produksjonsbrønnen, ved et tidspunkt nær tidspunktet for antennelse av hydrokarbonet og den initielle utbredelsen av forbrenningsfronten; Figur 2B er et liknende tverrsnitt som det i figur 2A, likeledes ikke i målestokk, ved et påfølgende tidspunkt når forbrenningsfronten har utbredt seg en tid og flyttet seg nærmere til "tå"-partiet til det horisontale ben av produksjonsbrønnen; Figur 2C er et liknende tverrsnitt som det i figur 2B, likeledes ikke i målestokk, ved enda et ytterligere tidspunkt når forbrenningsfronten har utbredt seg videre og flyttet seg enda nærmere "tå"-partiet til det horisontale ben av produksjonsbrønnen; Figur 3 er et skjematisk delvis tverrsnitt gjennom et hydrokarbonreservoar som inneholder en hydrokarboninneholdende formasjon, som viser en andre utførelse av fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse, nemlig en produksjonsbrønn og tilhørende sideinngangsinjeksjonsbrønn (ikke i målestokk) og viser videre fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse for å bevirke en forbrenningsfront å bre seg ut i retning av "tåen" til det horisontale ben av produksjonsbrønnen, ved et tidspunkt nær tidspunket for antennelse av hydrokarbonet og den initielle utbredelse av forbrenningsfronten; Figur 4 er et skjematisk delvis tverrsnittriss gjennom et hydrokarbonreservoar som inneholder en hydrokarboninneholdende formasjon, som viser en tredje foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, nevne et tverrsnitt gjennom en produksjonsbrønn (ikke i målestokk) som anvender fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse for å bevirke en forbrenningsfront å Figure 1A is a perspective schematic view of a prior art in situ recovery arrangement in a hydrocarbon reservoir showing air injection wells located at the toe of each of associated horizontal legs of the associated production well; Figure 1B is a cross section through an injection well and associated production well shown in Figure 1A; Figure 2A is a schematic cross-section (not to scale) through an injection well and associated production well of the first embodiment of the present invention, which utilizes the method of the present invention to cause a combustion front to propagate in the direction of the "toe" of the horizontal legs of the production well, at a time close to the time of ignition of the hydrocarbon and the initial propagation of the combustion front; Figure 2B is a similar cross-section to that of Figure 2A, also not to scale, at a subsequent time when the combustion front has propagated for some time and moved closer to the "toe" portion of the horizontal leg of the production well; Figure 2C is a similar cross-section to that of Figure 2B, also not to scale, at yet another time when the combustion front has propagated further and moved even closer to the "toe" portion of the horizontal leg of the production well; Figure 3 is a schematic partial cross-section through a hydrocarbon reservoir containing a hydrocarbon-bearing formation, showing a second embodiment of the method of the present invention, namely a production well and associated side entry injection well (not to scale) and further showing the method of the present invention for effecting a combustion front to propagate in the direction of the "toe" of the horizontal leg of the production well, at a time close to the time of ignition of the hydrocarbon and the initial propagation of the combustion front; Figure 4 is a schematic partial cross-sectional view through a hydrocarbon reservoir containing a hydrocarbon-bearing formation, showing a third preferred embodiment of the present invention, namely a cross-section through a production well (not to scale) employing the method of the present invention to cause a combustion front to

bre seg ut i retningen av "tåen" til det horisontale ben av produksjonsbrønnen, ved et tidspunkt nær antennelsen av hydrokarbon og den initielle utbredelse av forbrenningsfronten; og spread in the direction of the "toe" of the horizontal leg of the production well, at a time close to the ignition of the hydrocarbon and the initial propagation of the combustion front; and

Figur 5 er et perspektivriss skjematisk riss av en in situ gjenvinnings-fremgangsmåte i figur 4, som viser den tredje og foretrukne utførelse av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse for gjenvinning av hydrokarboner fra et hydrokarbonreservoar. Figure 5 is a perspective schematic view of an in situ recovery method in Figure 4, showing the third and preferred embodiment of the method of the present invention for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon reservoir.

BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSEDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

Figur 1A viser et skjematisk, halvtransparent riss av et arrangement av brønner benyttet i den tidligere kjente teknikk for in situ-gjenvinning av hydrokarbon fra et underoverflate hydrokarbonreservoar eller formasjon 10. Figure 1A shows a schematic, semi-transparent view of an arrangement of wells used in the prior art for in situ recovery of hydrocarbon from a subsurface hydrocarbon reservoir or formation 10.

Spesielt viser figur 1A skjematisk den tidligere kjente fremgangsmåte for in situ-gjenvinning av hydrokarbon omtalt i US 5,626,191, omfattende lokalisering av en rekke av produksjonsbrønner 12, hver omfatter en vesentlig vertikal seksjon 16 og et vesentlig horisontalt ben 16, med et "tå"-parti 18 og et "hel"-parti 20. Det horisontale ben 16 til produksjonsbrønnen 2 er lokalisert ved et ytre område av hydrokarbonformasjon 10, og er vesentlig porøst for å tillate inntrengning av fluider En rekke av injeksjonsbrønner 22 er anordnet, lokalisert ved et område nær "tåen" og forløper nedover inn i formasjonen 10, med perforeringer i de øvre områder av det oljebærende reservoar. In particular, Figure 1A schematically shows the previously known method for in situ hydrocarbon recovery disclosed in US 5,626,191, comprising locating a series of production wells 12, each comprising a substantially vertical section 16 and a substantially horizontal leg 16, with a "toe"- portion 18 and a "whole" portion 20. The horizontal leg 16 of the production well 2 is located at an outer region of hydrocarbon formation 10, and is substantially porous to allow ingress of fluids. A series of injection wells 22 are arranged, located at an area near the "toe" and extending downward into the formation 10, with perforations in the upper regions of the oil-bearing reservoir.

Figur 1B viser et skjematisk tverrsnitt gjennom en injeksjonsbrønn 22 og tilhørende produksjonsbrønn 12 i figur 1A. Figure 1B shows a schematic cross-section through an injection well 22 and associated production well 12 in Figure 1A.

I den tidligere kjente in situ-gjenvinningsprosess vist i figur 1A og B, er en oksiderende gass 24, slik som luft (som inneholder oksygen), oksygen, oksygenberiket luft, injisert inn i formasjonen 10 via hver av injeksjonsbrønner 22, for på den måten å tillate et parti av hydrokarbonet i formasjon 10 å forbrennes. Spesielt er et parti av hydrokarbonet i hydrokarbonformasjonen 10 i området av injeksjonsbrønnen 22 når forsynt med oksiderende gass 26, bevirket til å antennes å bevirkes til å forbrenne, og derved å forme og danne innen formasjon 10 en vesentlig vertikal og forløpende forbrenningsfront 26. Slik forbrenningsfront 26 varmer, ved hjelp av varmekonduksjon og dannelse av oppvarmede forbrente gasser innen formasjonen 10, hydrokarboner i formasjonen 10 direkte foran og fremfor forbrenningsfront 26, og bevirker at de mer flyktige hydrokarbonsammensetninger i formasjon 10 gassifiseres og videre bevirker oppgradering av et parti av hydrokarbonfaststoffer eller bitumener i formasjonen og samtidig øke deres viskositet for på den måten å skape mobile væskehydrokarboner 30. De gjenværende tyngre hydrokarbonene, spesielt koks, forblir, som fremskaffer brensel for den fremadgående forbrenningsfront 26 og opprettholder fremføringen av forbrenningsfronten 26 og in situ-forbrenningen og hydrokarbonoppgraderingsprosessen. De da mobile flytendegjorte hydrokarboner 30 og gassifiserte komponenter (noen av hvilke kan etterfølgende kondenseres som væske 30), strømmer så nedover ved virkningen av tyngdekraft gjennom formasjonen og er samlet i et nederste område av formasjonen 10 ved å strømme inn i det horisontalt forløpende horisontale ben 16 til produksjonsbrønnen 12. Horisontalt ben 16 til produksjonsbrønnen 12 har generelt, i det minste for en begrenset tid, et gasstrykk deri mindre enn det til formasjonen 10 (på grunn av fjerning av oppsamlet væskehydrokarboner 30 så vel som gassaktige hydrokarbonder derfra). Slikt redusert gassaktig trykk i horisontalt ben 16 som i motsetning til innen formasjon 10 foran forbrenningsfronten 26 hjelper til med væske- og gassaktig hydrokarboninnstrømning fra hydrokarbonformasjon 10 inn i det horisontale ben 16. Andre ganger, på grunn av injeksjon av medium 52 via injeksjonsrørsystem 50 (omtalt nedenfor) inn i horisontalt ben 16, kan horisontalt ben 16 ved tider ha et gassaktig trykk nær til, eller til og med utover gasstrykket innen formasjon 10. In the prior art in situ recovery process shown in Figures 1A and B, an oxidizing gas 24, such as air (containing oxygen), oxygen, oxygen-enriched air, is injected into the formation 10 via each of injection wells 22, so that allowing a portion of the hydrocarbon in formation 10 to burn. In particular, a portion of the hydrocarbon in the hydrocarbon formation 10 in the area of the injection well 22, when supplied with oxidizing gas 26, is caused to ignite and is caused to burn, thereby forming and forming within the formation 10 a substantially vertical and continuous combustion front 26. Such a combustion front 26 heats, by means of heat conduction and the formation of heated burnt gases within the formation 10, hydrocarbons in the formation 10 directly in front of and in front of the combustion front 26, and causes the more volatile hydrocarbon compositions in the formation 10 to be gasified and further causes the upgrading of a portion of hydrocarbon solids or bitumens in the formation and simultaneously increase their viscosity thereby creating mobile liquid hydrocarbons 30. The remaining heavier hydrocarbons, particularly coke, remain, providing fuel for the forward combustion front 26 and maintaining the advance of the combustion front 26 and the in situ combustion and hydrocarbon generation the erasure process. The then mobile liquefied hydrocarbons 30 and gasified components (some of which may subsequently be condensed as liquid 30) then flow downward by gravity through the formation and are collected in a lower region of the formation 10 by flowing into the horizontally extending horizontal leg 16 to the production well 12. Horizontal leg 16 of the production well 12 generally has, at least for a limited time, a gas pressure therein less than that of the formation 10 (due to removal of collected liquid hydrocarbons 30 as well as gaseous hydrocarbons therefrom). Such reduced gaseous pressure in horizontal leg 16 as opposed to within formation 10 in front of combustion front 26 aids in liquid and gaseous hydrocarbon inflow from hydrocarbon formation 10 into horizontal leg 16. Other times, due to injection of medium 52 via injection piping system 50 ( discussed below) into horizontal leg 16, horizontal leg 16 may at times have a gaseous pressure close to, or even beyond, the gas pressure within formation 10.

Det er viktig at i den tidligere kjente fremgangsmåte for in situ-gjenvinning som vist i figurer 1A & 1B og beskrevet ovenfor, er injeksjonsbrønnen 2 lokalisert nær "tåen" til det horisontale ben 16, og oksiderende gass injisert inn i formasjonen ved disse lokaliseringer via injeksjonsbrønnen 22. Forbrenningsfronten 26 som mottar oksiderende gass 24 er således bevirket å gå fremover utover fra injeksjonsbrønnen 22, og perpendikulær til og langs de horisontale brønner 16 i en retning fra "tå"-partiet til "hel"-partiet. It is important that in the previously known method of in situ recovery as shown in Figures 1A & 1B and described above, the injection well 2 is located near the "toe" of the horizontal leg 16, and oxidizing gas is injected into the formation at these locations via the injection well 22. The combustion front 26 receiving oxidizing gas 24 is thus caused to move forward outward from the injection well 22, and perpendicular to and along the horizontal wells 16 in a direction from the "toe" portion to the "whole" portion.

Ufordelaktig med denne tidligere kjente fremgangsmåte, må ikke bare en borepute 32 dannes for produksjonsbrønnen 12, men en ytterligere og separat borepute må dannes for injeksjonsbrønnen 22, og slik separat injeksjonsbrønn 22 må bores inn i slik formasjon. I tillegg må oksygendannelse og injeksjonsutstyr (ikke vist) hales til og installeres ved overflaten av slik injeksjonsbrønn 22, da slik injeksjonsbrønn er fjernt fra overflaten av produksjonsbrønn 12. Begge slike krav tilfører betydelig kostnad for å utføre tidligere kjente fremgangmåter for inistugjenvinning av hydrokarboner. Disadvantageous with this previously known method, not only a drilling pad 32 must be formed for the production well 12, but a further and separate drilling pad must be formed for the injection well 22, and such separate injection well 22 must be drilled into such formation. In addition, oxygen generation and injection equipment (not shown) must be fetched and installed at the surface of such injection well 22, as such injection well is distant from the surface of production well 12. Both such requirements add significant cost to carrying out previously known methods of insitu recovery of hydrocarbons.

Figurer 2A-2C heri viser en modifisert (første) in situ-gjenvinninsprosess, som er utrykkelig tilpasset fra å eliminere i det minste en av utgiftene ovenfor i de tidligere kjente fremgangsmåter for in situ hydrokarbongjenvinning, nemlig kostnaden ved å danne en separat borepute for injeksjonsbrønnen 22. Figures 2A-2C herein show a modified (first) in situ recovery process, which is expressly adapted from eliminating at least one of the above expenses in the prior art in situ hydrocarbon recovery methods, namely the cost of forming a separate well pad for the injection well 22.

Spesifikt, som vist i figurer 2A-2C, er en enkel borepute 32 dannet ved hjelp av klarering av ventiltrær og andre hindringer, og en enkel boreplattform reist derpå. En produksjonsbrønn 12 er boret ved å benytte konvensjonelle boreteknikker, omfattende en vertikal seksjon 14, og et ytterligere horisontalt ben 22 i kommunikasjon med vertikal seksjon 14. Det horisontale ben 16 har et "tå" parti 18 og et "hel"-parti 24 hvor det møter vertikalseksjon 14. Produksjonsbrønn 12 er ferdigstilt ved den vanlige prosess med foring av brønn 12, og ytterligere ved innføringen innen slik produksjonsbrønn 12 av produksjonsrør 14, som strekker seg nedover i vertikal seksjon 14 til slikt hel-parti 20 og fortrinnsvis langs det horisontale ben 16, fortrinnsvis til tå-parti 18 derav, og et slikt produksjonsrør 14 har en åpen ende 42 innen nevnte horisontale ben 16. Produksjonsrør 40 er typisk kveilet rør som konvensjonelt er benyttet i boreoperasjoner. Specifically, as shown in Figures 2A-2C, a simple drilling pad 32 is formed by clearing valve trees and other obstructions, and a simple drilling platform erected thereon. A production well 12 is drilled using conventional drilling techniques, comprising a vertical section 14, and a further horizontal leg 22 in communication with the vertical section 14. The horizontal leg 16 has a "toe" portion 18 and a "whole" portion 24 where it meets vertical section 14. Production well 12 is completed by the usual process of lining well 12, and further by the introduction within such production well 12 of production pipe 14, which extends downwards in vertical section 14 to such whole section 20 and preferably along the horizontal leg 16, preferably toe part 18 thereof, and such a production pipe 14 has an open end 42 within said horizontal leg 16. Production pipe 40 is typically coiled pipe which is conventionally used in drilling operations.

Ytterligere injeksjonsrør 50, liknende typisk kveilet rør som er konvensjonelt benyttet i boreoperasjoner, er videre fremskaffet for injeksjon av et medium 52 inn i produksjonsbrønnen 12 slikt medium 52 omfatter en ikke-oksiderende gass, fortrinnsvis karbondioksid på grunn av dens uttynnende virkning på hydrokarboner, eller alternativt eller i kombinasjon damp eller vann eller annet ikke-forbrennbart strømbart medium. Som vist i figurer 2A-2C strekker injeksjonsrøret 50 seg inn i "hel"-partiet 20 til horisontalt ben16. Minst en installasjonspakning 54 er anordnet for å tillate medium 52 å injiseres, hvis ønsket, i en trykksatt tilstand fra tid til tid eller kontinuerlig injisert, for på den måten å trykksette fra tid til tid eller kontinuerlig hvis ønsket, horisontalt ben 16 for å hjelpe til med å tvinge flytende hydrokarbon 30 inn i produksjonsrøret 40 og hemme inngang av oksiderende gass inn i det horisontale ben 16. Additional injection pipe 50, similar to typical coiled pipe conventionally used in drilling operations, is further provided for injection of a medium 52 into the production well 12, such medium 52 comprising a non-oxidizing gas, preferably carbon dioxide due to its diluting effect on hydrocarbons, or alternatively or in combination steam or water or other non-combustible current medium. As shown in Figures 2A-2C, the injection tube 50 extends into the "whole" portion 20 of horizontal leg 16. At least one installation packing 54 is provided to allow medium 52 to be injected, if desired, in a pressurized condition from time to time or continuously injected, thereby pressurizing from time to time or continuously if desired, horizontal leg 16 to assist to force liquid hydrocarbon 30 into the production pipe 40 and inhibit entry of oxidizing gas into the horizontal leg 16.

Ved å benytte den enkle borepute 32, er en ytterligere injeksjonsbrønn 22 boret, som forløper inn i det minste det øvre området av hydrokarbonformasjon 10. Injeksjonsbrønn 22 har typisk perforeringer 75 i en nedre ende derav for å tillate infusjon og injeksjon av en oksiderende gass 24 slik som luft eller oksygen inn i det hydrokarboninneholdende området av hydrokarbonformasjon 10. Using the single drill pad 32, a further injection well 22 is drilled, extending into at least the upper region of hydrocarbon formation 10. Injection well 22 typically has perforations 75 at a lower end thereof to allow infusion and injection of an oxidizing gas 24 such as air or oxygen into the hydrocarbon containing region of hydrocarbon formation 10.

Fremgangsmåten med foreliggende oppfinnelse, i den første utførelse vist i figurer 2A-2C, opererer deretter som følger: Oksiderende gass 24 er injisert i ny formasjon 10 via injeksjonsbrønn 22. Fordelaktig må ikke utstyr (ikke vist) benyttes for å skape oksiderende gass 24 og injisere slik oksiderende gass 24 være lokalisert fjernt fra produksjonsbrønnen 12, men kan isteden, ved hjelp av fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse, være lokalisert nær produksjonsbrønnen 12, og spesielt hvis ønsket kan være lokalisert på borepute 32 eller meget nær dertil, og derved eliminere behovet for klarering og å danne en separat borepute ved et fjernt sted slik som vil oppstå hvis injeksjonsbrønnen 22 var lokalisert mot "tåen" til den horisontale brønn 16. Operasjon og vedlikehold av det oksiderende gasstilførselsutstyr kan også hensiktsmessig være utført ved oljebehandlingsstedet lokalisert nær brønnen 12. Hydrokarboner nær injeksjonsbrønnen 12 er antent, og på grunn av tilførselen av oksiderende gass 24, er en forbrenningsfront 26 dannet, som i fremgangsmåten vist i figurer 2A-2C gå fremover som en vesentlig vertikal lateralt forløpende front (se også figur 5 heri) fra "helen" 20 til horisontalt ben 16 mot "tåen" 18. Viskøse og høyt viskøse hydrokarboner, innbefattende bitumen (asfalt), i hydrokarbonformasjonen 10 foran den fremadgående forbrenningsfront 16, på grunn av varme som er generert, er bevirket til å oppgradere og bli flytende, og i prosessen bli mindre viskøs. Noen hydrokarboner i formasjonen 10 foran fronten 26 vil gassifiseres. Flytende hydrokarbon 30 og gassifisert hydrokarboner, er nå mobile, flyter nedover og inn i horisontalt ben 16 som er gjort porøst (det vil si har åpninger 60 i et øvre parti derav) for å tillate infusjon av slike hydrokarboner 30 og således oppsamling av slike hydrokarboner 30. The method of the present invention, in the first embodiment shown in Figures 2A-2C, then operates as follows: Oxidizing gas 24 is injected into new formation 10 via injection well 22. Advantageously, equipment (not shown) must not be used to create oxidizing gas 24 and inject such oxidizing gas 24 is located far from the production well 12, but can instead, by means of the method in the present invention, be located close to the production well 12, and especially if desired can be located on the drilling pad 32 or very close thereto, thereby eliminating the need for clearance and to form a separate drilling pad at a remote location such as would occur if the injection well 22 were located against the "toe" of the horizontal well 16. Operation and maintenance of the oxidizing gas supply equipment can also conveniently be carried out at the oil processing site located near the well 12. Hydrocarbons near the injection well 12 is ignited, and due to the supply of oxidizing gas 24, a combustion front 26 is formed, which in the method shown in Figures 2A-2C advances as a substantially vertical laterally extending front (see also Figure 5 herein) from the "heel" 20 to the horizontal leg 16 towards the "toe" 18. Viscous and highly viscous hydrocarbons, including bitumen (asphalt), in the hydrocarbon formation 10 ahead of the advancing combustion front 16, due to heat generated, are caused to upgrade and liquefy, and in the process become less viscous. Some hydrocarbons in the formation 10 ahead of the front 26 will be gasified. Liquid hydrocarbon 30 and gasified hydrocarbons, now mobile, flow downward into horizontal leg 16 which is made porous (ie has openings 60 in an upper portion thereof) to permit infusion of such hydrocarbons 30 and thus collection of such hydrocarbons 30.

Slik prosess fortsetter som forbrenningsfront 26 og går fremover og således "sveipes" fra "hel"-partiet 20 til "tåen" 18 av horisontalt ben 16. Such a process continues as combustion front 26 and moves forward and is thus "swept" from the "whole" portion 20 to the "toe" 18 of horizontal leg 16.

Det skal bemerkes at før generering av forbrenningsfront 26, er hydrokarbonformasjon 10 fortrinnsvis initiellt forhåndsoppvarmet ved injeksjon av et oppvarmet ikke-oksiderende medium 52 slik som damp, som er injisert inn i det horisontale ben 16 til produksjonsbrønn 12 via injeksjonsrøret 40, og fjernet via produksjonsrøret 50 eller alternativt via ringrom 80 i vertikal seksjon 16 hvis isolasjonspakninger 54 er tilstede. Forhåndsinjeksjon av et oppvarmet medium har den fordelen med å varme opp produksjonsbrønnen 12, og dens produksjons komponenter og derved øke strømningsevnen av flytende hydrokarboner 30 som strømmer inn i horisontalt ben 16 til produksjonsbrønnen 12. Denne prosedyre er nyttig i bitumenreservoarene fordi kald olje som kan gå inn i det horisontale ben 16 vil være meget viskøs og vil strømme dårlig, og mulig plugge det horisontale ben 16. For formasjoner 10 med mobil olje, er omfattende forhåndsantennelsesdamping ikke påkrevet for formålet med oppvarming av oljen slik at den vil strømme, det kan imidlertid være nyttig å redusere oljesatureringer (metninger) nær den oksiderende gassinjeksjonsbrønn 22 og å heve hydrokarbontemperaturen for å oppnå antennelse derav. Andre antennelses-metoder kan anvendes slik som injeksjonen av lett antennelig brensel slik som linolje, eller ved injeksjon av varm forbrenningsgass. For bitumenreservoarer er damp også injisert via injektorbrønn 22 og kan også injiseres inn i reservoaret 10 inn i området mellom injektorbrønnen 22 og tåen 18 til den horisontale brønn 16 for å varme oljen og øke dens mobilitet før injisering av injeksjon av oksideringsgass 24 inn i reservoarformasjonen 10. It should be noted that prior to generation of combustion front 26, hydrocarbon formation 10 is preferably initially preheated by injection of a heated non-oxidizing medium 52 such as steam, which is injected into horizontal leg 16 of production well 12 via injection pipe 40, and removed via production pipe 50 or alternatively via annulus 80 in vertical section 16 if insulating gaskets 54 are present. Pre-injection of a heated medium has the advantage of heating the production well 12 and its production components and thereby increasing the flowability of liquid hydrocarbons 30 flowing into the horizontal leg 16 of the production well 12. This procedure is useful in the bitumen reservoirs because cold oil that can go into the horizontal leg 16 will be very viscous and will flow poorly, possibly plugging the horizontal leg 16. For formations 10 with mobile oil, extensive pre-ignition steaming is not required for the purpose of heating the oil so that it will flow, however it may be useful to reduce oil saturations near the oxidizing gas injection well 22 and to raise the hydrocarbon temperature to achieve ignition thereof. Other ignition methods can be used such as the injection of easily flammable fuel such as linseed oil, or by injection of hot combustion gas. For bitumen reservoirs, steam is also injected via injector well 22 and may also be injected into the reservoir 10 into the area between the injector well 22 and the toe 18 of the horizontal well 16 to heat the oil and increase its mobility before injecting the injection of oxidizing gas 24 into the reservoir formation 10 .

Etter injisering av forbrenning og forbrenningsfront 26, er et ikke-oksiderende medium 52 i formen av damp, en ikke-oksiderende gass slik som karbondioksid, eller vann, injisert enten kontinuerlig eller sporadisk via injeksjons-rør 50 inn i horisontalt ben 16, som på grunn av isolasjonspakninger 54 kan trykksettes. Formålet med slik ikke-oksiderende medium 52 er for mange grunner. For det første reduserer eller forhindrer øket trykk innen horisontal ben 16 oksiderende gass 24 å trenge inn i horisontalt ben 16 fra formasjon 10 som ellers kan være nedbrytende, i kombinasjon med flytende og gassaktige hydrokarboner deri, danner en eksplosiv blanding med potensielle eksplosive konsekvenser, eller alternativt reagerer med oksygen direkte for på den måten å danne koks som ellers kunne tette det horisontale ben 16 til produksjonsbrønnen 12. Konsekvensen av å ha hydrokarbon (olje) og oksygen sammen i en brønnboring er forbrenning og potensielt en eksplosjon med oppnåelsen av høye temperaturer, kanskje utover 1000 °C. Dette kan forårsake ureparerbar skade på brønnboringen, innbefattende svikten av sandtilbakeholdelsesfilteret (ikke vist). Tilstedeværelsen av oksygen og brønnboringstemperaturer og over 425 °C må unngås for sikre å kontinuerlige oljeproduksjonsoperasjoner. For det andre kan injeksjon av medium 52 tjene til å trykksette horisontalt ben 16 og til og med å drive flytendegjort og gassaktig hydrokarboner 30 samlet i horisontalt ben 16 inn i den åpne enden 42 til produksjonsrøret 40, og derved hjelpe til med nedtrekking av slike væsker 30 og produsere slike hydrokarboner 30 fra produksjonsbrønn 12. For det tredje kan medium 52 nå injisert via injeksjonsrør 50 være oppvarmet. Fordelaktig er innretning for oppvarming av slik medium 52, i denne fremgangsmåte, hensiktsmessig i stand til å være lokalisert ved overflaten av produksjonsbrønn 12 og på eller nær borepute 32. Til slutt, hvor det injiserte medium 52 er karbondioksid, tjener injeksjon derav inn i horisontal brønn 16 ikke bare som et hensiktsmessig karbon "avløp" for å tillate avhending av slik miljøgass, men videre på grunn av de fortynnede egenskaper på karbondioksid på væske hydrokarboner 30, reduseres viskositeten derav og således hjelper til med nedtrekkingen av oppsamlede væskehydrokarboner 30 via produksjonsrør 40. After injection of combustion and combustion front 26, a non-oxidizing medium 52 in the form of steam, a non-oxidizing gas such as carbon dioxide, or water is injected either continuously or intermittently via injection pipe 50 into horizontal leg 16, as in due to insulation gaskets 54 can be pressurized. The purpose of such non-oxidizing medium 52 is for many reasons. First, increased pressure within horizontal leg 16 reduces or prevents oxidizing gas 24 from entering horizontal leg 16 from formation 10 which might otherwise be corrosive, in combination with liquid and gaseous hydrocarbons therein, forming an explosive mixture with potential explosive consequences, or alternatively reacts with oxygen directly to thereby form coke which could otherwise clog the horizontal leg 16 of the production well 12. The consequence of having hydrocarbon (oil) and oxygen together in a wellbore is combustion and potentially an explosion with the achievement of high temperatures, perhaps beyond 1000 °C. This can cause irreparable damage to the wellbore, including the failure of the sand retention filter (not shown). The presence of oxygen and wellbore temperatures above 425°C must be avoided to ensure continuous oil production operations. Second, injection of medium 52 may serve to pressurize horizontal leg 16 and even propel liquefied and gaseous hydrocarbons 30 collected in horizontal leg 16 into the open end 42 of production tubing 40, thereby aiding in the drawdown of such fluids 30 and produce such hydrocarbons 30 from production well 12. Thirdly, medium 52 now injected via injection pipe 50 can be heated. Advantageously, in this method, means for heating such medium 52 are suitably able to be located at the surface of the production well 12 and on or near the drilling pad 32. Finally, where the injected medium 52 is carbon dioxide, injection thereof into horizontal well 16 not only as an appropriate carbon "drain" to allow the disposal of such environmental gas, but further due to the dilute properties of carbon dioxide on liquid hydrocarbons 30, the viscosity thereof is reduced and thus aids in the drawdown of collected liquid hydrocarbons 30 via production pipe 40 .

Som vist i figurer 2A-2C, under fremføringen av forbrenningsfront 26, er koks avsatt i reservoaret 10 og tjener som brensel for in situ- forbrenningsprosessen. Varme forbrenningsgasser 70 går frem inn i formasjonen 10 og varmer opp hydrokarbonet deri og ethvert beslektet vann som er tilstede. En del av disse hydrokarboner væskifiseres og slike væskifiserte hydrokarboner 30 strømmer, sammen med forbrenningsgasser, inn i det horisontale ben 16 gjennom perforeringen 60, som vist i figur 2A-2C. De væskifiserte hydrokarboner 30 strømmer langs og til "tåen" 18 av horisontalt ben 16 og går inn i den åpne enden 42 til produksjonsrør 40 deri, og strømmer tilbake og så oppover til overflaten. Prosessen er stabil og kontinuerlig, med forbrenningsfronten 26 som kontinuerlig går fremover mot "tåen" 18 til horisontalt ben 16. As shown in Figures 2A-2C, during the advance of combustion front 26, coke is deposited in reservoir 10 and serves as fuel for the in situ combustion process. Hot combustion gases 70 advance into the formation 10 and heat the hydrocarbon therein and any associated water present. A portion of these hydrocarbons is liquefied and such liquefied hydrocarbons 30 flow, together with combustion gases, into the horizontal leg 16 through the perforation 60, as shown in Figures 2A-2C. The liquefied hydrocarbons 30 flow along and to the "toe" 18 of horizontal leg 16 and enter the open end 42 of production tubing 40 therein, and flow back and then upward to the surface. The process is steady and continuous, with the combustion front 26 continuously advancing toward the "toe" 18 of the horizontal leg 16.

Den oksiderende gass 24, typisk luft, oksygen eller oksygenberiket luft, er injisert inn i den øvre del av reservoaret 10. Koks som var tidligere lagt ned forbruker oksygenet slik at kun oksygenfrie gasser kontakter oljen foran kokssonen ved forbrenningsfronten 26. Forbrenningsgasstemperaturer på typisk 600 °C og som høye som 1000 °C oppnås fra høytemperatur-oksidasjonen av koksbrenselet. I den mobile oljesonen 80 foran forbrenningsfronten 26, varmer disse varme gasser 70 og dampen oljen til over 400 °C, og delvis brister oljen, fordamper noen komponenter og i stor grad reduserer oljeviskositeten. De tyngste komponentene til oljen, slik som asphaltener, forblir på steinen og vil utgjøre koksbrenselet senere når forbrenningsfronten 26 ankommer det stedet. I den mobile oljesone 80, drenerer gasser og oljen ned inn i det horisontale ben 16, trukket av tyngdekraft og noen ganger ved lavtrykkutløpet til det horisontale ben 16 når ikke trykksatt. Kokssonen ved forbrenningsfronten 26 og den mobile oljesonen 80 beveger seg lateralt fra retningen fra helen 20 mot tåen 18 av den horisontale brønn 16. Den brente soneseksjonen 100 bak forbrenningsfronten er redusert av væsker (olje over vann) og er fylt med oksiderende gass 24. Seksjonen av den horisontale brønn 16 motsatt denne brenne sone 100 er i fare for å motta oksygen eller oksiderende gass 24 som vil forbrenne oljen tilstede på innsiden av den horisontale brønn 16 og skaper ekstremt høye brønnboringstemperaturer som vil skade stålforingen og spesielt sandfilterne som er benyttet for å tillate inngang av fluider 30 men ekskludere sand. Hvis sandfilterne svikter, vil ukonsolidert reservoarsand gå inn i den horisontale brønnboring 16 og nødvendiggjøre avstengning for rengjøring og viderebehandling med sementplugger. Denne operasjon er meget vanskelig og farlig siden den horisontale brønnboringen 16 kan inneholde eksplosive nivåer av olje og oksygen. The oxidizing gas 24, typically air, oxygen or oxygen-enriched air, is injected into the upper part of the reservoir 10. Coke that was previously laid down consumes the oxygen so that only oxygen-free gases contact the oil in front of the coke zone at the combustion front 26. Combustion gas temperatures of typically 600° C and as high as 1000 °C are obtained from the high-temperature oxidation of the coking fuel. In the mobile oil zone 80 in front of the combustion front 26, these hot gases 70 and the steam heat the oil to over 400 °C, partially cracking the oil, vaporizing some components and greatly reducing the oil viscosity. The heaviest components of the oil, such as asphaltenes, remain on the rock and will make up the coke fuel later when the combustion front 26 arrives at that location. In the mobile oil zone 80, gases and oil drain down into the horizontal leg 16, drawn by gravity and sometimes at the low pressure outlet of the horizontal leg 16 when not pressurized. The coke zone at the combustion front 26 and the mobile oil zone 80 move laterally from the direction from the heel 20 towards the toe 18 of the horizontal well 16. The burnt zone section 100 behind the combustion front is reduced by liquids (oil over water) and is filled with oxidizing gas 24. The section of the horizontal well 16 opposite this burning zone 100 is in danger of receiving oxygen or oxidizing gas 24 which will burn the oil present inside the horizontal well 16 and create extremely high wellbore temperatures which will damage the steel casing and especially the sand filters used to allow entry of fluids 30 but exclude sand. If the sand filters fail, unconsolidated reservoir sand will enter the horizontal wellbore 16 and necessitate shutdown for cleaning and further treatment with cement plugs. This operation is very difficult and dangerous since the horizontal wellbore 16 may contain explosive levels of oil and oxygen.

Fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse overveier et antall av måter å forhindre innstrømning av oksiderende gass 24 fra formasjonen inn i det horisontale ben 16. En første fremgangsmåte er for å redusere injeksjonsmengden av den oksiderende gass 24 for å redusere reservoartrykket i formasjon 10. En andre fremgangsmåte er å redusere det flytendegjorte hydrokarbon 30 nedtrekningsmengde via produksjonsrøret 40 (det vil si redusere produksjonsmengden via produksjonsrør 40) og derved øke brønnboringstrykket i horisontalt ben 16. Begge disse fremgangsmåter resulterer i reduksjonen av hydrokarbonsproduksjonsmengder, som er økonomisk forringende. En alternativ og foretrukket fremgangsmåte er som beskrevet tidligere heri, nemlig injeksjonen av ikke-oksiderende medium 52 inn i horisontalt ben 16 via injeksjonsrøret 50, som antas å ha liten effekt på tyngdekraftdrenering av hydrokarbonvæsker inn i horisontal brønn 16. Ethvert tilfelle, kan slik injeksjon av mediet 52 gjøres periodisk eller kun for en tid tilstrekkelig for å redusere konsentrasjoner av oksygen innen horisontalt ben 16 til mindre enn eksplosive konsentrasjoner. I en typisk operasjon kan en termokoplestreng være plassert langs den horisontale seksjon, eller innen, og tilstedeværelsen av forhøyde temperaturer vil signalisere inntrengningen av oksyderende gass slik at vann eller damp kan tilføres via rør 52 for å redusere brønnboringstemperaturer, fortynne oksygenet som er tilstede og øke brønnboringstrykket for å forhindre ytterligere oksidasjonsgassinngang. The method of the present invention contemplates a number of ways to prevent the inflow of oxidizing gas 24 from the formation into the horizontal leg 16. A first method is to reduce the injection amount of the oxidizing gas 24 to reduce the reservoir pressure in the formation 10. A second method is to reduce the liquefied hydrocarbon 30 drawdown quantity via production pipe 40 (that is, reduce the production quantity via production pipe 40) and thereby increase the wellbore pressure in horizontal leg 16. Both of these methods result in the reduction of hydrocarbon production quantities, which is economically degrading. An alternative and preferred method is as described earlier herein, namely the injection of non-oxidizing medium 52 into horizontal leg 16 via injection pipe 50, which is believed to have little effect on gravity drainage of hydrocarbon fluids into horizontal well 16. In any case, such injection may of the medium 52 is made periodically or only for a time sufficient to reduce concentrations of oxygen within horizontal leg 16 to less than explosive concentrations. In a typical operation, a thermocouple string may be located along the horizontal section, or within, and the presence of elevated temperatures will signal the intrusion of oxidizing gas so that water or steam may be supplied via tubing 52 to reduce wellbore temperatures, dilute the oxygen present and increase the wellbore pressure to prevent further oxidation gas entry.

Figur 3 illustrerer skjematisk en ytterligere mer foretrukket utførelse av fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse, som har liknende komponenter med de som identifisert i figurer 2A-2C,og som har liknende metodelære. Igjen er en oksiderende gass injisert inn i formasjon 10 via injeksjonsbrønn 22, og en forbrenningsfront 26 skapt som "sveiper" fra hel 20 til tå 18 av horisontalt ben 16, og bevirker væskifiserte hydrokarbon 30 så vel som gassifisert hydrokarboner å strømme inn i horisontalt ben 16 og avledes til overflaten via produksjonsrøret 40. Figure 3 schematically illustrates a further, more preferred embodiment of the method in the present invention, which has similar components to those identified in figures 2A-2C, and which has similar methodology. Again, an oxidizing gas is injected into formation 10 via injection well 22, and a combustion front 26 is created that "sweeps" from heel 20 to toe 18 of horizontal leg 16, causing liquefied hydrocarbon 30 as well as gasified hydrocarbons to flow into horizontal leg 16 and is diverted to the surface via the production pipe 40.

Det skal imidlertid bemerkes den viktige og eksklusive forskjell i fremgangsmåten for in situ-gjenvinning vist i figur 3 i forhold til fremgangsmåten tidligere omtalt og som vist i figurer 2A-2C er at injeksjonsbrønn 22 i den viste fremgangsmåte i figur 3 er formet som en sideinngangsbrønn fra innen vertikal seksjon 16 til produksjonsbrønn 12. However, it should be noted that the important and exclusive difference in the method for in situ recovery shown in Figure 3 in relation to the method previously discussed and as shown in Figures 2A-2C is that injection well 22 in the method shown in Figure 3 is shaped as a side entrance well from within vertical section 16 to production well 12.

Fordelaktig ved å benytte fremgangsmåten vist i figur 3 er injeksjonsbrønn 22 mindre kostbar å bore da et øvre parti av slik injeksjonsbrønn allerede har blitt boret da det er vanlig med vertikal seksjon til produksjonsbrønn 12. Advantageously by using the method shown in Figure 3, injection well 22 is less expensive to drill as an upper part of such an injection well has already been drilled as it is usual to have a vertical section to production well 12.

Følgelig er ikke bare kostbesparelser oppnådd ved å lokalisere injeksjonsbrønnen 22 ved stedet av og i umiddelbar nærhet av produksjonsbrønn 12 og dens tilhørende utstyr og det er ikke nødvendig å skape noen separat borepute 32, men i tillegg, er brønnboringskostnaden redusert med boring av injeksjonsbrønn 22. Consequently, not only are cost savings achieved by locating the injection well 22 at the site of and in the immediate vicinity of the production well 12 and its associated equipment and it is not necessary to create any separate drilling pad 32, but in addition, the well drilling cost is reduced by drilling the injection well 22.

I figur 4 viser en tredje og mest foretrukket utførelse av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse for å utføre in situ-utvinning av hydrokarbon. Slik fremgangsmåte i likhet med den første utførelse av fremgangsmåten av den foreliggende oppfinnelse vis ti figur 2A-2C, og lik den andre utførelse av oppfinnelse vist i figur 3, innbefatter som en integral komponent av fremgangsmåten dannelsen av en forbrenningsfront 26 som "sveiper" fra "hel" 20 til "tå" 18 av horisontalt ben 16, og derved bevirker at væskehydrokarboner 30 samles i horisontalt ben 16, og deretter trekkes ned av produksjonsrør 40 og produseres til overflaten. Figure 4 shows a third and most preferred embodiment of the method of the present invention for carrying out in situ extraction of hydrocarbon. Such a method, similar to the first embodiment of the method of the present invention shown in Figures 2A-2C, and similar to the second embodiment of the invention shown in Figure 3, includes as an integral component of the method the formation of a combustion front 26 which "sweeps" from "heel" 20 to "toe" 18 of horizontal leg 16, thereby causing liquid hydrocarbons 30 to collect in horizontal leg 16, and then be drawn down by production pipe 40 and produced to the surface.

Det som imidlertid er viktig i denne tredje utførelse av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse vist i figur 4 er at det ikke er noe trinn for boring av en injeksjonsbrønn 22. Isteden er perforeringer 110 laget i den vertikale seksjon 16 til produksjonsbrønn 12, og en oksiderende gass 24 injisert inn i slik vertikal seksjon 16 og således inn i formasjonen 10. Oksiderende gass 24 er forhindret fra å injiseres inn i horisontalt ben 16 ved tilstedeværelsen av isolasjonspakninger 54 som effektivt separerer produserte flytende hydrokarboner i horisontalt ben 16 fra oksiderende gass 24 slik som oksygen, og derved forhindrer formasjon av eksplosive blandinger. Injeksjonsrør 50 tjener fremdeles, i likhet med tidligere utførelser, å tillate sporadisk eller kontinuerlig injeksjon av ikke-oksiderende gass 52 inn i horisontalt ben 16 for å forhindre oksiderende gass 24 innen det brente området 80 til formasjonen fra å trenge inn i horisontalt ben 16. However, what is important in this third embodiment of the method of the present invention shown in Figure 4 is that there is no step for drilling an injection well 22. Instead, perforations 110 are made in the vertical section 16 of the production well 12, and an oxidizing gas 24 injected into such vertical section 16 and thus into the formation 10. Oxidizing gas 24 is prevented from being injected into horizontal leg 16 by the presence of isolation packings 54 which effectively separate produced liquid hydrocarbons in horizontal leg 16 from oxidizing gas 24 such as oxygen, thereby preventing the formation of explosive mixtures. Injection pipe 50 still serves, as in previous embodiments, to allow sporadic or continuous injection of non-oxidizing gas 52 into horizontal leg 16 to prevent oxidizing gas 24 within the burned area 80 of the formation from entering horizontal leg 16.

Fordelaktig ved å benytte fremgangsmåten vist i figur 4, er kostnaden ved å bore en injeksjonsbrønn 22 fullstendig eliminert. Følgelig, med den viste fremgangsmåte i figur 4, er ikke bare kostbesparelser oppnådd og miljøpåvirkning redusert i å være i stand til å ha oksiderende injeksjonsapparat ved produksjonsbrønnen og kun på en enkel borpute 32 ved produksjonsbrønnen som ellers er tilfellet i tidligere kjente fremgangsmåter som krever dannelse av en separat borepute og ytterligere klaring for oksiderende gassdannelse og injeksjonsutstyr (ikke vist), men i tillegg er vesentlig kostbesparelse oppnådd ved elimineringen av nødvendigheten for å bore noen injeksjonsbrønn. Advantageously, by using the method shown in Figure 4, the cost of drilling an injection well 22 is completely eliminated. Accordingly, with the method shown in Figure 4, not only are cost savings achieved and environmental impact reduced in being able to have oxidizing injection apparatus at the production well and only on a single drill pad 32 at the production well as is otherwise the case in previously known methods that require formation of a separate drilling pad and additional clearance for oxidizing gas formation and injection equipment (not shown), but in addition significant cost savings have been achieved by eliminating the necessity to drill any injection well.

Figur 5 viser hvorledes fremgangsmåtefigur 4 (det vil si den tredje utførelse av fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelse) kan anvendes med en rekke av produksjonsbrønner 12 i en hydrokarbonformasjon 10, ved å benytte en forbrenningsovn 26 som går fremover fra "hel" til "tå" 18. Figure 5 shows how method figure 4 (that is, the third embodiment of the method in the present invention) can be used with a series of production wells 12 in a hydrocarbon formation 10, by using an incinerator 26 that progresses from "whole" to "toe" 18.

Selv om omtalen beskriver og illustrerer de foretrukne utførelser av fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelse, skal det forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse spesielle utførelser. Mange varianter og modifikasjoner vil nå komme frem for de som er faglært på området. For en fullstendig definisjon av oppfinnelsen er referanse gjort til de vedføyde kravene. Although the description describes and illustrates the preferred embodiments of the method in the present invention, it should be understood that the invention is not limited to these particular embodiments. Many variants and modifications will now be available to those skilled in the field. For a complete definition of the invention, reference is made to the appended claims.

Claims

1. Process for the recovery of liquid and gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, characterized in that it includes the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low in said reservoir, said horizontal leg having at one end thereof a full portion and at an opposite end thereof a toe portion, said horizontal leg being adapted to allowing inflow of liquid hydrocarbon into an interior of said horizontal leg, said production well having a substantially vertical section connected to said horizontal leg near said full portion thereof; (b) providing production tubing inside said production well extending within said vertical section and within at least a portion of said horizontal portion to collect said liquid hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) injecting a medium into the production well, wherein said medium is selected from the group of mediums comprising alone or in combination, a non-oxidizing gas, steam, water, or carbon dioxide; (d) supplying an oxidizing gas to said underground reservoir, at least initially at a location of, or near, said vertical section and said production well; (e) igniting hydrocarbon within said hydrocarbon reservoir near said vertical section of said production well, thereby effecting combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir near said vertical section and thereby creating a combustion front that advances outward and away from said injection well in at least one direction along said horizontal leg and towards said toe part thereof; (f) causing heated liquid hydrocarbon from said reservoir to drain from the upper region thereof and collect in said horizontal legs; and (g) removing from the production well, via said production pipe, said hydrocarbon which has flowed into said horizontal leg.

2. Process according to claim 1, characterized in that said step of adding said oxidizing gas is carried out by adding said oxidizing gas to said hydrocarbon formation via perforations in an injection well.

3. Process according to claim 2, characterized in that said vertical section of said production well and said injection well are one and the same.

4. Process according to claim 1, characterized in that the injection well is a side track clean-in of the vertical section of the production well, and extends into an upper area of the reservoir.

5. Process according to claim 1, characterized in that the supply of oxidizing gas is carried out by drilling an injection well near said vertical section of said production well, and said injection well is vertical, inclined or horizontal.

6. Process according to claim 1, characterized in that said vertical section to said production well is perforated in an upper part thereof, and in said step of adding an oxidizing gas is achieved at least partially by adding said oxidizing gas via said vertical section to said production well.

7. Process according to claim 1, characterized in that it further includes the steps of: to provide injection pipes in said production well, said injection pipes extending downwards in said vertical section to near said whole part of said horizontal leg, and said step of injecting said medium into said production well is performed by injecting said medium via said injection pipe.

8. Process according to claim 7, characterized in that an open end of the production pipe is located near the toe portion of the horizontal leg.

9. Process according to claim 1, characterized in that such medium further comprises a hydrocarbon condensate diluent.

10. Process according to claim 1, 7 or 8, characterized in that said medium is continuously or periodically injected into said production well in order to thereby maintain a positive pressure within the horizontal leg and thereby helps to prevent penetration of said oxidizing gas from the reservoir into the horizontal leg of the production well.

11. Process according to each of claims 1 -8, characterized in that a catalyst is placed in, on or around the horizontal leg of the production well.

12. Process according to each of claims 1-8, characterized in that the oxidizing gas is a mixture of oxygen and carbon dioxide.

13. Process for recovering liquid and gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, characterized in that it includes the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low in said reservoir, said horizontal leg having at one end thereof a full portion and at the opposite end thereof a toe portion, said horizontal leg being adapted to allow inflow of liquid hydrocarbon into an interior of said horizontal leg, said production well having a substantially vertical section connected to said horizontal leg near said entire portion thereof; (b) providing production tubing in said production well, extending from a surface of said production well to at least said whole portion of said production well to collect said hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) providing injection tubing in said production well, said injection tubing extending down said vertical section to a position extending into at least said full portion of said horizontal leg; (d) injecting a medium into the horizontal leg, wherein said medium is selected from the group of mediums comprising alone or in combination, a non-oxidizing gas, steam, water, or carbon dioxide. (e) providing perforation in said vertical section of said production well at a position above said full lot; (f) supplying an oxidizing gas to said vertical section and thus to a portion of said hydrocarbon reservoir via said perforation in said vertical section; (g) igniting said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir near said vertical section so as to cause combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon reservoir and thereby create a combustion front that advances outward and away from said vertical section in at least one direction along said horizontal leg and towards said toe part thereof; and (h) causing heated liquid hydrocarbon from said reservoir to drain from the upper region thereof and collect in said horizontal legs; and (i) removing from said production pipe, via said production pipe, said hydrocarbon which has flowed into said horizontal leg.

14. Process according to claim 12, characterized in that an open end of the production pipe is located near the toe portion of the horizontal leg.

15. Process according to claim 13 or 14, characterized in that steam or water is continuously injected periodically into said production pipe in order to thereby maintain a positive pressure within the horizontal leg and thereby helps to prevent the penetration of said oxidizing gas from the reservoir into the horizontal leg of the production well.

16. Process for recovering liquid or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon formation, characterized in that it includes the steps of: (a) providing at least one production well with a substantially horizontal leg positioned relatively low in said formation, said horizontal leg having at one end thereof a full section and at an opposite end thereof a toe section located in the formation somewhat lower in elevation than said whole portion, said horizontal leg is adapted to allow inflow of liquid hydrocarbon into an interior of said horizontal leg, said production well has a substantially vertical section connected to said horizontal leg near said whole portion thereof; (b) providing production tubing inside said production well extending downward within said vertical section and along said horizontal leg to said toe portion, to collect said hydrocarbon flowing into said horizontal leg; (c) providing injection pipe in said production well, said injection pipe extending downward in said vertical section to said whole lot; (d) injecting a medium into said production well via said injection pipe wherein said medium is selected from the group of medium consisting alone or in combination of, a non-oxidizing gas, steam, water, or carbon dioxide; (e) providing an injection well as a sidetrack clean-in from said vertical section of said production well, which injection well extends into the hydrocarbon formation; (f) supplying an oxidizing gas to a portion of said hydrocarbon formation via said injection well; (g) igniting said hydrocarbon in said hydrocarbon formation near said vertical section so as to effect combustion of a portion of said hydrocarbon in said hydrocarbon formation thereby creating a combustion front that extends forward outward away from said vertical section in at least one direction along said horizontal legs and towards said toe part thereof; and (h) to remove from said production well, via said production pipe, hydrocarbon which has flowed into said horizontal leg.

17. Process according to claim 16, characterized in that steam or water is continuously injected periodically into the production well in order to thereby maintain a substantially positive pressure within the horizontal leg thereof and thereby help to prevent the penetration of said oxidizing gas from the formation into the horizontal leg of the production well.