RU2444619C1

RU2444619C1 - Extraction method of liquefied or gassed hydrocarbon from underground hydrocarbon header (versions)

Info

Publication number: RU2444619C1
Application number: RU2010137516/03A
Authority: RU
Inventors: Конрад АЯССЕ (CA); Конрад АЯССЕ; Ксинджи ВУ (CA); Ксинджи ВУ; Крис БЛУМЕР (CA); Крис БЛУМЕР
Original assignee: Арчон Текнолоджиз Лтд.
Priority date: 2008-02-13
Filing date: 2009-01-23
Publication date: 2012-03-10
Also published as: GB2469426B; CN102137986A; CN102137986B; EP2324195A1; WO2009100518A1; AR070424A1; ECSP10010151A; TR201006697T1; BRPI0905786A2; PE20100024A1; GB2469426A; CO6210832A2; GB201014076D0; RO126048A2; MX2010008938A; EP2324195A4; AU2009214765A1; NO20101134L; EP2324195B1; HK1156673A1

Abstract

FIELD: oil and gas industry. ^ SUBSTANCE: extraction method of liquefied or gassed hydrocarbon from underground hydrocarbon header involves the following: provision at least of one production well mainly having horizontal shaft located relatively low in the header, and provided with near-wellbore part on one end and bottomhole part on the opposite end; at that, horizontal shaft provides liquefied hydrocarbon supply to inner volume of horizontal shaft. Production well mainly has vertical section connected to horizontal shaft near its near-wellbore part; provision of tubing string inside production well located within the limits of vertical section and within the limits at least of some part of horizontal shaft for collection of hydrocarbon that flows to horizontal shaft; pumping of the medium that is chosen from the group of media including, either separately or in a combination, non-oxidising gas, steam, water or carbon dioxide to production well; oxidising gas supply to underground header, at least first in the location of vertical section of production well or near vertical section of production well; lighting-up of hydrocarbon in hydrocarbon header near vertical section of production well in order to initiate the firing of some part of hydrocarbon in hydrocarbon header near vertical section and creation of burning front that spreads from injection well at least in the direction along horizontal shaft to its bottomhole part; provision of run-off of heated liquefied hydrocarbon from upper zones of the header and collection in horizontal shaft; removal of hydrocarbon that has run off to horizontal shaft from production well via tubing string. Inventions have been developed in dependent claims. ^ EFFECT: avoiding the need for a separate platform for pumping of oxidising gas, due to which costs are reduced and environmental hazard is decreased; avoiding the possibility of displacement of oxidising gas to horizontal shaft of production well. ^ 17 cl, 8 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY

Настоящее изобретение касается модифицированного способа извлечения углеводорода из подземного коллектора с помощью внутрипластового горения и использования горизонтальной продуктивной скважины.The present invention relates to a modified method for extracting hydrocarbon from an underground reservoir using in situ combustion and using a horizontal production well.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

ПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION

В патенте США 5626191, выданном 6 мая 1997 года (в дальнейшем патент ′191), описаны способы добычи углеводорода из подземного углеводородного коллектора с помощью внутрипластового горения при использовании (i) как минимум, одной нагнетательной скважины, расположенной относительно высоко в коллекторе для закачки окисляющего газа в углеводородный пласт, и (ii) продуктивной скважины для добычи сжиженного и газифицированного углеводорода из углеводородного коллектора. Продуктивная скважина имеет вертикальную секцию, которая соединяется с горизонтальным стволом, вытянутым в основном перпендикулярно наружу от вертикальной секции и имеющим призабойную часть [«носок»] и приствольную часть [«пятку»]. Горизонтальный ствол закончен относительно низко в коллекторе и в приствольной части соединяется с вертикальной секцией. Воздух или другой окисляющий газ, как, например, обогащенный кислородом воздух, закачивается по нагнетательной скважине в углеводородный коллектор, обычно через перфорационные отверстия в верхней части вертикальной нагнетательной скважины, расположенные около призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины. Горизонтальный ствол продуктивной скважины ориентирован, как правило, перпендикулярно к обычно квазивертикальному фронту горения горящего углеводорода, который образуется после загорания части углеводорода в коллекторе, ближайшем к нагнетательной скважине. К фронту горения подается окисляющий газ по нагнетательной скважине. Призабойная часть горизонтальной части ствола расположена на пути продвигающегося фронта горения. Образующийся в результате фронт горения распространяется от призабойной части горизонтального ствола вдоль горизонтального ствола в направлении к приствольной части. Во время этого процесса нагретый углеводород в коллекторе перед перемещающимся фронтом горения сжижается или газифицируется и течет в горизонтальный ствол, а из этого ствола затем отводится на поверхность по вертикальной секции продуктивной скважины. Этот процесс в патенте США 5626191 назван «THAI™», акроним «toe-to-heel air injection» [закачка воздуха от призабойной части к приствольной части], зарегистрированный товарный знак фирмы Archon Technologies Ltd., дочерней фирмы Petrobank Energy and Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.US Pat. No. 5,626,191, issued May 6, 1997 (hereinafter referred to as' 191), describes methods for producing hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir using in situ combustion using (i) at least one injection well located relatively high in the oxidizing injection manifold. gas into a hydrocarbon reservoir; and (ii) a production well for producing liquefied and gasified hydrocarbon from a hydrocarbon reservoir. The productive well has a vertical section, which connects to a horizontal wellbore extending mainly perpendicular to the outside of the vertical section and having a bottomhole part [“toe”] and a near-stem part [“heel”]. The horizontal trunk is relatively low in the reservoir and in the trunk part is connected to the vertical section. Air or other oxidizing gas, such as oxygen-enriched air, is pumped through an injection well into a hydrocarbon reservoir, usually through perforations in the upper part of the vertical injection well, located near the bottom of the horizontal well of the productive well. The horizontal wellbore of a productive well is oriented, as a rule, perpendicularly to the usually quasi-vertical combustion front of a burning hydrocarbon, which is formed after a part of the hydrocarbon is ignited in the reservoir closest to the injection well. Oxidizing gas is supplied to the combustion front through an injection well. The bottomhole portion of the horizontal portion of the trunk is located on the path of the advancing combustion front. The combustion front resulting from this propagates from the bottom-hole part of the horizontal trunk along the horizontal trunk in the direction of the near-barrel part. During this process, the heated hydrocarbon in the reservoir, before the moving combustion front, is liquefied or gasified and flows into a horizontal wellbore, and then from this wellbore it is diverted to the surface along the vertical section of the production well. This process is named “THAI ™” in US Pat. No. 5,626,191, the acronym for “toe-to-heel air injection,” a registered trademark of Archon Technologies Ltd., a subsidiary of Petrobank Energy and Resources Ltd. , Calgary, Alberta, Canada.

В патенте США 6412557, принадлежащем тому же правообладателю, описан модифицированный способ, имеющий дополнительную стадию размещения обогащающего углеводород катализатора вдоль, внутри или вокруг горизонтального ствола, для значительного снижения вязкости углеводорода и повышения качества углеводорода, а также увеличения потока углеводорода из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины с последующим отводом на поверхность. Такой модифицированный способ известен в промышленности под товарным знаком CAPRI™, зарегистрированном на имя фирмы Archon Technologies Ltd.US Pat. No. 6,412,557, owned by the same copyright holder, describes a modified method having an additional step of placing a hydrocarbon-rich catalyst along, in or around a horizontal wellbore, to significantly reduce the viscosity of the hydrocarbon and improve the quality of the hydrocarbon, as well as increase the flow of hydrocarbon from the reservoir to the horizontal wellbore wells with subsequent withdrawal to the surface. Such a modified method is known in the industry under the trademark CAPRI ™, registered in the name of Archon Technologies Ltd.

В WO 2005121504 (РСТ/СА 2005/000833), поданном 12 декабря 2005 года, также принадлежащем тому же правообладателю, предлагается способ, подобный способу под торговым знаком THAI™, включающий, кроме того, дополнительную стадию установки нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины в пределах вертикальной секции и в основном по длине горизонтального ствола до расположения рядом с его призабойной частью, предназначенной для закачки неокисляющей среды, включающей пар, воду или неокисляющий газ, по колонне в призабойную зону вышеуказанного горизонтального ствола. Закачка такой неокисляющей среды в призабойную зону горизонтального ствола имеет эффект вытеснения любого окисляющего газа в такой зоне и, таким образом, предотвращения горения обогащенного углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол, а также повышает окружающее давление в горизонтальном стволе, с тем чтобы предотвратить или уменьшить дальнейшее поступление окисляющего газа из нагнетательной скважины, через которую осуществляется закачка окисляющего газа в углеводородный коллектор.WO 2005121504 (PCT / CA 2005/000833), filed on December 12, 2005, also owned by the same copyright holder, proposes a method similar to the method under the THAI ™ trademark, including, in addition, the additional step of installing an injection column inside a production well within the vertical section and mainly along the length of the horizontal trunk to the location next to its bottomhole part, designed to pump a non-oxidizing medium, including steam, water or non-oxidizing gas, along the column into the bottom-hole zone of the above horizontal Foot barrel. The injection of such a non-oxidizing medium into the bottomhole zone of a horizontal wellbore has the effect of displacing any oxidizing gas in such a zone and thus preventing the combustion of enriched hydrocarbon drained into the horizontal wellbore, and also increases the ambient pressure in the horizontal wellbore in order to prevent or reduce further flow oxidizing gas from an injection well through which oxidizing gas is injected into a hydrocarbon reservoir.

Недостатком каждого из вышеупомянутых способов известного уровня техники для извлечения сжиженных и/или газифицированных углеводородов из углеводородного пласта является то, что окисляющий газ необходимо закачивать рядом с призабойной частью горизонтального ствола и в отдалении от вертикальной секции продуктивной скважины. Такое место закачки окисляющего газа удалено от вертикальной секции продуктивной скважины, а поверхность продуктивной скважины - это местоположение, где обычно образуется окисляющий газ. Закачка и вертикальная секция продуктивных скважин могут быть разделены расстоянием один (1) километр или больше. Таким образом, такие способы известного уровня техники обычно требуют транспортировки окисляющего газа к местоположению нагнетательной скважины по трубопроводу от продуктивной скважины или альтернативно требуют установки оборудования в местоположении нагнетательной скважины для обеспечения образования окисляющих газов для последующей закачки. Это требует чистого доступа за счет сплошной вырубки и/или увеличения пространства в местоположении нагнетательной скважины, чтобы разместить дополнительное технические средства для доставки и/или генерации и сжатия окисляющего газа, увеличивая тем самым масштаб воздействия на экологическую среду и влияние буровых работ на окружающую среду, а также обычно приводит к дополнительным затратам.A disadvantage of each of the aforementioned prior art methods for recovering liquefied and / or gasified hydrocarbons from a hydrocarbon formation is that the oxidizing gas must be pumped near the bottom-hole portion of the horizontal well and away from the vertical section of the production well. Such an oxidizing gas injection site is remote from the vertical section of the producing well, and the surface of the producing well is the location where the oxidizing gas is usually formed. The injection and vertical section of production wells can be separated by a distance of one (1) kilometer or more. Thus, such prior art methods typically require the transport of oxidizing gas to the location of the injection well through a pipeline from the production well, or alternatively require the installation of equipment at the location of the injection well to allow the formation of oxidizing gases for subsequent injection. This requires clean access by cutting down and / or increasing the space at the location of the injection well in order to place additional technical means for delivering and / or generating and compressing oxidizing gas, thereby increasing the environmental impact and the environmental impact of drilling operations, and also usually leads to additional costs.

Таким образом, существует потребность в модифицированном по сравнению с THAI™ и CAPRI™ способе, в котором такие недостатки исключены.Thus, there is a need for a modified method compared to THAI ™ and CAPRI ™ in which such disadvantages are eliminated.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Способ в соответствии с настоящим изобретения - это модифицированный способ внутрипластового извлечения углеводорода, в котором вместо закачивания окисляющего газа возле призабойной части горизонтального ствола, окисляющий газ закачивается в или возле продуктивной вертикальной секции продуктивной скважины (то есть у приствольной части). Модифицированный способ устраняет потребность в отдельной буровой или эксплуатационной площадки для закачки окисляющего газа, тем самым снижая затраты и уменьшая вредное воздействие внутрипластовых способов извлечения на окружающую среду.The method in accordance with the present invention is a modified method for in-situ hydrocarbon recovery in which, instead of pumping oxidizing gas near the bottom of the horizontal well, the oxidizing gas is pumped into or near the productive vertical section of the producing well (i.e., near the trunk). The modified method eliminates the need for a separate drilling or production site for injecting oxidizing gas, thereby reducing costs and reducing the environmental impact of in-situ extraction methods.

Преимуществом способа в соответствии с настоящим изобретения в конкретном третьем примере осуществления изобретения, описанном ниже, является также то, что исключается потребность в отдельной нагнетательной скважине для окисляющего газа, в том смысле, что при таком усовершенствовании вертикальная секция продуктивной скважины служит также и нагнетательной скважиной, таким образом, снижаются затраты на бурение скважины и уменьшаются капитальные затраты.An advantage of the method in accordance with the present invention in the specific third embodiment described below is that the need for a separate injection well for oxidizing gas is eliminated, in the sense that with this improvement, the vertical section of the production well also serves as an injection well, thus, well drilling costs are reduced and capital costs are reduced.

В частности, в отличие от способа «от призабойной части-к-приствольной части» способ в соответствии с настоящим изобретением представляет собой способ «от приствольной части-к-призабойной части». Место закачки окисляющего газа теперь находится у приствольной части в противоположность призабойной части, так что фронт горения движется в противоположном направлении от указанного в THAI™ способе, а именно направления от приствольной части горизонтальной скважины к призабойной части.In particular, in contrast to the “from the near-well-to-near-well-bore part” method, the method in accordance with the present invention is the “from the near-well-to-well-to-bottom” part. The injection site of the oxidizing gas is now located at the near-wellbore part as opposed to the bottom-hole part, so that the combustion front moves in the opposite direction from the THAI ™ method, namely the direction from the near-stem part of the horizontal well to the bottom-hole part.

В настоящем изобретении разработаны три зоны коллектора относительно местоположения зоны горения. Возле призабойной части и за после прохождения фронта горения от приствольной части находится обедненная нефтью зона горения, которая появляется после закачки окисляющего газа и после некоторого продвижения фронта горения в направлении от нагнетательной скважины и приствольной части горизонтального ствола. Эта зона горения заполняется в основном окисляющим газом. Дальше находится зона кокса, которая по существу представляет собой зону в коллекторе, через которую окисляющий газ смог проникнуть в коллектор, и по существу зону, в которой находится фронт горения (происходящее горение - это горение оставшегося кокса, представляющего собой углеводород, который остается после сжижения или газификации легких углеводородов, находящихся в коллекторе и перед фронтом горения, и после стекания этих углеводородов в горизонтальный ствол и их последующего отвода на поверхность). Наконец, в направлении к призабойной части горизонтальной скважины находится часть коллектора, содержащая углеводороды, к которой фронт горения продвигается.The present invention has developed three collector zones with respect to the location of the combustion zone. Near the bottom-hole part and beyond after the passage of the combustion front from the near-barrel part there is an oil-poor combustion zone, which appears after the injection of oxidizing gas and after some advancement of the combustion front in the direction from the injection well and the near-stem part of the horizontal wellbore. This combustion zone is filled mainly with oxidizing gas. Next is the coke zone, which essentially represents the zone in the collector through which the oxidizing gas was able to penetrate the collector, and essentially the zone in which the combustion front is located (the combustion that takes place is the combustion of the remaining coke, which is the hydrocarbon that remains after liquefaction or gasification of light hydrocarbons located in the reservoir and in front of the combustion front, and after the flow of these hydrocarbons into a horizontal well and their subsequent removal to the surface). Finally, in the direction of the bottomhole portion of the horizontal well, there is a portion of the reservoir containing hydrocarbons to which the combustion front advances.

При более высоких скоростях закачки окислителя давление в коллекторе повышается и окисляющий газ в зоне горения, содержащей остаточный кислород, может вытесняться в горизонтальный ствол продуктивной скважины. Это не допускается в способе в соответствии с настоящим изобретением, в котором производится закачка, в течение ограниченного периода времени или непрерывно, такой среды, как неокисляющий газ, например, двуокись углерода, и/или пар или вода, для повышения давления в горизонтальном стволе продуктивной скважины.At higher oxidizer injection rates, the pressure in the reservoir rises and the oxidizing gas in the combustion zone containing residual oxygen can be forced into the horizontal well of the productive well. This is not allowed in the method in accordance with the present invention, in which, for a limited period of time or continuously, injection of such a medium as a non-oxidizing gas, for example carbon dioxide, and / or steam or water, is carried out to increase the pressure in the horizontal wellbore wells.

Соответственно, в одном широком аспекте способа в соответствии с настоящим изобретением для реализации преимущества возможности закачки окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины или в вертикальной секции продуктивной скважины, предлагается модифицированный способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:Accordingly, in one broad aspect of the method in accordance with the present invention, in order to realize the advantage of the possibility of injecting oxidizing gas near the vertical section of the production well or in the vertical section of the production well, a modified method for extracting liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir is proposed, comprising the following steps:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление углеводорода внутрь горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;(a) providing at least one productive well with a substantially horizontal wellbore located relatively low in the reservoir, the horizontal wellbore having a barrel part at one end, and the wellbore part at the opposite end, and a horizontal wellbore allowing hydrocarbon to enter the horizontal wellbore, and a productive well has a generally vertical section connected to a horizontal wellbore near its trunk part;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;(b) providing a tubing string within a production well located within the vertical section and at least part of the horizontal wellbore to collect hydrocarbon that flows into the horizontal wellbore;

(c) закачка, периодическая или непрерывная, среды в горизонтальный ствол рядом с его приствольной частью, в котором среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как, например, двуокись углерода, пар или вода;(c) the injection, periodic or continuous, of the medium into a horizontal trunk next to its near-barrel part, in which the medium is selected from a group of media including, individually or in combination, a non-oxidizing gas such as, for example, carbon dioxide, steam or water;

(d) подача окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально, в месте установки вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины;(d) the supply of oxidizing gas to the underground reservoir, at least initially, at the installation site of the vertical section of the productive well or near the vertical section of the productive well;

(e) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части;(e) igniting a hydrocarbon in a hydrocarbon reservoir near a vertical section of a production well to cause a portion of the hydrocarbon to burn in a hydrocarbon reservoir near a vertical section and thereby create a combustion front that moves outward and away from the injection well, at least in the direction along the horizontal wellbore and to its bottom-hole part;

(f) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и(f) ensuring that the heated hydrocarbon drains from the reservoir from its upper zones and is collected in a horizontal wellbore; and

(g) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.(g) withdrawal from a production well, through a tubing string, of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

Относительно стадии (g) выше, отвод углеводорода из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне обычно производится без нагнетания насосом, но нагнетание насосом может потребоваться для отвода углеводорода из горизонтального ствола, если достаточные количества инертных газов, как, например, газифицированный углеводород, двуокись углерода или азот, не поступят в горизонтальный ствол и, таким образом, в насосно-компрессорную колонну под значительным окружающим давлением углеводородного пласта, как может произойти во время пускового периода. Стандартный механизм добычи нефти путем уменьшения плотности жидкой смеси с помощью газов называется ′газлифт′.With respect to step (g) above, hydrocarbon withdrawal from a production well through a tubing string is usually performed without pumping, but pumping may be required to remove hydrocarbon from a horizontal wellbore if there are sufficient inert gases, such as gasified hydrocarbon, carbon dioxide or nitrogen, will not enter the horizontal wellbore and, thus, into the tubing string under significant ambient pressure of the hydrocarbon reservoir, as may occur during beacon period. The standard mechanism for oil production by reducing the density of a liquid mixture with gases is called a gas lift.

В первом примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением закачка окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины выполняется за счет бурения отдельной нагнетательной скважины рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы окисляющий газ можно было закачивать в пласт через эту нагнетательную скважину рядом с продуктивной скважиной. Таким образом, и предпочтительно, такую буровую площадку можно затем использовать для бурения как продуктивной скважины, так и нагнетательной скважины, таким образом, экономя на расходах и стоимости бурения скважины.In a first embodiment of the method in accordance with the present invention, the injection of oxidizing gas near the vertical section of the producing well is performed by drilling a separate injection well near the vertical section of the producing well so that the oxidizing gas can be injected into the formation through this injection well near the producing well. Thus, and preferably, such a drilling site can then be used to drill both a productive well and an injection well, thereby saving on the cost and cost of drilling the well.

Дополнительно, и предпочтительно, поскольку нагнетательная скважина расположена рядом с продуктивной скважиной, в которой, как правило, имеется оборудование для выработки электроэнергии, используемое для производственных нужд, окисляющий газ можно получать обычно и проще и сразу же закачивать в нагнетательную скважину, что в противном случае нельзя было бы сделать, если бы нагнетательная скважина была удалена от вертикальной секции продуктивной скважины, как в прототипе.Additionally, and preferably, since the injection well is located next to the production well, which typically has equipment for generating electricity used for production purposes, oxidizing gas can usually be obtained more simply and immediately and pumped into the injection well, which otherwise could not have been done if the injection well had been removed from the vertical section of the producing well, as in the prototype.

Во втором примере осуществления изобретения нагнетательная скважина представляет собой скважину с боковым входом в вертикальной секции продуктивной скважины; таким образом, снова обеспечивается расположение нагнетательной скважины рядом с нагнетательной скважиной для достижения вышеупомянутых выгод, а также дополнительной выгоды за счет того, что верхняя часть вертикальной секции продуктивной скважины может использоваться при бурении скважины с боковым входом, что также сокращает затраты на бурение.In a second embodiment, the injection well is a side entry well in a vertical section of a production well; thus, the location of the injection well next to the injection well is again ensured to achieve the above benefits, as well as an additional benefit due to the fact that the upper part of the vertical section of the productive well can be used when drilling a side entry well, which also reduces drilling costs.

В частности, во втором предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного пласта, включающий следующие стадии:In particular, in a second preferred example, the present invention includes a method for recovering a liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon formation, the process comprising the steps of:

(а) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в пласте, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, расположенную в пласте немного ниже по вертикали, чем приствольная часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;(a) providing at least one productive well with a substantially horizontal wellbore located relatively low in the formation, the horizontal wellbore having a barrel part at one end and a bottom hole located in the formation a little lower vertically than the wellbore part, the horizontal wellbore provides the flow of liquefied hydrocarbon into the internal volume of the horizontal wellbore, and the production well has a generally vertical section connected to the horizontal wellbore poison with its near-wellbore portion;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и вдоль горизонтального ствола до призабойной части, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;(b) providing a tubing string inside a production well located within the vertical section and along the horizontal wellbore to the bottom, to collect hydrocarbon that flows into the horizontal wellbore;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, причем нагнетательная колонна спускается вниз в вертикальной секции до приствольной части;(c) providing an injection string inside the production well, the injection string being lowered downward in a vertical section to the barrel portion;

(d) закачка среды в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода;(d) injecting the medium into a production well through an injection string, in which the medium is selected from a group of media comprising, individually or in combination, non-oxidizing gas, steam, water or carbon dioxide;

(e) обеспечение нагнетательной скважины в качестве запасного повторного входа из вертикальной секции продуктивной скважины, причем нагнетательная скважина проходит в углеводородный пласт;(e) providing the injection well as an emergency re-entry from the vertical section of the producing well, the injection well extending into the hydrocarbon formation;

(f) подача окисляющего газа в часть углеводородного пласта по нагнетательной скважине;(f) supplying oxidizing gas to a portion of the hydrocarbon formation through an injection well;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном пласте рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном пласте и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и(g) igniting a hydrocarbon in a hydrocarbon formation adjacent to the vertical section to cause a portion of the hydrocarbon to burn in the hydrocarbon formation and thereby create a combustion front that moves outward and away from the vertical section, at least in the direction along the horizontal wellbore and its bottomhole portion; and

(h) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.(h) withdrawal from a production well, through a tubing string, of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

В третьем предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ добычи углеводорода из углеводородного коллектора, в котором полностью исключается необходимость в нагнетательной скважине для закачки окисляющего газа, таким образом, снижается стоимость внедрения внутрипластового способа в соответствии с настоящим изобретением.In a third preferred example, the present invention includes a method for producing hydrocarbon from a hydrocarbon reservoir, which completely eliminates the need for an injection well for injecting oxidizing gas, thereby reducing the cost of introducing an in-situ method in accordance with the present invention.

В частности, в этом третьем и предпочтительном примере осуществления настоящего изобретения в вертикальной секции продуктивной скважины выполнены перфорационные отверстия, предназначенные для пропуска окисляющего газа (подаваемого в эту вертикальную секцию) в углеводородный пласт рядом с вертикальной секцией. В этом случае исключается необходимость бурить отдельную нагнетательную скважину.In particular, in this third and preferred embodiment of the present invention, perforations are provided in the vertical section of the production well to allow oxidizing gas (supplied to this vertical section) to pass into the hydrocarbon formation adjacent to the vertical section. In this case, the need to drill a separate injection well is eliminated.

Более того, как часть способа в соответствии с настоящим изобретением, среда в виде неокисляющего газа, как, например, двуокись углерода, пар или вода закачивается либо непрерывно, либо периодически в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, которая доходит до приствольной части продуктивной скважины. Может быть предусмотрен ряд «пакеров», расположенных в продуктивной скважине для изоляции окисляющего газа, подаваемого в вертикальную секцию продуктивной скважины из приствольной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в которую неокисляющая среда подается.Moreover, as part of the method in accordance with the present invention, a non-oxidizing gas medium such as, for example, carbon dioxide, steam or water is pumped either continuously or intermittently into a production well via an injection string that reaches the near-barrel part of the production well. A number of “packers” may be provided located in the production well to isolate the oxidizing gas supplied to the vertical section of the productive well from the near-stem part of the horizontal well of the productive well into which the non-oxidizing medium is supplied.

Таким образом, в третьем предпочтительном примере осуществления изобретения способ в соответствии с настоящим изобретением включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:Thus, in a third preferred embodiment of the invention, the method in accordance with the present invention includes a method for extracting a liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, comprising the following steps:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;(a) providing at least one productive well with a substantially horizontal wellbore located relatively low in the reservoir, the horizontal wellbore having a barrel part at one end, and the wellbore part at the opposite end, and a horizontal wellbore to allow liquefied hydrocarbon to enter the horizontal the wellbore, and the producing well has a generally vertical section connected to the horizontal wellbore near its trunk part;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, проходящей от поверхности продуктивной скважины до, как минимум, приствольной части продуктивной скважины для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;(b) providing a tubing string inside a producing well extending from the surface of the producing well to at least the near-stem part of the producing well to collect hydrocarbon that flows into a horizontal wellbore;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна проходит вниз в вертикальной секции до занятия им положения, проходящего, как минимум, в приствольную часть горизонтального ствола;(c) providing an injection string inside the production well, wherein the injection string extends downward in the vertical section until it occupies a position extending at least into the near-stem part of the horizontal wellbore;

(d) закачка среды в продуктивную скважину, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как например, двуокись углерода пар или воду;(d) pumping the medium into a production well in which the medium is selected from a group of media comprising, individually or in combination, a non-oxidizing gas, such as steam carbon dioxide or water;

(e) выполнение перфорационных отверстий в вертикальной секции продуктивной скважины в месте над приствольной частью;(e) making perforations in a vertical section of a production well in place above the barrel portion;

(f) подача окисляющего газа в вертикальную секцию и, таким образом, в часть углеводородного коллектора через перфорационные отверстия в вертикальной секции;(f) supplying oxidizing gas to the vertical section, and thus to the portion of the hydrocarbon reservoir, through perforations in the vertical section;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и(g) igniting a hydrocarbon in a hydrocarbon reservoir near the vertical section to cause combustion of a portion of the hydrocarbon in the hydrocarbon reservoir and thereby create a combustion front that moves outward and away from the vertical section, at least in the direction along the horizontal wellbore and towards the bottom thereof; and

(h) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и(h) ensuring that the heated hydrocarbon drains from the reservoir from its upper zones and is collected in a horizontal wellbore; and

(i) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.(i) withdrawal from a production well, through a tubing string, of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

Предпочтительно, в третьем примере осуществления настоящего изобретения также исключается необходимость, в отличие от прототипа, «герметизировать» (с помощью цементной пробки или подобного средства) горизонтальный ствол каждой продуктивной скважины, когда ряд продуктивных скважин расположены одна за другой и когда вертикальная секция первой продуктивной скважины впоследствии превращается в нагнетательную скважину (см., патент США ′191, колонка 6, строка 47 - колонка 7, строка 9 и Фигуры 14D-F в этом патенте). Внутрипластовый способ в соответствии с настоящим изобретением, в частности, третий пример осуществления изобретения, - это способ дополнительного снижения затрат на внутрипластовое извлечение за счет сокращения числа стадий, в которые входит не только исключение потребности бурить нагнетательные скважины, но также и исключение необходимости «герметизировать» другие скважины, как это требуется в внутрипластовых способах прототипа, как иллюстрируется в вышеупомянутом патенте США ′191.Preferably, the third exemplary embodiment of the present invention also eliminates the need, in contrast to the prototype, to “seal” (using cement plugs or the like) the horizontal wellbore of each production well when a number of productive wells are located one after the other and when the vertical section of the first production well subsequently transformed into an injection well (see, US patent 191, column 6, line 47 - column 7, line 9 and Figures 14D-F in this patent). The in-situ method in accordance with the present invention, in particular a third embodiment of the invention, is a method for further reducing in-situ extraction costs by reducing the number of stages that include not only eliminating the need to drill injection wells, but also eliminating the need to “seal” other wells, as required in the in-situ prototype methods, as illustrated in the aforementioned US 191 patent.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

В прилагаемых чертежах, которые иллюстрируют ряд примеров осуществления изобретения:In the accompanying drawings, which illustrate a number of embodiments of the invention:

Фигура 1А - схематичный вид в перспективе структуры внутрипластового извлечения известного уровня техники в углеводородном коллекторе, демонстрируются нагнетательные скважины для воздуха, расположенные у призабойной части каждого из соответствующих горизонтальных стволов используемых продуктивных скважин;Figure 1A is a schematic perspective view of a prior art in-situ recovery structure in a hydrocarbon reservoir; injection air wells are shown located at the bottom of each of the respective horizontal shafts of productive wells used;

Фигура 1В - поперечное сечение одной нагнетательной скважины и соотнесенной продуктивной скважины, показанной на Фигуре 1А;Figure 1B is a cross-sectional view of one injection well and a related production well shown in Figure 1A;

Фигура 2А - схематическое поперечное сечение (не в масштабе) одной нагнетательной скважины и сопутствующей продуктивной скважины в соответствии с первым примером осуществления настоящего изобретения, с использованием способа в соответствии с настоящим изобретением, когда фронт горения распространяется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;Figure 2A is a schematic cross-section (not to scale) of one injection well and associated production well in accordance with the first embodiment of the present invention, using the method in accordance with the present invention, when the combustion front propagates in the direction of the bottom hole of the horizontal well of the productive well, a point in time close to the time of ignition of the hydrocarbon and the initial propagation of the combustion front;

Фигура 2В - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2А, также не в масштабе, в следующий момент времени, когда фронт горения распространился в течение некоторого времени и придвинулся ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;Figure 2B is a cross-section similar to that shown in Figure 2A, also not to scale, at the next point in time, when the combustion front has spread for some time and moved closer to the bottom of the horizontal wellbore;

Фигура 2С - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2В, также не в масштабе, в последующий момент времени, когда фронт горения распространился дальше и переместился еще ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;Figure 2C is a cross-section similar to that shown in Figure 2B, also not to scale, at a subsequent point in time, when the combustion front has spread further and moved even closer to the bottom-hole portion of the horizontal wellbore;

Фигура 3 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, демонстрирует второй пример осуществления настоящего изобретения, а именно продуктивную скважину и сопутствующую нагнетательную скважину с боковым входом (не в масштабе) и далее изображение способа в соответствии с настоящим изобретением, когда распространение фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины производства, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;Figure 3 is a schematic partial cross-section of a hydrocarbon reservoir having a hydrocarbon containing formation, showing a second embodiment of the present invention, namely, a production well and a concomitant injection well with a lateral inlet (not to scale) and a further image of the method in accordance with the present invention when the distribution of the combustion front is oriented in the direction of the bottom-hole part of the horizontal well of a productive production well, at a time close to time and the hydrocarbon and the initial propagation of the ignition of the combustion front;

Фигура 4 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, которое демонстрирует третий пример осуществления настоящего изобретения, а именно поперечное сечение продуктивной скважины (не в масштабе), с применением способа в соответствии с настоящим изобретением для распространения фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения; иFigure 4 is a schematic partial cross-section of a hydrocarbon reservoir having a hydrocarbon containing formation that shows a third embodiment of the present invention, namely, a cross-section of a producing well (not to scale) using the method of the present invention to propagate the combustion front in the direction near the bottom of the horizontal wellbore of a productive well, at a time close to the time of ignition of the hydrocarbon and the initial distribution front of the combustion; and

Фигура 5 - схематичный вид в перспективе способа внутрипластового извлечения, представленного на Фигуре 4, демонстрирующий третий и предпочтительный пример способа извлечения углеводородов из углеводородного коллектора в соответствии с настоящим изобретением.Figure 5 is a schematic perspective view of the in-situ recovery process of Figure 4, showing a third and preferred example of a process for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon reservoir in accordance with the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

На Фигуре 1А показан схематичный полупрозрачный вид компоновки скважин, используемых в известном уровне техники для внутрипластового извлечения углеводорода из подземного углеводородного коллектора или пласта 10.Figure 1A shows a schematic translucent view of a well arrangement used in the prior art for in-situ hydrocarbon recovery from an underground hydrocarbon reservoir or formation 10.

В частности, на Фигуре 1А схематично изображен способ известного уровня техники внутрипластового извлечения углеводорода, описанного в патенте США 5626191, включающий размещение ряда продуктивных скважин 12, каждая включает в основном вертикальную секцию 16 и в основном горизонтальный ствол 16, имеющий призабойную часть 18 и приствольную часть 20. Горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 размещен в нижней зоне углеводородного пласта 10, этот ствол в основном пористый, что позволяет текучим средам проникать через него. Предусмотрен ряд нагнетательных скважин 22, расположенных в зоне рядом с призабойной частью и спускающихся вниз в пласт 10, причем перфорационные отверстия в верхней области достигают объема, занятого нефтью в коллекторе.In particular, FIG. 1A schematically depicts a prior art method for in-situ hydrocarbon recovery described in US Pat. No. 5,626,191, comprising arranging a series of production wells 12, each comprising a generally vertical section 16 and a substantially horizontal barrel 16 having a bottom portion 18 and a barrel portion 20. The horizontal wellbore 16 of the production well 12 is located in the lower zone of the hydrocarbon formation 10, this wellbore is generally porous, which allows fluids to penetrate through it. A number of injection wells 22 are provided, located in the area near the bottom and descending into the reservoir 10, and the perforations in the upper region reach the volume occupied by the oil in the reservoir.

На Фигуре 1В показано схематичное поперечное сечение нагнетательной скважины 22 и соотнесенной продуктивной скважины 12, показанной на Фигуре 1А.Figure 1B shows a schematic cross-section of an injection well 22 and a related production well 12 shown in Figure 1A.

В способе внутрипластового извлечения известного уровня техники, представленного на Фигурах 1А & В окисляющий газ 24, например, воздух (который содержит кислород), кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в пласт 10 по каждой из нагнетательных скважин 22, так чтобы часть углеводорода в пласте 10 сгорала. В частности, часть углеводорода в углеводородном пласте 10 в зоне нагнетательной скважины 22, когда происходит подача окисляющего газа 26, воспламеняется и горит, тем самым, внутри пласта 10 образуется и создается в основном вертикальный и вытянутый вбок фронт горения 26. Этот фронт горения 26, за счет теплопередачи и образования нагретых сгоревших газов внутри пласта 10 нагревает углеводороды в пласте 10 непосредственно впереди и перед фронтом горения 26. При этом обеспечивается газификация более летучих углеводородных соединений в пласте 10, а затем обогащение части углеводородных твердых частиц или битумов в пласте с одновременным повышением их вязкости, чтобы образовались подвижные сжиженные углеводороды 30. Остальные тяжелые углеводороды, в частности, кокс, остаются, образуя топливо для продвигающегося фронта горения 26 и поддерживая продвижение фронта горения 26 и процесс внутрипластового горения и обогащения углеводорода. Затем подвижные сжиженные углеводороды 30 и газифицированные компоненты (некоторые из них могут затем конденсироваться в виде жидкостей 30) стекают вниз под действием силы тяжести через пласт и скапливаются в самой нижней зоне пласта 10, стекая в горизонтально вытянутый горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. В горизонтальном стволе 16 продуктивной скважины 12 обычно, как минимум, в течение ограниченного периода времени, сохраняется давление газа меньше, чем давление газа пласта 10 (вследствие отвода из него скопившихся жидких углеводородов 30, а также газообразных углеводородов). Такое пониженное газовое давление в горизонтальном стволе 16 по сравнению с давлением пласта 10 перед фронтом горения 26 способствует поступлению жидкого и газообразного углеводорода из углеводородного пласта 10 в горизонтальный ствол 16. В другие периоды времени, в результате закачки среды 52 по нагнетательной колонне 50, рассматриваемой ниже, в горизонтальный ствол 16 газообразное давление в горизонтальном стволе 16 может время от времени приближаться к давлению газа внутри пласта 10 или даже превышать его.In the prior art in-situ recovery method shown in Figures 1A & B, an oxidizing gas 24, for example, air (which contains oxygen), oxygen or oxygen-enriched air, is pumped into the formation 10 for each of the injection wells 22, so that a portion of the hydrocarbon in the formation 10 burned out. In particular, part of the hydrocarbon in the hydrocarbon reservoir 10 in the zone of the injection well 22, when the oxidizing gas 26 is supplied, ignites and burns, thereby forming and creating a mostly vertical and laterally extended combustion front 26. This combustion front 26, due to heat transfer and the formation of heated burnt gases inside the formation 10 heats hydrocarbons in the formation 10 directly in front of and before the combustion front 26. This ensures the gasification of more volatile hydrocarbon compounds in the formation 10, a thereby enriching part of the hydrocarbon solid particles or bitumens in the formation while increasing their viscosity to form mobile liquefied hydrocarbons 30. The remaining heavy hydrocarbons, in particular coke, remain, forming fuel for the advancing combustion front 26 and supporting the advancement of the combustion front 26 and the in situ process combustion and enrichment of hydrocarbon. Then, mobile liquefied hydrocarbons 30 and gasified components (some of which can then condense in the form of liquids 30) flow down under the action of gravity through the formation and accumulate in the lowest zone of the formation 10, flowing down into a horizontally elongated horizontal wellbore 16 of a production well 12. In the horizontal the wellbore 16 of the production well 12 usually, at least for a limited period of time, the gas pressure is less than the gas pressure of the formation 10 (due to the removal of accumulated liquid carbohydrates from it Orod 30 as well as gaseous hydrocarbons). Such a reduced gas pressure in the horizontal wellbore 16 compared to the pressure of the formation 10 in front of the combustion front 26 facilitates the flow of liquid and gaseous hydrocarbon from the hydrocarbon formation 10 into the horizontal wellbore 16. At other times, as a result of the injection of medium 52 through the injection column 50, discussed below , in the horizontal barrel 16, the gaseous pressure in the horizontal barrel 16 may from time to time approach or even exceed the gas pressure inside the formation 10.

Важным является то, что в способе известного уровня техники внутрипластового извлечения, представленного на Фигурах 1А & В и описанного выше, нагнетательные скважины 22 расположены рядом с призабойной частью горизонтального ствола 16, а окисляющий газ закачивается в пласт в этих местоположениях по нагнетательным скважинам 22. Фронт горения 26, куда поступает окисляющий газ 24, затем направляется наружу от нагнетательной скважины 22 и перпендикулярно к горизонтальным скважинам 16 и вдоль них в направлении от призабойной части к приствольной части.It is important that in the prior art in-situ extraction method shown in Figures 1A & B and described above, the injection wells 22 are located near the bottomhole portion of the horizontal well 16, and the oxidizing gas is pumped into the formation at these locations through the injection wells 22. Front combustion 26, where the oxidizing gas 24 enters, then goes outward from the injection well 22 and perpendicular to the horizontal wells 16 and along them in the direction from the bottom hole to the barrel hour tee.

Недостатком такого способа известного уровня техники является не только необходимость создания буровой площадки 32 для продуктивной скважины 12, но и дополнительной отдельной буровой площадке для нагнетательной скважины 22, и такую отдельную нагнетательную скважину 22 нужно пробурить в этом пласте. Кроме того, нужно доставить оборудование для выработки и закачки кислорода (не показано) и установить его на поверхности такой нагнетательной скважины 22, поскольку нагнетательная скважины удалена от поверхности продуктивной скважины 12. Оба эти требования значительно повышают затраты на осуществление способов известного уровня техники по внутрипластовому извлечению углеводородов.The disadvantage of this method of the prior art is not only the need to create a drilling pad 32 for a productive well 12, but also an additional separate drilling pad for an injection well 22, and such a separate injection well 22 needs to be drilled in this formation. In addition, you need to deliver equipment for the production and injection of oxygen (not shown) and install it on the surface of such an injection well 22, since the injection well is removed from the surface of the productive well 12. Both of these requirements significantly increase the cost of implementing prior art methods for in-situ extraction hydrocarbons.

На Фигурах 2А-2С в настоящем описании показан модифицированный (первый) способ внутрипластового извлечения, в котором специально исключена, как минимум, одна из вышеуказанных статей расходов в способах внутрипластового извлечения известного уровня техники, а именно расходы на сооружение отдельной буровой площадки для нагнетательной скважины 22In Figures 2A-2C in the present description shows a modified (first) method of in-situ extraction, which specifically excludes at least one of the above items in the methods of in-situ extraction of the prior art, namely the cost of constructing a separate drilling site for an injection well 22

В частности, как видно на Фигурах 2А-2С, одна бурильная площадка 32 создается за счет вырубки деревьев и устранения других препятствий и на ней устанавливается одна бурильная платформа. Бурение продуктивной скважины 12 производится по обычным технологиям бурения, включающим вертикальную секцию 14 и дальше горизонтальный ствол 22, соединяющийся с вертикальной секцией 14. Горизонтальный ствол 16 имеет призабойную часть 18 и приствольную часть 20, в том месте, где он пересекается с вертикальной секцией 14. Продуктивная скважина 12 заканчивается обычным процессом обсаживания скважины 12, и далее вставкой внутрь продуктивной скважины 12 насосно-компрессорной колонны 40, которая проходит вниз в вертикальной секции 14 до приствольной части 20 и предпочтительно вдоль горизонтального ствола 16, предпочтительно до его призабойной части 18, насосно-компрессорная колонна 40 имеет открытый конец 42 в границах горизонтального ствола 16. Насосно-компрессорная колонна 40 обычно представляет собой типичные гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ), какие обычно используются при буровых работах.In particular, as can be seen in Figures 2A-2C, one drilling pad 32 is created by cutting trees and removing other obstacles, and one drilling platform is installed on it. The production well 12 is drilled using conventional drilling techniques, including a vertical section 14 and then a horizontal shaft 22 connected to the vertical section 14. The horizontal shaft 16 has a bottom hole portion 18 and a barrel portion 20, at the point where it intersects with the vertical section 14. Productive well 12 ends with the normal casing process of well 12, and then insertion into the productive well 12 of the tubing string 40, which extends downward in the vertical section 14 to the barrel barrel ty 20 and preferably along the horizontal shaft 16, preferably to its bottom 18, the tubing 40 has an open end 42 within the horizontal barrel 16. The tubing 40 is typically a typical flexible tubing (tubing), which commonly used in drilling operations.

Кроме того, предусматривается дополнительная нагнетательная колонна 50, равно как и типичные гибкие насосно-компрессорные трубы, обычно используемые при буровых работах, для закачки среды 52 в продуктивную скважину 12, среда 52 включает неокисляющий газ, предпочтительно двуокись углерода благодаря его разбавляющему действию на углеводороды или, в качестве варианта или в комбинации, пар или воду или другую негорючую текучую среду. Как видно на Фигурах 2А-2С, нагнетательная колонна 50 проходит в приствольную часть 20 горизонтального ствола 16. Предусматривается, как минимум, один изоляционный пакер 54 для обеспечения закачки среды 52, при желании, закачиваемой в сжатом состоянии периодически или непрерывно с целью периодического или непрерывного повышения давления, при желании, горизонтального ствола 16, способствуя вытеснению сжиженного углеводорода 30 в насосно-компрессорную колонну 40 и препятствуя поступлению окисляющего газа в горизонтальный ствол 16.In addition, an additional injection string 50 is provided, as well as typical flexible tubing commonly used in drilling operations to pump medium 52 into production well 12, medium 52 includes a non-oxidizing gas, preferably carbon dioxide due to its diluting effect on hydrocarbons or , alternatively or in combination, steam or water or another non-combustible fluid. As can be seen in Figures 2A-2C, the injection string 50 extends into the near-barrel portion 20 of the horizontal barrel 16. At least one insulation packer 54 is provided to provide injection of medium 52, if desired, pumped in a compressed state periodically or continuously for periodic or continuous increasing the pressure, if desired, of the horizontal barrel 16, contributing to the displacement of the liquefied hydrocarbon 30 in the tubing string 40 and preventing the flow of oxidizing gas into the horizontal barrel 16.

При использовании одной бурильной площадки 32 производится бурение дополнительной нагнетательной скважины 22, проходящей, как минимум, в верхнюю зону углеводородного пласта 10. В нагнетательной скважине 22 в ее нижнем конце обычно выполняются перфорационные отверстия 75 для обеспечения нагнетания и закачки окисляющего газа 24, например, воздуха или кислорода, в содержащую углеводород зону углеводородного пласта 10.When using one drilling pad 32, an additional injection well 22 is drilled passing at least into the upper zone of the hydrocarbon reservoir 10. Perforations 75 are typically made in the injection well 22 at its lower end to allow for the injection and injection of oxidizing gas 24, for example, air or oxygen, into the hydrocarbon containing zone of the hydrocarbon reservoir 10.

Способ в соответствии с настоящим изобретением, первый пример осуществления показан на Фигурах 2А-2С, соответственно выполняется следующим образом:The method in accordance with the present invention, the first embodiment is shown in Figures 2A-2C, respectively, as follows:

Окисляющий газ 24 закачивается в пласт 10 по нагнетательной скважине 22. Преимуществом является то, что оборудование (не показано), используемое для выработки окисляющего газа 24 и закачки этого окисляющего газа 24, не нужно размещать вдали от продуктивной скважины 12. Вместо этого оборудование можно расположить в соответствии с предлагаемым в настоящем изобретении способом рядом с продуктивной скважиной 12, и в частности, при желании, на бурильной площадке 32 или в непосредственной близости от нее, что исключает необходимость вырубки и сооружения отдельной бурильной площадки в удаленном месте, как было бы при размещении нагнетательной скважины 22 в направлении к призабойной части горизонтальной скважины 16. Кроме того, эксплуатацию и техобслуживание оборудования для подачи окисляющего газа можно удобно проводить на площадке для подготовки нефти, расположенной возле скважины 12. Углеводороды рядом с нагнетательной скважиной 22 зажигаются, и вследствие подачи окисляющего газа 24 создается фронт горения 26, который согласно способу, представленному на Фигурах 2А-2С, продвигается в виде в основном вертикального, вытянутого вбок, фронта (см. также Фиг.5 в настоящем описании) от приствольной части 20 горизонтального ствола 16 к призабойной части 18. Вязкие и высоковязкие углеводороды, включая битум, в углеводородном пласте 10 перед перемещающимся фронтом горения 26 благодаря вырабатываемому теплу обогащаются и превращаются в жидкость и при этом становятся менее вязкими. Некоторые углеводороды в пласте 10 перед фронтом 26 превратятся в газ. Сжиженные углеводороды 30 и газифицированные углеводороды, теперь подвижные, стекают вниз и в горизонтальный ствол 16, который выполнен пористым (т.е. в верхней части имеет отверстия 60) для обеспечения нагнетания углеводородов 30 и, таким образом, сбор этих углеводородов 30.Oxidizing gas 24 is pumped into formation 10 through injection well 22. The advantage is that equipment (not shown) used to generate oxidizing gas 24 and inject this oxidizing gas 24 does not need to be located away from production well 12. Instead, the equipment can be located in accordance with the method of the present invention, next to the production well 12, and in particular, if desired, on the drilling site 32 or in the immediate vicinity of it, which eliminates the need for logging and construction I have a separate drilling site in a remote location, as it would be when placing injection well 22 towards the bottom of the horizontal well 16. In addition, the operation and maintenance of oxidizing gas supply equipment can be conveniently carried out at the oil treatment site located near well 12. Hydrocarbons near the injection well 22 are ignited, and due to the supply of oxidizing gas 24, a combustion front 26 is created, which, according to the method shown in Figures 2A-2C, is advanced in the form e mostly vertical, sideways elongated front (see also FIG. 5 in the present description) from the near-barrel part 20 of the horizontal shaft 16 to the bottom-hole part 18. Viscous and highly viscous hydrocarbons, including bitumen, in the hydrocarbon reservoir 10 before the moving combustion front 26 are enriched and converted into liquid due to the heat generated, and thus become less viscous. Some hydrocarbons in formation 10 in front of front 26 will turn into gas. Liquefied hydrocarbons 30 and gasified hydrocarbons, now mobile, flow down and into the horizontal barrel 16, which is made porous (i.e., has openings 60 in the upper part) to ensure the injection of hydrocarbons 30 and, thus, the collection of these hydrocarbons 30.

Этот процесс продолжается по мере того, как фронт горения 26 продвигается и, таким образом, «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16.This process continues as the combustion front 26 advances and is thus “carried away” from the near-barrel part 20 to the bottom-hole part 18 of the horizontal shaft 16.

Примечательно, что до образования фронта горения 26 углеводородный пласт 10 предпочтительно сначала предварительно нагревается за счет закачки нагретой неокисляющей среды 52, например пара, которая закачивается в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 по нагнетательной колонне 40, а отводится по насосно-компрессорной колонне 50 или альтернативно через кольцевое пространство 80 в вертикальной секции 16, если отсутствуют изоляционные пакеры 54. Предварительное нагнетание нагретой среды имеет преимущество нагрева продуктивной скважины 12 и ее продукционных компонентов, при этом повышается текучесть сжиженных углеводородов 30, которые текут в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Эта процедура пригодна в коллекторах битума, поскольку холодная нефть, которая может поступать в горизонтальный ствол 16, будет очень вязкая, ее течение будет слабым, и она может закупорить горизонтальный ствол 16. Для пластов 10 с подвижной нефтью не требуется экстенсивное парообразование преждевременного зажигания для нагрева нефти, чтобы обеспечить ее движение, однако, это может быть полезно для уменьшения нефтенасыщенности возле нагнетательной скважины 22 для окисляющего газа и повышения температуры углеводорода, чтобы добиться его зажигания. Могут применяться другие способы зажигания, например, зажигание легко воспламеняющихся топлив, как например, льняного масла, или закачка горячего топочного газа. Для битумных коллекторов пар также закачивается по нагнетательной скважине 22 и может также закачиваться в коллектор 10 в зоне между нагнетательной скважиной 22 и призабойной частью 18 горизонтального ствола 16, чтобы нагреть нефть и повысить ее мобильность до начала закачки окисляющего газа 24 в породу-коллектор 10.It is noteworthy that before the formation of the combustion front 26, the hydrocarbon reservoir 10 is preferably first preheated by injection of a heated non-oxidizing medium 52, for example, steam that is pumped into the horizontal shaft 16 of the production well 12 through the injection string 40, and discharged through the tubing string 50 or alternatively through the annular space 80 in the vertical section 16, if there are no insulating packers 54. Pre-injection of a heated medium has the advantage of heating production wells s 12 and its production components, while increasing the fluidity of liquefied hydrocarbons 30, which flow into the horizontal bore 16 of the productive well 12. This procedure is suitable in bitumen reservoirs, since the cold oil that can flow into the horizontal bore 16 will be very viscous, its flow will be weak, and it can plug horizontal well 16. Extensive vaporization of premature ignition for heating the oil to ensure its movement is not required for formations 10 with mobile oil, however, this may be useful for reducing oil saturation near the injection well 22 for the oxidizing gas and increasing the temperature of the hydrocarbon to achieve ignition. Other ignition methods may be used, for example, ignition of flammable fuels, such as linseed oil, or injection of hot flue gas. For bitumen reservoirs, steam is also pumped through injection well 22 and can also be pumped into reservoir 10 in the area between injection well 22 and bottomhole portion 18 of horizontal well 16 to heat the oil and increase its mobility before the start of injection of oxidizing gas 24 into the reservoir rock 10.

После возникновения зажигания и фронта горения 26 закачивается неокисляющая среда 52 в виде пара, неокисляющего газа, например, двуокись углерода, или вода, непрерывно или спорадически по нагнетательной колонне 50 в горизонтальный ствол 16, в котором благодаря изоляционным пакерам 54 можно создавать повышенное давление. Назначение такой неокисляющей среды 52 определяется разными причинами. Во-первых, повышенное давление внутри горизонтального ствола 16 уменьшает поступление или препятствует поступлению окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 из пласта 10, который в противном случае мог бы в комбинации с сжиженными и газообразными углеводородами образовать взрывчатую смесь с пагубными потенциально взрывоопасными последствиями или, как вариант, вступить в реакцию с кислородом напрямую, с образованием кокса, который бы в противном случае закупорил горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Последствием наличия углеводорода (нефти) и кислорода вместе в стволе скважины является возгорание и потенциально взрыв с достижением высоких температур, возможно, свыше 1000°С. Это может причинить непоправимый ущерб стволу скважины, включая выход из строя фильтров для задержания песка (не показаны). Присутствия кислорода и температуры в стволе скважины свыше 425°С необходимо избегать в целях безопасности и непрерывности работ по добыче нефти. Во-вторых, закачка среды 52 может вызвать повышение давления в горизонтальном стволе 16 и способствовать перегонке сжиженных и газообразных углеводородов 30, скопившихся в горизонтальном стволе 16, в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, тем самым, содействуя понижению уровня жидкостей 30 и добыче углеводородов 30 из продуктивной скважины 12. В-третьих, среда 52 при закачке по нагнетательной колонне 50 может нагреваться. Предпочтительно средства для нагрева среды 52 в данном способе для удобства могут быть размещены на поверхности продуктивной скважины 12 и на буровой площадке 32 или возле нее. И, наконец, когда в качестве закачиваемой среды 52 выступает двуокись углерода, ее закачка в горизонтальную скважину 16 служит не только удобной углеродной «воронкой» для сброса такого парникового газа, но также благодаря влиянию свойств разбавителя двуокиси углерода на жидкие углеводороды 30 уменьшает их вязкость и, таким образом, способствует понижению уровня скопившихся жидких углеводородов 30 по насосно-компрессорной колонне 40.After the occurrence of the ignition and the combustion front 26, non-oxidizing medium 52 is pumped in the form of steam, non-oxidizing gas, for example carbon dioxide, or water, continuously or sporadically along the injection column 50 into the horizontal barrel 16, in which increased pressure can be created due to the insulating packers 54. The purpose of this non-oxidizing environment 52 is determined by various reasons. Firstly, the increased pressure inside the horizontal barrel 16 reduces or prevents the oxidizing gas 24 from entering the horizontal barrel 16 from the formation 10, which otherwise could, in combination with liquefied and gaseous hydrocarbons, form an explosive mixture with harmful potentially explosive consequences or, as option to react with oxygen directly, with the formation of coke, which would otherwise clog the horizontal shaft 16 of the production well 12. The consequence of the presence of coal hydrogen (oil) and oxygen together in a wellbore is combustion and potentially an explosion with the attainment of high temperatures, perhaps in excess of 1000 ° C. This can cause irreparable damage to the wellbore, including the failure of filters to trap sand (not shown). The presence of oxygen and a temperature in the wellbore above 425 ° C must be avoided for the safety and continuity of oil production. Secondly, the injection of medium 52 can cause an increase in pressure in the horizontal barrel 16 and contribute to the distillation of liquefied and gaseous hydrocarbons 30 accumulated in the horizontal barrel 16 into the open end 42 of the tubing string 40, thereby helping to lower the level of liquids 30 and production hydrocarbons 30 from the production well 12. Thirdly, the medium 52 may be heated during injection through the injection column 50. Preferably, the means for heating the medium 52 in this method can be conveniently placed on the surface of the production well 12 and on or near the drilling site 32. And finally, when carbon dioxide acts as the injection medium 52, its injection into the horizontal well 16 not only serves as a convenient carbon “funnel” for discharging such a greenhouse gas, but also due to the influence of the properties of the carbon dioxide diluent on liquid hydrocarbons 30 reduces their viscosity and , thus, helps to reduce the level of accumulated liquid hydrocarbons 30 along the tubing string 40.

Как видно на Фигурах 2А-2С, во время продвижения фронта горения 26 кокс осаждается в коллекторе 10 и служит топливом для процесса внутрипластового горения. Горячие топочные газы 70 продвигаются в пласт 10, нагревая находящийся в нем углеводород и связанную воду, которая там присутствует. Часть этих углеводородов сжижается и сжиженные углеводороды 30 текут вместе с топочными газами в горизонтальный ствол 16 через перфорационные отверстия 60, как показано на Фигурах 2А-2С. Сжиженные углеводороды 30 поступают в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16 и поступают в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, поток идет обратно и затем вверх к поверхности. Процесс устойчивый и непрерывный, при непрерывном продвижении фронта горения 26 в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16.As can be seen in Figures 2A-2C, during the advancement of the combustion front 26, coke is deposited in the reservoir 10 and serves as fuel for the in-situ combustion process. Hot flue gases 70 move into the reservoir 10, heating the hydrocarbon present in it and the associated water that is present there. Some of these hydrocarbons are liquefied and the liquefied hydrocarbons 30 flow together with the flue gases into the horizontal barrel 16 through the perforations 60, as shown in Figures 2A-2C. Liquefied hydrocarbons 30 flow in the direction of the bottomhole portion 18 of the horizontal shaft 16 and enter the open end 42 of the tubing string 40, the flow goes back and then up to the surface. The process is stable and continuous, with the continuous advancement of the combustion front 26 in the direction of the bottomhole portion 18 of the horizontal shaft 16.

Окисляющий газ 24, как правило, воздух, кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в верхнюю часть коллектора 10. Осевший ранее кокс поглощает кислород, так что только бескислородные газы контактируют с нефтью над коксовой зоной у фронта горения 26. Температура топочных газов обычно равна 600°С и достигает 1000°С в результате высокотемпературного окисления коксового топлива. В подвижной нефтяной зоне 80 перед фронтом горения 26 эти горячие газы 70 и пар нагревают нефть до температуры свыше 400°С, в результате нефть частично крекируется, некоторые компоненты испаряются, а вязкость нефти значительно снижается. Самые тяжелые компоненты нефти, как например, асфальтены, остаются на породе и позже составят коксовое топливо, когда фронт горения 26 достигнет этого места. В подвижной нефтяной зоне 80 газы и нефть стекают вниз в горизонтальный ствол 16 под действием силы тяжести, а время от времени под действием депрессионной воронки горизонтального ствола 16, когда он находится не под давлением. Коксовая зона у фронта горения 26 и подвижная нефтяная зона 80 движутся в сторону от направления от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтальной скважины 16. В секции зоны горения 100 за фронтом горения количество жидкостей (нефть и вода) уменьшается, и секция заполняется окисляющим газом 24. Существует опасность, что в секцию горизонтальной скважины 16 напротив зоны горения 100 может поступать кислород или окисляющий газ 24, под действием которого загорится нефть, находящаяся внутри горизонтальной скважины 16, и создаст в стволе скважины очень высокие температуры, что нанесло бы ущерб стальной обсадной трубе, а особенно песочным фильтрам, пропускающим текучие среды 30, но задерживающим песок. При выходе из строя песочных фильтров песок из рыхлого продуктивного пласта попадет в горизонтальный ствол скважины 16, который следует закрыть с целью последующей очистки и восстановления с помощью цементных пробок. Эта операция очень сложная и опасная, поскольку горизонтальный ствол скважины 16 может содержать взрывоопасные уровни нефти и кислорода.The oxidizing gas 24, typically air, oxygen, or oxygen-enriched air, is pumped to the top of the manifold 10. The coke that has settled earlier absorbs oxygen, so that only oxygen-free gases come in contact with the oil above the coke zone at the combustion front 26. The temperature of the flue gases is usually 600 ° C and reaches 1000 ° C as a result of high-temperature oxidation of coke fuel. In the mobile oil zone 80 in front of the combustion front 26, these hot gases 70 and steam heat the oil to temperatures above 400 ° C, as a result, the oil is partially cracked, some components evaporate, and the oil viscosity is significantly reduced. The heaviest oil components, such as asphaltenes, remain on the rock and will later make up coke fuel when combustion front 26 reaches this location. In the mobile oil zone 80, gases and oil flow down into the horizontal barrel 16 under the action of gravity, and from time to time under the influence of a depression funnel of the horizontal barrel 16 when it is not under pressure. The coke zone at the combustion front 26 and the mobile oil zone 80 move away from the direction from the near-barrel part 20 to the bottomhole part 18 of the horizontal well 16. In the section of the combustion zone 100 behind the combustion front, the amount of liquids (oil and water) decreases and the section is filled with oxidizing gas 24. There is a danger that oxygen or oxidizing gas 24 may enter the section of the horizontal well 16 opposite the combustion zone 100, which will ignite the oil inside the horizontal well 16 and create in the wellbore us very high temperatures that would damage the steel casing and especially the sand filter, transmissive fluids 30 but delaying sand. When sand filters fail, sand from the loose productive formation will fall into the horizontal wellbore 16, which should be closed for the purpose of subsequent cleaning and restoration using cement plugs. This operation is very complex and dangerous, because the horizontal wellbore 16 may contain explosive levels of oil and oxygen.

Способ в соответствии с настоящим изобретением рассматривает пути предупреждения попадания окисляющего газа 24 из пласта 10 в горизонтальный ствол 16. Первый способ состоит в снижении скорости закачки окисляющего газа 24, чтобы уменьшить коллекторное давление в пласте 10. Второй способ состоит в снижении скорости откачки сжиженного углеводорода 30 по насосно-компрессорной колонне 40 (т.е. снижение объема выпуска по насосно-компрессорной колонне 40), чтобы тем самым увеличить давление скважины в горизонтальном стволе 16. Оба эти способа приводят к сокращению объемов выпуска углеводорода, что экономически убыточно. Альтернативный и предпочтительный способ - это способ, представленный ранее в данном описании, а именно закачка неокисляющей среды 52 в горизонтальный ствол 16 по нагнетательной колонне 50, которая, как считается, оказывает небольшое влияние на слив углеводородных жидкостей под действием силы тяжести в горизонтальную скважину 16. В любом случае такую закачку среды 52 можно выполнять периодически и только в течение времени, достаточного для уменьшения концентраций кислорода внутри горизонтального ствола 16 до концентраций ниже взрывоопасных значений. При номинальном режиме работы вдоль горизонтальной секции, или внутри, можно разместить ряд термопар, и появление повышенных температур будет сигнализировать о внедрении окисляющего газа, с тем чтобы по колонне 52 можно было добавить воду или пар для снижения температуры в стволе скважины, разбавить находящийся там кислород и повысить давление в скважине для предотвращения дальнейшего поступления окисляющего газа.The method in accordance with the present invention considers ways to prevent the oxidizing gas 24 from entering the formation 10 into the horizontal well 16. The first method is to reduce the injection rate of the oxidizing gas 24 to reduce reservoir pressure in the formation 10. The second method is to reduce the pumping rate of liquefied hydrocarbon 30 along the tubing string 40 (i.e., reducing the volume of the tubing 40) to thereby increase the well pressure in the horizontal well 16. Both of these methods result in to reduce hydrocarbon production, which is economically unprofitable. An alternative and preferred method is the method presented earlier in this description, namely, the injection of non-oxidizing medium 52 into a horizontal bore 16 via an injection string 50, which is believed to have little effect on the discharge of hydrocarbon fluids by gravity into a horizontal well 16. In any case, such an injection of medium 52 can be performed periodically and only for a time sufficient to reduce the oxygen concentrations inside the horizontal barrel 16 to concentrations below explosive values. At the nominal operating mode, a series of thermocouples can be placed along the horizontal section, or inside, and the appearance of elevated temperatures will signal the introduction of oxidizing gas, so that water or steam can be added to column 52 to lower the temperature in the wellbore, dilute the oxygen there and increase the pressure in the well to prevent further oxidizing gas flow.

На Фигуре 3 схематично иллюстрируется еще один предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, имеющий такие же компоненты, как и обозначенные на Фигурах 2А-2С, и такую же методологию. И в этом случае окисляющий газ закачивается в пласт 10 через нагнетательную скважину 22, и создается фронт горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая стекание сжиженных углеводородов 30, а также и газифицированных углеводородов в горизонтальный ствол 16 и их отвод на поверхность по насосно-компрессорной колонне 40.Figure 3 schematically illustrates another preferred embodiment of the method in accordance with the present invention, having the same components as indicated in Figures 2A-2C, and the same methodology. And in this case, the oxidizing gas is pumped into the reservoir 10 through the injection well 22, and a combustion front 26 is created, which is "carried away" from the near-stem part 20 to the bottom-hole part 18 of the horizontal shaft 16, causing the flow of liquefied hydrocarbons 30, as well as gasified hydrocarbons into the horizontal barrel 16 and their removal to the surface along the tubing string 40.

Но особенно важным и единственным отличием способа внутрипластового извлечения, показанного на Фигуре 3, от способа, о котором шла речь раньше и который продемонстрирован на Фигурах 2А-2С, является то, что нагнетательная скважина 22 в способе, изображенном на Фигуре 3, выполнена в виде скважины с боковым входом изнутри вертикальной секции 16 продуктивной скважины 12.But especially important and the only difference between the method of in-situ extraction shown in Figure 3, from the method that was discussed earlier and which is shown in Figures 2A-2C, is that the injection well 22 in the method depicted in Figure 3, is made in the form wells with a lateral entrance from the inside of the vertical section 16 of the production well 12.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 3, бурение нагнетательной скважины 22 требует меньше затрат, так как верхняя часть такой нагнетательной скважины уже пробурена, поскольку она общая с вертикальной секцией 16 продуктивной скважины 12.It is preferable that when using the method depicted in Figure 3, drilling an injection well 22 is less costly since the upper part of such an injection well has already been drilled, since it is common with the vertical section 16 of the producing well 12.

Соответственно, не только снижаются затраты за счет размещения нагнетательной скважины 22 в местоположении и в непосредственной близости от продуктивной скважины 12 и ее сопутствующего оборудования и не нужно создавать отдельную буровую площадку 32, но кроме этого снижаются затраты на бурение скважины при бурении нагнетательной скважины 22.Accordingly, not only the costs are reduced due to the location of the injection well 22 at the location and in the immediate vicinity of the production well 12 and its associated equipment, and there is no need to create a separate drilling site 32, but in addition, the cost of drilling the well while drilling the injection well 22 is reduced.

На Фигуре 4 изображен третий и наиболее предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для выполнения внутрипластового извлечения углеводорода. Этот способ, как и в первый пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенный на Фигурах 2А-2С, и как второй пример осуществления изобретения, изображенный на Фигуре 3, включает в качестве неотъемлемого компонента способ создания фронта горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая тем самым скопление в горизонтальном стволе 16 жидких углеводородов 30, которые затем откачиваются насосно-компрессорной колонной 40 и выдаются на-гора.Figure 4 shows a third and most preferred embodiment of the method in accordance with the present invention for performing in-situ hydrocarbon recovery. This method, as in the first embodiment of the method in accordance with the present invention, depicted in Figures 2A-2C, and as the second embodiment of the invention depicted in Figure 3, includes as an integral component a method of creating a combustion front 26 which is "carried away" from the near-stem part 20 to the bottom-hole part 18 of the horizontal shaft 16, thereby causing accumulation of liquid hydrocarbons 30 in the horizontal shaft 16, which are then pumped out by the tubing string 40 and are discharged uphill.

Однако важным в этом третьем примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенном на Фигуре 4, является отсутствие стадии бурения нагнетательной скважины 22. Вместо этого в вертикальной секции 14 продуктивной скважины 12 выполнены перфорационные отверстия 60 и окисляющий газ 24 закачивается в эту вертикальную секцию 14 и, таким образом, в пласт 10. Закачка окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 не допускается за счет использования изоляционных пакеров 54, которые эффективно отделяют добытые сжиженные углеводороды в горизонтальном стволе 16 от окисляющего газа 24, например кислорода, тем самым предотвращается образование взрывоопасных смесей. Нагнетательная колонна 50 также используется, как и в предыдущих примерах осуществления изобретения, для спорадической или непрерывной закачки неокисляющего газа 52 в горизонтальный ствол 16, чтобы окисляющий газ 24 в зоне горения 80 пласта не проник в горизонтальный ствол 16.However, important in this third embodiment of the method in accordance with the present invention depicted in Figure 4, is the absence of a drilling stage for injection well 22. Instead, perforations 60 are made in vertical section 14 of production well 12 and oxidizing gas 24 is pumped into this vertical section 14 and, thus, into the reservoir 10. The injection of oxidizing gas 24 into the horizontal barrel 16 is not allowed due to the use of insulating packers 54, which effectively separate the extracted liquefied carbohydrates rocks in the horizontal barrel 16 from the oxidizing gas 24, for example oxygen, thereby preventing the formation of explosive mixtures. The injection column 50 is also used, as in the previous embodiments, for sporadically or continuously pumping non-oxidizing gas 52 into the horizontal barrel 16 so that the oxidizing gas 24 in the combustion zone 80 of the formation does not penetrate the horizontal barrel 16.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, затраты на бурение нагнетательной скважины 22 полностью исключаются. Соответственно, при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, не только реализуется снижение затрат и уменьшается воздействие на окружающую среду за счет использования аппарата нагнетания окисляющего газа на продуктивной скважине и только на одной буровой площадке 32 на продуктивной скважине, что в противном случае имеет место в способах известного уровня техники, требующих сооружения отдельной буровой площадки и дополнительной расчистки под оборудование создания и закачки окисляющего газа (не показано), но также достигается значительное снижение затрат за счет того, что исключается необходимость бурить еще и нагнетательную скважину.Preferably, when using the method depicted in Figure 4, the cost of drilling an injection well 22 is completely eliminated. Accordingly, when using the method depicted in Figure 4, cost reduction is not only realized and the environmental impact is reduced through the use of an oxidizing gas injection apparatus at a production well and only at one drilling site 32 at a production well, which otherwise occurs in methods of the prior art, requiring the construction of a separate drilling site and additional clearance for equipment for the creation and injection of oxidizing gas (not shown), but also achieved by achitelnoe cost reduction due to the fact that eliminates the need to drill more wells and injection wells.

На Фигуре 5 изображено, как способ, представленный на Фигуре 4 (т.е. третий пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением), можно применять с рядом продуктивных скважин 12 в углеводородном пласте 10, используя фронт горения 26, который движется от приствольной части 20 к призабойной части 18.Figure 5 depicts how the method presented in Figure 4 (i.e., a third exemplary embodiment of the method in accordance with the present invention) can be applied to a number of production wells 12 in a hydrocarbon reservoir 10 using a combustion front 26 that moves from the barrel portion 20 to the bottomhole part 18.

Хотя в описании представлены и проиллюстрированы предпочтительные примеры осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, следует понимать, что изобретение не ограничивается этими конкретными примерами. Специалисты в данной области могут представить себе много вариаций и модификаций. Полное определение изобретения дает прилагаемая формула изобретения.Although preferred embodiments of the method of the present invention are presented and illustrated in the description, it should be understood that the invention is not limited to these specific examples. Specialists in this field can imagine many variations and modifications. A complete definition of the invention is given by the appended claims.

Claims

1. The method of extraction of liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, comprising the following stages:
(a) providing at least one productive well with a substantially horizontal wellbore located relatively low in the reservoir and having a barrel portion at one end and a bottomhole portion at the opposite end, the horizontal wellbore providing liquefied hydrocarbon to the internal volume of the horizontal wellbore , while the productive well has a mainly vertical section connected to a horizontal wellbore near its trunk part;
(b) providing a tubing string within a production well located within the vertical section and at least part of the horizontal wellbore to collect hydrocarbon that flows into the horizontal wellbore;
(c) injection of a medium that is selected from a group of media comprising, individually or in combination, non-oxidizing gas, steam, water or carbon dioxide, into a production well;
(d) supplying oxidizing gas to the underground reservoir, at least initially at the location of the vertical section of the producing well or near the vertical section of the producing well;
(e) burning a hydrocarbon in a hydrocarbon reservoir near a vertical section of a producing well to initiate combustion of a portion of a hydrocarbon in a hydrocarbon reservoir near a vertical section and creating a combustion front that moves outward and away from the injection well, at least in a direction along the horizontal wellbore and to its bottom-hole portion;
(f) ensuring that the heated liquefied hydrocarbon is drained from the reservoir from its upper zones and collected in a horizontal wellbore;
(g) withdrawal from a production well through a tubing of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

2. The method according to claim 1, in which the stage of supplying the oxidizing gas is carried out by supplying it to the hydrocarbon reservoir through perforations in the injection well.

3. The method according to claim 2, in which the vertical section of the production well and the injection well are the same.

4. The method according to claim 1, in which the injection well is a spare re-entry of the vertical section of the productive well and passes into the upper part of the reservoir.

5. The method according to claim 1, in which the supply of oxidizing gas is performed by drilling an injection well near a production well, and the injection well is vertical, inclined, or horizontal.

6. The method according to claim 1, in which the vertical section of the productive well has perforations in the upper part, and the stage of supplying the oxidizing gas is carried out, at least in part, by supplying the oxidizing gas through the vertical section of the productive well.

7. The method according to claim 1, further comprising the following steps:
providing an injection string inside the production well, wherein the injection string extends downward in the vertical section to the near-barrel part of the horizontal wellbore; and the stage of pumping the medium into the production well is carried out by the injection string.

8. The method according to claim 7, in which the open end of the tubing is located near the bottom of the horizontal trunk.

9. The method according to claim 1, wherein the medium further comprises a hydrocarbon condensate diluent.

10. The method according to claim 1, 7 or 8, in which the medium is pumped continuously or periodically into the production well to maintain positive overpressure inside the horizontal wellbore, thereby preventing the flow of oxidizing gas from the reservoir into the horizontal well of the productive well.

11. The method according to one of claims 1 to 8, in which a catalyst is arranged in a horizontal wellbore, on a horizontal wellbore or around a horizontal wellbore of a productive well.

12. The method according to one of claims 1 to 8, in which the oxidizing gas is a mixture of oxygen and carbon dioxide.

13. A method for recovering a liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon reservoir, the process comprising the steps of:
(a) providing at least one production well having a substantially horizontal wellbore located relatively low in the reservoir, the horizontal wellbore having a barrel part at one end and the wellbore part at the opposite end, and allowing liquefied hydrocarbon to enter the internal volume of the horizontal wellbore , while the productive well has a mainly vertical section connected to a horizontal wellbore near its trunk part;
(b) providing a tubing string within a producing well extending from the surface of the producing well to at least the near-stem part of the producing well to collect hydrocarbon that flows into a horizontal wellbore;
(c) providing an injection string inside the production well, wherein the injection string is lowered downward in the vertical section until at least the trunk section of the horizontal shaft passes;
(d) injection of a medium that is selected from a group of media comprising, individually or in combination, non-oxidizing gas, steam, water or carbon dioxide, into a horizontal wellbore;
(e) making perforations in a vertical section of a production well at a location above the barrel portion;
(f) supplying oxidizing gas to the vertical section, and thus to the portion of the hydrocarbon reservoir, through perforations in the vertical section;
(g) igniting a hydrocarbon in a hydrocarbon reservoir near the vertical section to cause combustion of a portion of the hydrocarbon in the hydrocarbon reservoir and thereby create a combustion front that moves outward and away from the vertical section, at least in the direction along the horizontal wellbore and towards the bottom thereof; and
(h) allowing draining of the heated hydrocarbon from the upper zones of the reservoir and collecting it in a horizontal wellbore; and
(i) withdrawal from a production well through a tubing string of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

14. The method according to item 13, in which the open end of the tubing is located near the bottom of the horizontal trunk.

15. The method according to item 13 or 14, in which steam or water is pumped continuously or periodically into the injection column to maintain positive overpressure inside the horizontal wellbore, thereby preventing the flow of oxidizing gas from the reservoir into the horizontal wellbore.

16. A method of extracting a liquefied or gasified hydrocarbon from an underground hydrocarbon formation, comprising the following stages:
(a) providing at least one productive well having a substantially horizontal wellbore located relatively low in the formation, the horizontal well having a barrel part at one end and a bottom hole located in the formation slightly lower horizontally at the opposite end than the barrel part, and ensures the flow of liquefied hydrocarbon into the internal volume of the horizontal wellbore, while the producing well has a mainly vertical section connected to the horizontal wellbore with its near-wellbore portion;
(b) providing a tubing string inside a production well, extending downward within the vertical section and along the horizontal wellbore to the bottom, to collect hydrocarbon that flows into the horizontal wellbore;
(c) providing an injection string in a production well that extends downward in the vertical section to the near-barrel portion;
(d) injection of a medium that is selected from a group of media comprising, individually or in combination, non-oxidizing gas, steam, water or carbon dioxide, into a production well through an injection column;
(e) providing the injection well in the form of a spare re-entry of the vertical section of the producing well, the injection well extending into the hydrocarbon reservoir;
(f) supplying oxidizing gas to a portion of the hydrocarbon formation through an injection well;
(g) igniting a hydrocarbon in a hydrocarbon formation adjacent to the vertical section to cause a portion of the hydrocarbon to burn in the hydrocarbon formation and thereby create a combustion front that moves outward and away from the vertical section, at least in the direction along the horizontal wellbore and its bottomhole portion; and
(h) withdrawal from a production well through a tubing of hydrocarbon flowing into a horizontal wellbore.

17. The method according to clause 16, in which steam or water is pumped continuously or periodically into the production well to maintain positive positive pressure inside its horizontal wellbore, thereby preventing the flow of oxidizing gas from the formation into the horizontal well of the productive well.