CN103717831B - 用于采收碳氢化合物的设备和方法 - Google Patents

用于采收碳氢化合物的设备和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103717831B
CN103717831B CN201280037255.4A CN201280037255A CN103717831B CN 103717831 B CN103717831 B CN 103717831B CN 201280037255 A CN201280037255 A CN 201280037255A CN 103717831 B CN103717831 B CN 103717831B
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
reservoir
steam generator
well
fluid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201280037255.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103717831A (zh
Inventor
安东尼·古斯·卡斯特罗乔凡尼
查尔斯·H·威尔
马文·J·施奈德
麦伦·I·库尔曼
艾伦·R·哈里森
诺曼·W·小海因
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
World Energy Systems Inc
Original Assignee
World Energy Systems Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by World Energy Systems Inc filed Critical World Energy Systems Inc
Publication of CN103717831A publication Critical patent/CN103717831A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103717831B publication Critical patent/CN103717831B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
    • E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本文所述的本发明的实施例涉及用于从地下储层采收粘性碳氢化合物的方法和设备。在一个实施例中，提供了一种用于从地下储层采收碳氢化合物的方法。所述方法包括：钻探与储层连通的注入井，所述储层具有一个或多个与所述储层连通的开采井；在所述注入井中安装壳体；胶固所述壳体；对所述壳体进行穿孔；在所述壳体中布置井下蒸汽发生器；使燃料、氧化剂和水流向所述井下蒸汽发生器以在所述储层中间歇地产生燃烧产物和／或气化产物；使注入剂流向所述储层；以及通过所述一个或多个开采井生产碳氢化合物。

Description

用于采收碳氢化合物的设备和方法
技术领域
本发明的实施例涉及用于从地质构造采收碳氢化合物的方法和设备。更具体地，本文所提供的实施例涉及从地质构造采收粘性碳氢化合物。
背景技术
全世界存在大量的碳氢化合物储层。许多这样的储层含有粘度通常在100至1,000,000以上厘泊(centipoise)范围内的碳氢化合物，其常被称为“沥青”、“焦油”、“重油”或“超重油”(本文统称为“粘性碳氢化合物”)。这些碳氢化合物的高粘度使其难以开采并且价格昂贵。
每个粘性碳氢化合物储层是独特的，并且对用来采收其中碳氢化合物的各种方法产生不同的响应。一般地，为了提高粘性碳氢化合物的采收率，已经对这些粘性碳氢化合物采用原位加热来降低其粘度。通常，可利用诸如循环蒸汽激励(CCS)、蒸汽驱动(驱动)和蒸汽辅助重力卸油(SAGD)等方法来开采这些粘性碳氢化合物储层，在这些方法中，蒸汽从地面被注入到储层中，以加热粘性碳氢化合物并且充分降低其粘度以便进行开采。
然而，一些这样的粘性碳氢化合物储层位于冻土带或冻土层下方，并且可能位于陆地表面下方深1800英尺(foot)或更深的位置处。从这些储层中提取碳氢化合物时，现有的开采方法面临着限制。例如，因为所注入的蒸汽的热量可能会使冻土膨胀或融化，所以很难通过冻土层来注入地面上所产生的蒸汽以加热粘性碳氢化合物的底层储层，而且这并不切实际。冻土的膨胀可能导致井孔的稳定性问题以及严重的环境问题，诸如所采收的碳氢化合物在井头处或者在井头下方发生渗漏或泄漏等。
此外，现有的开采粘性碳氢化合物储层的方法还面临着其他限制。问题之一就在于当蒸汽从地面到储层时，蒸汽会发生井孔热量损耗。这种井孔热量损耗在海上油井中也很普遍，并且该问题会随着水深和／或井的储层深度的增加变得严重。因为蒸汽在从井头到储层的行程中发生冷却，所以当在井头处产生并且注入蒸汽时，被注入到储层中的蒸汽的质量(即，蒸汽的气相百分比)通常会随深度的增加发生下降，并且因此在注入点处井下可用的蒸汽质量远低于在地面处所产生的蒸汽质量。该情况降低了碳氢化合物采收处理的能量效率以及相关联的碳氢化合物开采率。此外，地面所生成的蒸汽会产生对环境有害的气体和副产品。
众所周知，使用井下蒸汽发生器来解决从地面注入蒸汽的缺陷。井下蒸汽发生器提供了在注入到储层中之前生产井下蒸汽的能力。然而，井下蒸汽发生器也存在诸多挑战，包括高温、腐蚀以及燃烧不稳定。这些挑战经常会导致材料失效和热不稳定性以及低效。
因此，仍然需要一种新型改进的、通过使用具有改善的热效率和对环境影响较小的井下蒸汽发生手段来采收重油的设备和方法。
发明内容
本文所描述的本发明的实施例涉及用于从地下储层采收粘性碳氢化合物的方法和设备。在一个实施例中，提供了一种用于从地下储层采收碳氢化合物的方法。所述方法包括：钻探与储层连通的注入井，所述储层具有一个或多个与所述储层连通的开采井；在所述注入井中安装壳体；胶固所述壳体；对所述壳体进行穿孔；在所述壳体中布置井下蒸汽发生器；使燃料、氧化剂和水流向所述井下蒸汽发生器以在所述储层中间歇地产生燃烧产物和／或气化产物；使注入剂流向所述储层；以及通过所述一个或多个开采井生产碳氢化合物。
在另一个实施例中，提供了一种用于采收碳氢化合物的地面设施。所述地面设施包括：至少一个开采井和注入井，其与地下储层连通，所述至少一个开采井和所述注入井的各者具有延伸到所述地下储层中的井头和井孔；第一气体源和第二气体源，其与所述注入井邻接布置并且耦合到所述注入井的所述井头的地面侧并且与所述注入井的所述井孔的内腔选择性流体连通；以及燃料源和水源，其与所述注入井邻接布置并且耦合到所述注入井的所述井头的所述地面侧并且与配置在所述注入井的所述井孔的所述内腔中的井下蒸汽发生器选择性流体连通。
在另一个实施例中，提供了一种用于采收碳氢化合物的地面设施。所述地面设施包括：注入井，其与延伸到地下储层中的至少一个开采井邻接；气体源，其与所述注入井邻接布置；燃料源和水源，其与布置在所述注入井内的燃烧器组件流体连通；以及分离单元，其与所述开采井以及所述燃料源和所述水源的一个或组合流体连通，以从流经所述开采井的流体去除气体或水的一者并且使所述气体或所述水流向所述燃料源或所述水源。
附图说明
为了能够更详细地了解本发明的上述各特征，可以参照实施例对以上简述的本发明进行更具体地描述，其中一些实施例在附图中示出。然而，应注意，附图仅示出了本发明的典型实施例，并且因此不应被认为限制了本发明的范围，因为本发明可以允许其他等同有效的实施例。
图1是储层管理系统的一个实施例的示意性图表。
图2A是可用在图1的储层中的提高原油采收率(EOR)输送系统的一个实施例的等轴视图。
图2B是图2A中所示的EOR输送系统的一部分的示意性剖视图。
图3A是图2的EOR输送系统的中央装置的剖视图。
图3B是可与图2的EOR输送系统一起使用的中央装置的另一个实施例的等轴视图。
图4是描绘可与图2的EOR输送系统一起使用的安装／完成处理的一个实施例的流程图。
图5是利用了图2的EOR输送系统的实施例的EOR作业的正视图。
图6是EOR作业的另一个实施例的等轴正视图。
图7是EOR基础设施的一个实施例的示意性图示。
图8是EOR基础设施的另一个实施例的示意性图示。
为了便于理解，在可能的情况下，已经使用了相同的附图标记来标示附图中的相同元件。应注意，一个实施例中所公开的元件可以有益地用在其他实施例中，无需特别指明。
具体实施方式
本发明的实施例涉及从地下储层采收粘性碳氢化合物。本文所述的粘性碳氢化合物包括粘度在约100cp(centipoise)到1,000,000cp以上范围内的碳氢化合物。本文所述的本发明的实施例可用在由非多孔或多孔的岩石(例如页岩、砂岩、石灰石、碳酸钙及其组合等)组成的地下储层中。本发明的实施例可用在提高原油采收率(EOR)技术中，其中该EOR技术采用了燃烧产物(例如，热气)和／或气化产物(例如，蒸汽)的原位气体注入，化学流体(例如，降粘流体(例如，二氧化碳(CO2)、氮气(N2)、氧气(O2)、氢气(H2)及其组合等)的化学注入和／或原位溢流，微生物和／或颗粒注入及其组合。本发明的实施例提供了用于将燃烧产物、蒸汽和／或其他注入剂注入到储层中的井下蒸汽发生器。本文所述的井下蒸汽发生器与重力无关并且可以在水平井、竖直井或任何方向的井中可靠地执行燃烧、气化和／或注入。
图1是采用了本文所述的实施例的储层管理系统100的一个实施例的示意性图表。储层管理系统100包括EOR输送系统105，该EOR输送系统105至少包括与含碳氢化合物储层115流体连通的第一注入井110。储层管理系统100至少还包括与储层115和／或第一注入井110流体连通的第一开采井120。包括第一注入井110的EOR输送系统105包括井下蒸汽发生器(即，燃烧器125)，其有助于工程化的蒸汽库并且有助于在储层115中形成一个或多个推进区130A-130E。
向燃烧器125提供不同的流体(例如，燃料、氧化剂、以及水或蒸汽等)，以便在储层115中提供对储层115进行加压和加热的由蒸汽和燃烧副产物组成的排气。储层115被分为区130A-130E并且曲线135A-135C覆盖者区130A-130E中的每一个。曲线135A表示存在于储层115中的气体-碳氢化合物比(例如，气-油比(GOR))，曲线135B表示储层115中的碳氢化合物的粘度，并且曲线135C表示储层115的温度。EOR输送系统105提供来自燃烧器125的排气以便对储层115进行加压和加热，从而使储层115中的碳氢化合物朝向开采井120移动，如箭头所示。
图1中所示的储层管理系统100是实时快照并且图1的图表中所述的区130A-130E中的每一个在空间和／或时间上不受限制。一般地，区130A是向储层115提供初始增压的主燃烧区域。区130B是可以燃烧和／或氧化储层115中的碳氢化合物的活化燃烧区域。区130C包括储层115内形成蒸汽前缘的区域。区130D包括储层的GOR可能最大的区域。区130E可以是储层115的、流动的碳氢化合物接近开采井120以便进行采收的区域。
燃烧器125可在约300磅每平方英寸(psi)到约1,500psi并且高达例如3,000psi或者更高的操作压力范围内操作。燃烧器125可在单个压力范围或者多个压力范围(例如，约300psi到约3,000psi或更高等)内操作，这取决于开采储层的压力。EOR输送系统105的可操作深度包括约2,000英尺到约10,000英尺。例如，在约500磅每平方英尺(绝对压力)(psia)到约2,500psia的压力下，EOR输送系统105的可操作深度包括约2,500英尺到约8,500英尺。例如，在约2,500英尺到约5,500英尺的深度处并且在约1，100psia到约2,500psia的压力下，在未开采的储层中可以采用来自EOR输送系统105的、温度为约500°F到约650°F的蒸汽。在约2,500英尺到约8,500英尺的深度处并且在约750psia到约2,500psia的压力下，在开采掉一部分的储层中可以利用来自EOR输送系统105的、温度为约425°F到约625°F的蒸汽。在一些实施例中，到达燃烧器125的气体混合物可以包括富氧空气(例如，O2占约35％到约95％)和一种或多种降粘气体的某部分。例如，可以按化学计量比向燃烧器125提供包括富氧空气的氧化剂以使该氧化剂的大部分被燃烧。在另一个实施例中，可以向燃烧器125提供包括O2含量大于化学计量比的富氧空气的氧化剂以便在储层115中提供剩余O2。剩余O2可以与降粘碳氢化合物混合，该降粘碳氢化合物位于储层115内并且通过剩余O2来燃烧。在另一个实施例中，包括约95％O2的氧化剂可以与CO2结合。该混合物可以产生可与储层115内的降粘碳氢化合物一起燃烧的剩余O2。剩余CO2的一部分可从所采收的碳氢化合物中分离出来并且被循环利用。
可以生成期望容积所要求的流速并以优化储层115的产物所需的蒸汽质量来将水供应给燃烧器125。流速可以低至约200桶每天(bpd)到约1,500bpd，或者更低。燃烧器125可用来生成蒸汽质量为约0％至约80％或者高达100％的蒸汽。为了产生更高质量的蒸汽，可以将提供给燃烧器125的水净化到小于总溶解固体的约百万分之一(ppm)。燃烧器125可用来以约750bpd到约3,000bpd或者更高的速率产生井下蒸汽。燃烧器125还具有大范围的流速和压力调节比，例如约16∶1至约24∶1的比值。例如，燃烧器125可在约4∶1(例如，约300psi到约1,200psi)的压力调节比下操作。约6∶1(高达1,800psi或更高)的压力调节比是可行的。例如，燃烧器125可在约4∶1(例如，约375bpd到高达1,500bpd或更多的蒸汽)的流速调节比下操作。通过燃烧器125注入到储层115中的排气可以包括约0.5％到约5％的过量氧气。
EOR输送系统105可用来将被加热的降粘气体(例如，氮气(N2)和／或二氧化碳(CO2)、氧气(O2)和／或氢气(H2))注入到储层115中。N2和CO2均为非冷凝性气体(NCG)，它们具有相对较低的比热和保温性，并且一旦被注入到储层115中它们将不会长时间地保持很热。在约150℃时，CO2对于对开采很重要的碳氢化合物性能(例如，比体积和粘度等)具有适宜但有益的影响。在采收过程前期，热气体将它们的热量传递给储层115，这有助于油粘度的降低。随着气体的冷却，它们的体积将减小，从而降低了超覆(override)或者突破的可能性。冷却的气体将变得更加可溶，溶解到油中并且使油膨胀以便降低其粘度，从而提供了“冷”NCG EOR机制的优点。NCG降低了蒸汽和油的部分压力，从而允许这两者的蒸发量增加。水的加速蒸发延迟了蒸汽的冷凝，所以蒸汽发生冷凝并且将能量传递到更深处或者进一步传递到储层115中。使用EOR输送系统105导致热传递的改善以及油开采的加速。利用井下燃烧器125的益处在于可以使气体溶解度更高，这进一步降低了粘度，提高了流动性并且加速了储层115中油的开采。例如，来自燃烧器125的热排气(例如，蒸汽、CO2和／或非燃烧性O2)对储层中的油进行加热并且使储层中的油的粘度降低。受热气体使储层中的油变稀，这使得油更多地溶解到其它降粘气体。被增加的气体溶解度可以进一步降低储层中油的粘度。由于蒸汽压力降低，受热气体加入到蒸汽还会导致蒸汽的潜热更高，以及蒸汽更深(或更多)地渗透到储层115中。这种结合加速了储层115中的油的开采。
来自燃烧器125的排气的体积可以为约3千立方英尺(气体)每桶(Mcf／bbl)或更多的蒸汽，这可以有利于加速储层115中的油的开采。当热气在油前面移动时，它将会迅速冷却到储层温度。当热气冷却时，热量传递给储层，并且气体体积减小。与常规的低压机制相反，当热气靠近开采井时气体体积相当小，这反过来减小了气体突破(gas breakthrough)的可能性并且延迟了该气体突破。例如，N2和CO2以及其他气体可能在蒸汽前缘之前发生突破，但是此时，气体将会处于储层温度下。来自EOR输送系统105的热蒸汽将会紧随其后但是在它到达冷却区域时将发生冷凝，将它的热量传递给储层，并且所得到的冷凝物充当油的另一个驱动机构。此外，气体体积在较高的压力(V正比于1／P)下减小。因为当气体饱和度较低时，气体发生超覆的倾向受较低的气体相对渗透率的限制，所以控制了气指(fingering)并且加速了油的开采。
区130A是储层115的与注入井110邻接的容积。区130A可以包括提供初始压力的主燃烧区。由于燃烧的结果，在区130A中，粘性碳氢化合物的温度增加，并且其粘度降低。在经过一定的处理时间之后，区130A中的碳氢化合物将会因燃烧器125所提供的蒸汽前缘而发生损耗。区130A中碳氢化合物的损耗是因碳氢化合物朝向开采井120移动和碳氢化合物因燃烧所产生的消耗的一者或结合所致。例如，在EOR处理期间，蒸汽前缘后面的残油可通过与提供给储层115的过量氧气进行燃烧而消耗。区130B可以包括温度达到峰值并且粘度降低的活化燃烧区域。在一个实施例中，区130B中的温度可以为约300℃到约600℃。在区130B中，温度达到峰值，这便降低了碳氢化合物的粘度。也可以通过燃烧器125将剩余的氧气(O2)注入到储层115中，这可用来对蒸汽前缘所绕过的任何残油进行原位氧化。
区130C是可以发现由区130A和130B所形成的蒸汽前缘的蒸汽区域。区130C中所提供的蒸汽朝向开采井120移动，这有助于降低区130C前面的油粘度并且也有助于将碳氢化合物推向开采井120。在区130D中，粘度随着储层温度的降低而增加，但是这与蒸汽前缘之前的油库中的冷却NCG气体的溶解相抵消。该区域达到储层115中所遇到的最高GOR。区130D中的温度可以为约100℃。在区130E中，开采井120被燃烧处理之前所推进的油包围，与其他高温区域相比，该油处于相对高的粘度。然而，粘度仍然远远低于初始储层条件。一方面，储层115中碳氢化合物的流动性因各种加热机制、与降粘气体的相互作用以及由EOR输送系统105所提供的其他能量产物和／或化学反应而提高。例如，可以通过燃烧器125直接进行加热和／或与剩余碳氢化合物进行燃烧来加热碳氢化合物和／或储层115。在储层管理系统100的各部分中，自由能量因由相变发生释放，这便提供了被碳氢化合物和／或储层115吸收的热量。此外，通过与由EOR输送系统105提供给储层的降粘气体发生相互作用来降低碳氢化合物的粘度。
图2A是可用在图1的储层115中的EOR输送系统105的一个实施例的等轴视图。图2B是图2A中所示的EOR输送系统105的一部分的示意性剖视图。EOR输送系统105包括耦合到注入井110的井头200。注入井110包括具有内腔210(例如，环形)的管状壳体205。井下蒸汽发生器220被布置在内腔210中，并且可以由在壳体205中自井头200向下延伸的中央装置225至少部分地支撑。井下蒸汽发生器220包括耦合到燃烧室235的燃烧器头组件230。蒸发室240耦合到燃烧室235。中央装置225还包括用于操作和控制井下蒸汽发生器220的管道和信号或控制线路。用于流体、监测／控制装置和信号传输装置的管道可以耦合到中央装置225耦合或者容纳在中央装置225内。监测／控制装置包括电子传感器和致动器，有助于受控流体流向井下蒸汽发生器220的阀。信号传输装置包括用于与地面设备和监测／控制装置连通的遥控系统。配套法兰260可以是适于支撑井下蒸汽发生器220的重量同时有助于井下蒸汽发生器220与中央装置225之间的任何流体和／或电气连接的耦合的快速连接／断开装置。中央装置225可被构造成在壳体205中支撑井下蒸汽发生器220。
操作时，将燃料和氧化剂提供给井下蒸汽发生器220以生成排气。供应给燃烧器头组件230的燃料可以包括天然气、合成气、氢气、汽油、柴油、煤油或者其它类似燃料。在燃烧室235中点燃燃料和氧化剂。在一种操作模式中，在井下蒸汽发生器220中燃烧燃料以在不产生蒸汽的情况下生成排气。当蒸汽优选为排气时，将水或者在某些情况下将饱和蒸汽(即，液体水和蒸汽的两相混合物)提供给蒸发室240，在此处通过使燃烧室235中的燃料和氧化剂进行燃烧来加热水或饱和蒸汽以便在其中产生高质量蒸汽。通过井下蒸汽发生器220中的反应所产生的排气在注入到储层115中之前流过上部排气管245A和下部排气管245B。可以将注入剂(例如，O2和其他降粘气体(例如，H2、N2和／或CO2等))以及微生物颗粒、酶、催化剂、支撑剂、标识物、示踪物、皂类、兴奋剂、冲洗剂、纳米颗粒(包括纳米催化剂)、化学剂或其组合提供给井下蒸汽发生器220，并且与通过下方排气管245B提供给储层115的排气混合。此外，当井下蒸汽发生器220不产生蒸汽时，可以通过燃烧室235将液体或气体(包括但不限于降粘气体、微生物颗粒、纳米颗粒或其组合)注入到储层115中。此外，在不引入到燃烧室235的情况下，可以通过单独的导管242经由下方排气管245B把注入剂((例如，O2和其他降粘气体(例如，H2、N2和／或CO2等))以及微生物颗粒、纳米颗粒或其组合提供给储层115。当井下蒸汽发生器220产生蒸汽时或者当井下蒸汽不产生蒸汽时，可以使附加的液体、气体和其他注入剂流向储层115。例如，井下蒸汽发生器220可以在期望的时间段将蒸汽生成物和／或注入剂提供给储层115。在其他时间段，可以不使用井下蒸汽发生器220来生成蒸汽，同时将注入剂提供给储层115。必要时，蒸汽生成的开／关循环和／或注入剂的循环使用可以重复，以有助于降低储层115中油的粘度以及增加其流动性。
在一些实施例中，井下蒸汽发生器220包括密封装置，诸如封隔器250。封隔器250可用来将在井下蒸汽发生器220的一部分与壳体205之间的内腔210分隔成上部容积255A和下部容积255B。封隔器250用作流体和压力密封件。封隔器250也可用于在注入井110中支撑井下蒸汽发生器220的重量。如图2B所示，封隔器250包括有助于井下蒸汽发生器220的上部排气管245A与壳体205的内壁之间的密封的可膨胀部分268。一方面，可膨胀部分268保持下部容积255B中的压力(即，防止壳体205中的蒸汽／气体向上逃逸)并且最小化壳体205的上部容积255A与下部容积255B之间的泄漏。
在一些实施例中，可以从流体源258提供液体或者气体以使封隔器流体270A流向上部容积255A。封隔器流体270A可用于传导来自井下蒸汽发生器220的热量。封隔器流体270A还可以有助于最小化从储层115到上部容积255A的压力损失。在一个实施例中，封隔器流体270A可以是从配置在中央装置225上的端口272提供的流体或者气体。上部容积255A中所提供的液体或者气体可被加压到大于下部容积255B中的压力。当可通过井下蒸汽发生器220中的燃烧来对壳体205的一部分进行加热时，封隔器流体270A传导来自井下蒸汽发生器220的热量，这可以最小化包围壳体205的岩石和／或冻土层的热量。封隔器250也可以用于防止从内腔210的下部容积255B到上部容积255A的流体损失。封隔器250可提供有适于耐受使用井下蒸汽发生器220时所产生的温度的封隔器流体270A。在一个实施例中，封隔器流体270A是具有高沸点和高粘度的导热性液体。封隔器流体270A可以包括盐水、腐蚀性抑制剂、O2清除剂、抗细菌剂或者其组合，以及其它液体。封隔器流体270A可以包括盐水、腐蚀性抑制剂、溴化物、甲酸盐、卤化物、聚合物、O2清除剂、抗菌剂或者其组合，以及其它液体。此外，封隔器流体270A可以流入到255A中并从上部容积255A中流出(即，循环)。
流体源258可以有助于热交换以在流体流到上部容积255A中之前去除封隔器流体270A中的热量。在一个实施例中，在上部容积255A中可以使用双相封隔器流体。双相封隔器流体包括封隔器流体270A以及布置在封隔器流体270A上方的封隔器流体270B。封隔器流体270B可以是一种气体(诸如N2等)、惰性气体或者多种气体，或其组合。封隔器流体270B可以是布置在壳体205的上部中用以进行封隔器流体270A的沸点控制(即，防止沸腾)的气体层。封隔器流体270B可以从流体源258提供给上部容积255A。封隔器流体270B可以被加压到大于下部容积255B中的压力。闩锁280可以设置在井下蒸汽发生器220和可膨胀部分268之间。闩锁280可以是封隔器250和井下蒸汽发生器220的上部排气管245A之间的临时连接器。闩锁280可配备有剪切销以便在从注入井110移除井下蒸汽发生器220时断开井下蒸汽发生器220。
对上部容积255A进行过压(over-pressuring)可以用于防止液体或者气体从下部容积255B泄露到上部容积255A中。上部容积255A中所提供的液体或者气体可以在热传导的作用下，通过吸收井下蒸汽发生器220的一部分能量并且将该热量分散到井的、井下蒸汽发生器220上方的扩展容积中，来辅助冷却发生器装置的上半部分。该扩展的热传递可以降低与封隔器流体交界处的温度以便防止封隔器流体在暴露于井下蒸汽发生器使用时所生成的温度下时发生沸腾。上部容积255A所提供的气体可以是空气、N2、CO2、氦气(He)、氩气(Ar)、其它合适的冷却剂流体及其组合。此外，散热片256可以放置在井下蒸汽发生器220上方以便散发靠近井下蒸汽发生器220的上端的那部分壳体205的热能。散热片256可用于散发来自井下蒸汽发生器220和／或可与井下蒸汽发生器220热连通的支撑部件的热量。冷却剂和散热片256中的一者或两者用于使井下蒸汽发生器220的上端保持较低的温度。散热片256可以使用固体、液体或者气体的组合来降低井下蒸汽发生器220上方的任一装置的温度。EOR输送系统105还可以包括布置在中央装置225和井下蒸汽发生器220之间的块252。块252可以是一大片致密材料(诸如金属等)，其有助于使井下蒸汽发生器220降低到壳体205中。井下蒸汽发生器220还可以包括传感器封装270。传感器封装270可以包括耦合到井下蒸汽发生器220的一个或多个传感器，其包括EOR输送系统105的其他部分。传感器封装270可用于监测注入井110内的压力、流量、粘度、密度、倾斜度、取向、声音、流体(气体或液体)水平面和温度中的一者或组合，以便对井下蒸汽发生器220和／或EOR的输送系统105进行控制。
作为用于井下蒸汽发生器220的可替换性完成处理，可以使用一个或多个管柱来降低注入井110中的井下蒸汽发生器220。可以通过一个或多个管柱将燃料、氧化剂和水提供给井下蒸汽发生器220。单个信号发送装置(例如，电线或光纤等)可被耦合到井下蒸汽发生器220并且被降低到注入井110内，以便对井下蒸汽发生器220进行控制。一方面，可以只使用两个管柱。一个管柱可用于燃料并且一个管柱可用于氧化剂。可以将水提供给注入井110的、井下蒸汽发生器220上方的内腔210。水可按规定的路线提供给燃烧室235，用以产生提供给储层115的蒸汽。
图3A是图2的井下蒸汽发生器220的中央装置225的剖视图。中央装置225包括由刚性或半刚性材料制成的圆柱体300。中央装置225可以由具有利于支撑井下蒸汽发生器220的物理性质的金属材料或塑性材料制成。材料的示例包括钢、不锈钢、轻金属材料(诸如钛、铝等)以及聚合物或塑料(诸如聚醚醚酮(PEEK)、聚氯乙烯(PVC)等)等。圆柱体300包括用于将流体和信号从地面源传递到井下蒸汽发生器220的多个导管(如图2所示)。体300包括中心导管305和多个外围导管310-335。外围管道310-335的任何组合可选择性地与中心导管305结合以使流体流向井下蒸汽发生器220和／或在井下蒸汽发生器220周围流动(即，流向下部容积255B)以便输送到储层115。此外，除了使流体流向井下蒸汽发生器220之外，中心导管305和外围导管310-335的一个或者多个还可用作为强度构件以用于在注入井110中支撑井下蒸汽发生器220。
中心导管305可用于使空气、富氧空气、氧气、二氧化碳、氮气或其组合流向井下蒸汽发生器220。中心导管305可用于将氧化剂供应给燃烧器头组件230以辅助井下蒸汽发生器220中的燃烧和／或气化反应。此外，中心导管305可以供应超过井下蒸汽发生器220中的燃烧反应所需的摩尔量的氧化性气体。在这种方式下，氧化性气体(诸如空气等)、富氧空气(氧含量为约35％的空气)、95％的纯氧，及其组合。第一导管310可用于使燃气或者液体流向燃烧器头组件230。供应给燃烧器头组件230的燃料可以包括天然气、合成气、氢气、汽油、柴油、煤油或其它类似燃料。第二导管325可用于使水或饱和蒸汽流向井下蒸汽发生器220的蒸发室240。第三导管320和第四导管325可用于使降粘气体(诸如CO2、N2、O2、H2或其组合等)流向井下蒸汽发生器220和／或内腔210的下部容积255B。第五导管330可用于使颗粒流向井下蒸汽发生器220和／或内腔210的下部容积255B。颗粒可以包括催化剂(诸如纳米催化剂等)、微生物或其它颗粒和／或降粘元素。一个或多个控制导管335可设置在体300上以用于控制点火器(未示出)的电气信号和／或控制井下蒸汽发生器220内的流体流动的阀(未示出)。控制导管335可以是电线、光纤或有助于地面和井下蒸汽发生器220之间的信号通信的其它信号承载介质。传感器340也可以设置在体300内或体300上。传感器340可用于监测压力、流量、粘度、密度、倾斜度、取向、声音、流体(气体或液体)水平面和温度的一个或组合。例如，传感器340可用于确定壳体205内的温度、壳体205内的压力、深度测量值以及其组合。中央设备225可以是如图2所示的连续刚性或半刚性(即，柔性)支撑构件，或者包括如图3所示的多个模块化部分。模块化部分可以通过可包括电缆的一个或多个强度构件345耦合。在中央装置225包括两个或两个以上模块化部分的实施例中，中心导管305和外围管道310-335可以包含柔性导管350(诸如管道或软管等)以将流体输送给井下蒸汽发生器220和／或给内腔210的上部容积255B。在替代性实施例中，任一流体导管和／或控制导管可以在地面与井下蒸汽发生器220之间单独耦合，而不是被捆绑在中央装置225内。
井下蒸汽发生器220的尺寸可被设计为安装在任一典型的开采壳体和／或衬套内。井下蒸汽发生器220可被设计为配合约5-1／2英寸、约7英寸、约7-5／8英寸和约9-5／8英寸的尺寸或更大的壳体直径。井下蒸汽发生器220总长度可以为约8英尺。在一个实施例中，井下蒸汽发生器220的直径可以为约5.75英寸。井下蒸汽发生器220可以与尺寸为约7英寸至约7-5／8英寸，至约9-5／8英寸的封隔器250兼容。井下蒸汽发生器220可以由碳钢或耐腐蚀材料(诸如不锈钢、镍、钛、其组合及其合金等)以及其他耐腐蚀合金(CRA's)制成。井下蒸汽发生器220和中央装置225可用在倾斜角为约20度到45度的壳体中。然而，中央装置225的模块化方面以及井下蒸汽发生器220的紧凑尺寸使得能够在壳体中以任意倾斜角度使用EOR输送系统105。
图4是描述可与图2的EOR输送系统105一起使用的安装／完成处理400的一个实施例的流程图。处理400开始于步骤410，该步骤包括在与一个或多个开采井邻接的储层中钻探注入井。步骤420包括在注入井的井孔中安装壳体。壳体的安装可以包括胶固井孔。壳体的安装还可以包括对壳体进行穿孔。针对壳体的多个选项和／或胶固可用来提高注入井的寿命。壳体可以包括两种类型的壳体：由耐腐蚀合金(CRA's)构成的壳体和没有任何耐腐蚀性能的碳钢壳体。下面将对这些选项进行解释，并且当随后在壳体中安装井下蒸汽发生器220时，这些选项取决于封隔器的位置(即，深度)。
作为一个选项，碳钢壳体可用于整个井孔，其中在高温胶接剂中胶固靠近封隔器的深度位置以及其下游位置的那部分壳体。由于碳钢壳体相对于CRA壳体的成本，所以该选项可能是最便宜的。由于碳钢壳体长期暴露在封隔器下方的腐蚀环境中可能会导致井孔过早失效，所以当估计完成处理较短(小于约2-3年)时可以使用该选项。
作为另一个选项，可以从地面到距封隔器的深度稍上游的位置使用碳钢壳体，并且可以该位置到井孔的底部使用CRA壳体。可以在高温胶接剂中胶固靠近封隔器位置以及其下游位置的那部分壳体。该选项可能只需要约两节(长度)CRA壳体并且剩下的部分为碳钢壳体。由于暴露在封隔器下方的腐蚀环境中的那部分壳体免受腐蚀的侵害，所以该选项可以为井孔提供更长的使用寿命。因为井孔的大部分由碳钢壳体构成，所以该选项也可以节约成本。
另一个选项包括从地面到封隔器的深度稍上游的位置利用碳钢壳体，并且从该位置到井孔的底部位置使用碳钢壳体(在该碳钢壳体的内径上涂覆有CRA)。可以在高温胶接剂中胶固靠近封隔器位置以及其下游位置的那部分CRA涂层碳钢壳体。由于CRA涂层可以保护暴露在封隔器下方的腐蚀环境中的那部分壳体免受腐蚀，所以该选项可以为井孔提供更长的使用寿命。因为井孔整体由这样的碳钢壳体组成，该碳钢壳体在靠近封隔器和封隔器下方的那部分具有CRA涂层，所以该选项也可以节约成本。
步骤430包括在壳体中布置井下蒸汽发生器。步骤430可以包括多个运行插件。第一运行插件可以由在井孔中布置封隔器组成。可以对封隔器进行设置和制动以便分隔壳体的内腔210。第二运行插件可以由在封隔器的上方孔中布置井下蒸汽发生器。在该步骤中，中央装置将被附装到井下蒸汽发生器，这有助于井下蒸汽发生器的支撑和布置。井下蒸汽发生器可以包括蒸发室240下游的部分尾管(图2所示)，该部分尾管可以耦合到封隔器的上游部分并且与封隔器的上游部分形成密封件。该密封件被构造为尾管和封隔器之间的半永久性耦合。
步骤440包括操作井下蒸汽发生器以便降低储层中碳氢化合物的粘度。在一种操作模式中，在井下蒸汽发生器220发生或者不发生燃烧反应的情况下，井下蒸汽发生器220通过生成蒸汽、产生热排气和／或注入流体来向储层提供热量和压力。例如，可以通过在井下蒸汽发生器220中生成蒸汽来提供热量。在一种操作模式中，蒸汽以及排气流向储层。在另一个实例中，可以在不产生蒸汽的情况下，通过在井下蒸汽发生器220内燃烧燃料来提供热量。该模式产生对储层进行加热的排气。也可以利用排气来对储层进行加压。加压还可以包括使注入剂(诸如H2、N2和／或CO2等)以及微生物颗粒、酶、催化剂、支撑剂、标识物、示踪物、皂类、兴奋剂、冲洗剂、纳米颗粒(包括纳米催化剂)、化学剂或其组合流向储层。在一个操作实例中，可以在井下蒸汽发生器220产生或者不产生蒸汽和／或废弃物的情况下提供注入剂。可选择性的步骤435可以包括在封隔器上方的壳体中填充流体以便在封隔器上方的环状壳体中进行热绝缘和／或保持压力。可以使用过量气体进行额外的压力控制。
当步骤440中的操作经过一段时间后，井下蒸汽发生器和／或封隔器可能需要整修。目标整修时间可以为使用EOR输送系统105后的约三年。在这段时间之后，储层中的碳氢化合物的产量可能下降。如果产量下降到未盈利的临界值，那么如步骤450所示，终止EOR处理并且封锁储层。如果产量高于临界产量，那么步骤前进到步骤460，该步骤包括整修EOR输送系统105。整修可以包括将井下蒸汽发生器从井孔中拉出、检查以及更换发生器的磨损零件。在该步骤中，需要时，也可以检查并且整修／更换封隔器。一旦井下蒸汽发生器和／或封隔器经过检修，处理将会重复步骤430和440。
图5是利用本文所述的EOR输送系统105的实施例的EOR作业500的正视图。EOR作业500包括第一地面设施505和第二地面设施510，该第一地面设施包括EOR输送系统105。第一地面设施505包括与储层115连通的注入井110。第二地面设施510包括与储层115连通的第一开采井120和第二开采井507。第二地面设施510还包括相关的生产支持系统，诸如净化设备515和存储设施520等。第一地面设施505可以包括与注入井110的井头200选择性地流体连通的压缩气体源530、燃料源535和蒸汽前体源源540。第一地面设施505还可以包括与井头200选择性地连通的降粘源545。
使用时，可以在按照图4所述的安装／完成处理400对注入井110进行钻探以及将井下蒸汽发生器220布置在注入井110的井孔中后，再开始EOR作业500。由燃料源535通过导管550向井下蒸汽发生器220提供燃料。由蒸汽前体源540通过导管555向井下蒸汽发生器220提供水。可以从压缩气体源530通过导管542将氧化剂(诸如空气等)、富氧空气(含有约35％的氧)、95％的纯氧、氧与二氧化碳和／或氧气与其它惰性稀释剂提供给井头200。压缩气体源530可以包括氧气发生器(例如，一种或多种液态氧储罐和气化装置)和一个或多个压缩机。
燃料源535和／或蒸汽前体源540可以是在EOR处理期间根据需要装满的独立储罐。此外，燃料源535和／或蒸汽前体源540可以利用原位流体，诸如循环水和来自从储层115所采出的油的可燃流体。例如，从开采井120所采收的油可以在分离单元经受分离处理以从所采收的油中去除水和其他流体。可以将所采收的油提供给第一地面设施560A，在此处所采收的油被处理并且通过导管555流向井头200。对过量的水进行分流并且将其储存在蒸汽前体源540中直至需要。同样地，可以将从开采井120中所采收的油提供给第二地面设施560B。第二地面设施560B可用于分离流体，诸如可用作燃料(例如，氢气、天然气、合成气)的气体或液体等。第二处理设施560B也可被配备成将油分离成汽油或者柴油的馏分以便用作井下蒸汽发生器220中的燃料。所循环的燃料流体可以通过导管555流向井头200。可以对过量的燃料流体进行分流并且将其储存在燃料源535中直至需要。
降粘源545可以经过井头200并通过导管565将注入剂(诸如降粘气体(例如，N2、CO2、O2、H2)等)、颗粒(例如，纳米颗粒，微生物)以及其他液体或者气体(例如，腐蚀抑制流体)输送给井下蒸汽发生器220。降粘源545可以是在EOR处理期间根据需要填满的入口管和／或独立储罐。此外，可以使用从开采井120中所采收的油的循环材料来填充和／或填满降粘源545。例如，第二地面设施560B可被配置成从所采收的油中分离气体(例如，降粘气体)和／或颗粒。所采收的气体和／或颗粒可以通过导管565流向井头200。可以队过量的气体和／或颗粒进行分流并且将其储存在降粘源545中直至需要。
虽然未示出，第二开采井507可以与第二地面设施510连通或者具有自己的生产支持系统。第一处理设施505所利用的任何循环材料可以由开采井120和507中的一个或者两个所采收的油提供。
图5还示出了由本文所述的EOR输送系统105所提供的储层管理系统的另一个实施例。从与开采井120和507相邻的储层115的一侧开始，570A区包括一定体积的可流动、降粘碳氢化合物。降粘碳氢化合物是570B区中的降粘气体与区570C内的高质量蒸汽的产物。在一个实施例中，区570B包括一定体积的气体(诸如N2、O2、H2和／或CO2等)，该气体与被来自570C区的蒸汽进行加热的油混合。区570C内的蒸汽前缘由高质量蒸汽(例如，高达80％的质量)组成并且包括约100℃到约300℃或者更高的温度。与蒸汽前缘相邻的是区570D，其包括残油氧化前缘。区570D包括残油和过量氧气。
利用本文所述的EOR输送系统105的EOR作业500实现了各种不同的储层机制。此外，EOR输送系统105可被构造为允许在多种储层类型中运用EOR处理并且能够比地面蒸汽多采收约30％到约100％的油。一种机制包括图1所述的高压处理。另一种机制包括图5的实施例，在该机制中，利用残油氧化物和降粘气体以及原位产生的蒸汽来增强碳氢化合物的流动性以便其被多个开采井采收。残油氧化物与高质量蒸汽以及剩余氧气相结合使得蒸汽前缘更大、更稳定，同时控制了氧气突破。另一种机制提供了在蒸汽辅助重力泄油应用中使用EOR输送系统105，如图6所述。
图6是利用本文所述的EOR输送系统105的实施例的EOR作业600的等轴视图。EOR作业600包括第一地面设施505，该第一地面设施包括EOR输送系统105。EOR作业600还包括第二地面设施510。尽管处于不同的布局，但是第一地面设施505和第二地面设施510可类似于图5所示的实施例。EOR作业600还包括与储层115连通的注入井110和与储层115连通的第一开采井120。注入井110和开采井120各自具有水平取向的井孔并且开采井120的水平部分布置在注入井110下方。图5的第一地面设施505和第二地面设施510的系统和子系统可以进行类似的操作，并且为了简洁起见，不再进行描述。
使用时，根据图4所述的安装／完成处理400，可以在钻探注入井110并且将井下蒸汽发生器220布置在注入井110的井孔中后，再开始EOR作业600。为了在储层115中产生蒸汽前缘605，参照图5的EOR作业500所述，从源／导管向井下蒸汽发生器220提供燃料、水和氧化剂。同样地，可以将降粘气体和／或颗粒提供给井下蒸汽发生器220。降粘气体和／或颗粒可以与蒸汽前缘605一起散布在储层115中(阴影区域610所示)。降粘气体和／或颗粒降低了碳氢化合物的粘度并且蒸汽前缘605加热了储层115以便通过开采井120采收调动油615。
图7是可与本文所述的EOR输送系统105一起使用的EOR基础设施700的一个实施例的示意性图示。基础设施700可用来利用蒸汽和CO2(以及其他降粘气体)来从储层115中采出碳氢化合物702。在EOR输送系统105开始处理时，可以将来自水源704的水提供给位于储层115中或者储层115附近的井下蒸汽发生器220。水源704可以是储罐和／或水井。可以分别将燃气、氧化性气体和CO2从源706、708和710提供给井下蒸汽发生器220。水转换成用于储层115的蒸汽，作为井下蒸汽发生器220中的燃烧或者气化产物。CO2也可以被释放到储层115中作为燃烧产物。蒸汽和CO2为储层115中的碳氢化合物702提供增强流以便采出通过开采井120的油。
所采收的油从开采井120流向初级分离单元712。初级分离单元712对该油进行处理以便分离气体和液体。使气体流向脱水单元714并且使液体流向液体分离单元716。液体分离单元716从初级分离单元712所提供的液体中分离出水，并且脱水单元714从初级分离单元712所提供的气体中去除水分。然后可以使气体流向第一处理单元718，此处可以从气体中去除大量N2。此外，可以使气体流向第二处理单元720，此处可以从气体中去除CO2和／或N2。在基础设施单元714、第一气体处理单元718和／或第二气体处理单元720的一个或者多个中的处理后，可以生产燃气。燃气可以包括约220英国热量单位(BTU's)到约300BTU's或者更高例如约260BTU's的能量。可以直接使用、销售该燃气或者将其存放在存储设施722中随后进行销售。在一个实施例中，将一部分燃气提供给井下蒸汽发生器220以助于产生蒸汽。在利用了第一气体处理单元718和第二气体处理单元720的一个或者两者的实施例中，可以将分离气体(诸如N2和／或CO2等)提供给EOR输送系统105。分离气体可以包括含硫气体(例如，含有大量硫化氢(H2S)的气体)、酸性气体(例如，包含大量酸性气体(诸如CO2和／或H2S等)的气体)。此外，可以将剩余的分离气体(诸如CO2等)存放在存储设施726中并且随后进行销售或者将其输出到相邻的油田以便注入到另一个EOR处理中。再次参考液体分离单元716，可以将所采收的油存放在存储设施728中并且随后进行销售。此外，如果储层115与管道系统流体连通，可以将输入的油重新注入到储层115中。所注入的油可以用作为从充当储层115的开采井中所采出的流体的稀释剂。从油中所采收的水可以循环利用并且可被提供给对水进行过滤、脱砂以及处理的水处理单元730。将处理过的水提供给井下蒸汽发生器220以便生成蒸汽，同时处理掉不合适的水以及过滤杂物。
图8是可以与本文所述的EOR输送系统105一起使用的EOR基础设施800的另一个实施例的示意性图示。基础设施800可用来利用蒸汽和N2(以及其他降粘气体)来从储层115中采出碳氢化合物702。EOR基础设施800可单独使用或者可与图7所示的EOR基础设施700结合使用。EOR基础设施800包括可类似于图7中所述的EOR基础设施700的元件和处理，并且为了简洁起见，将不再进行描述。然而，一些处理可以是不同的，例如气体处理单元720可被配备成在排出气体之前对所采出的气体进行处理和焚烧。
在图7中所述的EOR输送系统105操作期间，从储层115中采出油并使所采收的油流向初级分离单元712。如图7所述，初级分离单元712对该油进行处理以便使气体和液体分离。使气体流向脱水单元714并且使液体流向液体分离单元716。在液体分离单元716中使水与油分离并且使所采收的油如图7所述的那样流动。水也如图7所述的那样循环利用。当在脱水单元714中对气体进行脱水后，可以使气体流向从气体中去除H2S的第一气体处理单元805。然后使H2S流向处理／存储设施810，在该设施中，H2S形成固体硫磺。可以烧并排出残余的气体。
尽管上面的描述针对本发明的实施例，但是可以在未脱离本发明的范围的条件下实施本发明的其他以及进一步的实施例，并且本发明的范围由所附的权利要求书来决定。

Claims (26)

1.一种用于从地下储层采收碳氢化合物的方法，所述方法包括以下步骤：
钻探与储层连通的注入井，所述储层具有与所述储层连通的一个或多个开采井；
在所述注入井中安装壳体；
胶固所述壳体；
对所述壳体进行穿孔；
在所述壳体中布置井下蒸汽发生器；
在所述壳体中布置封装器以将所述壳体流体地分隔成上部容积和下部容积，其中，所述井下蒸汽发生器布置在所述壳体的所述上部容积内；
使燃料、氧化剂和水流向所述井下蒸汽发生器以在所述储层中间歇地产生排气；
使注入剂流向所述储层；以及
通过所述一个或多个开采井生产碳氢化合物。
2.根据权利要求1所述的方法，还包括：
在所述壳体的所述上部容积中配置封装器流体。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述封装器流体包括气体和液体。
4.根据权利要求2所述的方法，还包括：
使所述封装器流体在地面和所述壳体之间循环。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述壳体包括耐腐蚀性合金壳体。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述耐腐蚀性合金壳体布置在所述井下蒸汽发生器下方。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，所述注入剂包括降粘气体、纳米颗粒和微生物中的一者或组合。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，当所述井下蒸汽发生器产生所述排气时，所述注入剂流向所述储层。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，所述排气包括蒸汽。
10.根据权利要求7所述的方法，其中，当所述井下蒸汽发生器未产生所述排气时，所述注入剂流向所述储层。
11.一种包括用于采收碳氢化合物的地面设施的系统，所述系统包括：
至少一个开采井和注入井，其与地下储层连通，所述至少一个开采井和所述注入井的各者具有延伸到所述地下储层中的井头和井孔；
第一气体源和第二气体源，其与所述注入井邻接布置并且耦合到所述注入井的所述井头的地面侧并且与所述注入井的所述井孔的内腔选择性流体连通；以及
燃料源和水源，其与所述注入井邻接布置并且耦合到所述注入井的所述井头的所述地面侧并且与配置在所述注入井的所述井孔的所述内腔中的井下蒸汽发生器选择性流体连通，其中，所述井下蒸汽发生器耦合到中央装置，所述中央装置具有多个导管，用以将流体输送给所述井下蒸汽发生器并且在所述注入井的所述井头与所述井下蒸汽发生器之间传输信号，并且其中，所述井下蒸汽发生器通过可释放闩锁机构耦合到封隔器。
12.根据权利要求11所述的系统，其中，所述第一气体源包括降粘气体。
13.根据权利要求12所述的系统，其中，所述降粘气体包括二氧化碳、氮气、氧气、氢气及其组合。
14.根据权利要求12所述的系统，其中，所述第二气体源包括被压缩的氧化剂。
15.根据权利要求11所述的系统，还包括：
与所述开采井和所述注入井流体连通的分离单元。
16.根据权利要求15所述的系统，其中，所述分离单元从通过开采井所采收的碳氢化合物中分离出第一气体，并且将所述第一气体提供给所述第一气体源。
17.根据权利要求16所述的系统，其中，所述第一气体包括降粘气体。
18.根据权利要求15所述的系统，其中，所述分离单元从通过所述开采井所采收的碳氢化合物中分离出水，并且将所述水提供给所述水源。
19.根据权利要求11所述的系统，其中，所述燃料源包括从通过所述开采井所采收的碳氢化合物中产生的可燃气体。
20.根据权利要求11所述的系统，还包括：
连接/断开装置，其构造成有助于所述中央装置与所述井下蒸汽发生器之间的一个或多个连接。
21.一种包括用于采收碳氢化合物的地面设施的系统，所述系统包括：
注入井，其与延伸到地下储层中的至少一个开采井邻接；
气体源，其布置在与所述注入井邻接的地面上；
燃料源和水源，其与布置在所述注入井内的封隔器上方的燃烧器组件流体连通；
中央装置，其具有用于将流体输送给所述燃烧器组件的多个导管和在所述地面与所述燃烧器组件之间传输信号的控制导管；
分离单元，其与所述开采井以及所述燃料源和所述水源的一个或组合流体连通，以从流经所述开采井的流体去除气体或水的一者并且使所述气体或所述水流向所述燃料源或所述水源；以及
闩锁机构，其配置在所述封隔器与所述燃烧器组件之间并被构造成使所述燃烧器组件与所述封隔器断开。
22.根据权利要求21所述的系统，其中，所述分离单元从通过所述开采井所采收的碳氢化合物分离气体。
23.根据权利要求22所述的系统，其中，所述气体包括降粘气体。
24.根据权利要求22所述的系统，其中，所述气体包括燃料气体。
25.根据权利要求21所述的系统，其中，所述分离单元从通过所述开采井所采收的碳氢化合物中分离水。
26.根据权利要求21所述的系统，还包括：
连接/断开装置，其构造成有助于所述中央装置与所述燃烧器组件之间的一个或多个连接。
CN201280037255.4A 2011-07-27 2012-07-27 用于采收碳氢化合物的设备和方法 Active CN103717831B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161512085P 2011-07-27 2011-07-27
US61/512,085 2011-07-27
PCT/US2012/048688 WO2013016685A1 (en) 2011-07-27 2012-07-27 Apparatus and methods for recovery of hydrocarbons

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103717831A CN103717831A (zh) 2014-04-09
CN103717831B true CN103717831B (zh) 2017-05-03

Family

ID=47601569

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280037255.4A Active CN103717831B (zh) 2011-07-27 2012-07-27 用于采收碳氢化合物的设备和方法

Country Status (7)

Country Link
US (2) US8733437B2 (zh)
CN (1) CN103717831B (zh)
BR (1) BR112014001876A2 (zh)
CA (1) CA2842365C (zh)
MX (1) MX354032B (zh)
RU (1) RU2578232C2 (zh)
WO (1) WO2013016685A1 (zh)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9683428B2 (en) 2012-04-13 2017-06-20 Enservco Corporation System and method for providing heated water for well related activities
US8967274B2 (en) * 2012-06-28 2015-03-03 Jasim Saleh Al-Azzawi Self-priming pump
WO2014110268A1 (en) * 2013-01-09 2014-07-17 Cidra Corporate Services Inc. Smart pipe concept based on embedded taggant-sensor and/or color-encoded elements to monitor liner wear in lined pipelines, including urethane lined pipe
WO2014149326A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-25 World Energy Systems Incorporated Downhole steam generator control system
US9388667B2 (en) * 2013-06-21 2016-07-12 Chevron U.S.A. Inc. Heating production fluids in a wellbore
CN103573232B (zh) * 2013-11-01 2019-06-18 栾天 蒸汽二次增温增压直喷装置
CN103573236B (zh) * 2013-11-01 2018-08-14 栾云 水蒸汽增温增压直喷驱油装置
US10273790B2 (en) 2014-01-14 2019-04-30 Precision Combustion, Inc. System and method of producing oil
US20150330158A1 (en) * 2014-05-19 2015-11-19 Crescent Point Energy Corp. Apparatuses, systems, and methods for injecting fluids into a subterranean formation
CN104295276B (zh) * 2014-07-29 2016-07-06 太原理工大学 一种提高煤层气采收率的方法
US10767859B2 (en) 2014-08-19 2020-09-08 Adler Hot Oil Service, LLC Wellhead gas heater
US10138711B2 (en) 2014-08-19 2018-11-27 Adler Hot Oil Service, LLC Wellhead gas heater
US20160076348A1 (en) * 2014-09-12 2016-03-17 Baker Hughes Incorporated Methods of increasing a thermal conductivity and transferring heat within a subterranean formation, and methods of extracting hydrocarbons from the subterranean formation
CN104533365B (zh) * 2014-12-22 2017-01-11 中国石油大学(北京) 一种利用石蜡介质开采油砂的方法
CA2975611C (en) * 2015-02-07 2019-09-17 World Energy Systems Incorporated Stimulation of light tight shale oil formations
US9982205B2 (en) * 2015-08-03 2018-05-29 Craig Pichach Subterranean gasification system and method
US10323200B2 (en) 2016-04-12 2019-06-18 Enservco Corporation System and method for providing separation of natural gas from oil and gas well fluids
US11021943B2 (en) * 2016-08-24 2021-06-01 Zhongwei (Sha Ghai) Energy Technology Co. Ltd Ignition device for underground coal gasification process, and applications thereof
US10465651B2 (en) * 2016-11-28 2019-11-05 Disposal Power Systems Inc Well-bore generator
US11091687B2 (en) 2017-09-13 2021-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of improving conformance applications
US10502041B2 (en) 2018-02-12 2019-12-10 Eagle Technology, Llc Method for operating RF source and related hydrocarbon resource recovery systems
US10151187B1 (en) 2018-02-12 2018-12-11 Eagle Technology, Llc Hydrocarbon resource recovery system with transverse solvent injectors and related methods
US10767459B2 (en) 2018-02-12 2020-09-08 Eagle Technology, Llc Hydrocarbon resource recovery system and component with pressure housing and related methods
US10577905B2 (en) 2018-02-12 2020-03-03 Eagle Technology, Llc Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with latching inner conductor and related methods
US10577906B2 (en) 2018-02-12 2020-03-03 Eagle Technology, Llc Hydrocarbon resource recovery system and RF antenna assembly with thermal expansion device and related methods
AU2019427102B2 (en) 2019-01-29 2023-03-02 Aarbakke Innovation As Heat transfer prevention method for wellbore heating system
RU2728295C1 (ru) * 2020-02-20 2020-07-29 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину
WO2022037751A1 (en) * 2020-08-17 2022-02-24 Leonid Surguchev Downhole electric steam generator with heating elements
US11624733B2 (en) * 2021-04-12 2023-04-11 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Fast in-field chromatography system and method using isotope measurements
US11525347B2 (en) 2021-04-28 2022-12-13 Saudi Arabian Oil Company Method and system for downhole steam generation using laser energy
US12104465B2 (en) * 2021-08-05 2024-10-01 Cenovus Energy Inc. Method for carbon dioxide or hydrogen sulfide sequestration in a subterranean reservoir via pumping using sorbent particles in a carrier gas

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4400209A (en) 1981-06-10 1983-08-23 Sumitomo Metal Industries, Ltd. Alloy for making high strength deep well casing and tubing having improved resistance to stress-corrosion cracking
US4574886A (en) * 1984-01-23 1986-03-11 Mobil Oil Corporation Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator and anti clay-swelling agent
US4597441A (en) 1984-05-25 1986-07-01 World Energy Systems, Inc. Recovery of oil by in situ hydrogenation
US4706751A (en) * 1986-01-31 1987-11-17 S-Cal Research Corp. Heavy oil recovery process
SU1673780A1 (ru) * 1988-06-20 1991-08-30 Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" Парогенератор
US6016868A (en) * 1998-06-24 2000-01-25 World Energy Systems, Incorporated Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking
US7051811B2 (en) * 2001-04-24 2006-05-30 Shell Oil Company In situ thermal processing through an open wellbore in an oil shale formation
GB0123409D0 (en) 2001-09-28 2001-11-21 Atkinson Stephen Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates
WO2003036037A2 (en) * 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation
US7640987B2 (en) * 2005-08-17 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Communicating fluids with a heated-fluid generation system
US8091625B2 (en) * 2006-02-21 2012-01-10 World Energy Systems Incorporated Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide
US7770646B2 (en) * 2006-10-09 2010-08-10 World Energy Systems, Inc. System, method and apparatus for hydrogen-oxygen burner in downhole steam generator
US7832482B2 (en) * 2006-10-10 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Producing resources using steam injection
US7699104B2 (en) * 2007-05-23 2010-04-20 Maoz Betzer Tsilevich Integrated system and method for steam-assisted gravity drainage (SAGD)-heavy oil production using low quality fuel and low quality water
US7909094B2 (en) 2007-07-06 2011-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Oscillating fluid flow in a wellbore
US8091636B2 (en) 2008-04-30 2012-01-10 World Energy Systems Incorporated Method for increasing the recovery of hydrocarbons
US8333239B2 (en) * 2009-01-16 2012-12-18 Resource Innovations Inc. Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery
MX2012010413A (es) 2010-03-08 2013-04-11 World Energy Systems Inc Un generador de vapor situado en el fondo de la perforacion y metodo de uso.
US8899327B2 (en) 2010-06-02 2014-12-02 World Energy Systems Incorporated Method for recovering hydrocarbons using cold heavy oil production with sand (CHOPS) and downhole steam generation

Also Published As

Publication number Publication date
US8733437B2 (en) 2014-05-27
US20130180708A1 (en) 2013-07-18
CA2842365C (en) 2016-07-05
MX354032B (es) 2018-02-08
WO2013016685A1 (en) 2013-01-31
MX2014001022A (es) 2015-11-16
BR112014001876A2 (pt) 2017-06-13
RU2014107485A (ru) 2015-09-10
CN103717831A (zh) 2014-04-09
US9540916B2 (en) 2017-01-10
CA2842365A1 (en) 2013-01-31
RU2578232C2 (ru) 2016-03-27
US20140332201A1 (en) 2014-11-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103717831B (zh) 用于采收碳氢化合物的设备和方法
US8789591B2 (en) Method and apparatus to release energy in a well
US20080078552A1 (en) Method of heating hydrocarbons
US9725999B2 (en) System and methods for steam generation and recovery of hydrocarbons
RU2537712C2 (ru) Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой
US6679326B2 (en) Pro-ecological mining system
CN103221632B (zh) 利用二氧化碳开采地层沉积物的方法
US8312928B2 (en) Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands
CN102425399B (zh) 油页岩开采方法
CN101300401A (zh) 用于通过现场转化工艺生产流体的方法及系统
CN102947539A (zh) 传导对流回流干馏方法
CN102493795A (zh) 液化氮气在油气层内气化压裂方法
US20160084060A1 (en) Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation
JP2009046825A (ja) 重質油の採掘方法及び装置
US20130098607A1 (en) Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection
US10041340B2 (en) Recovery from a hydrocarbon reservoir by conducting an exothermic reaction to produce a solvent and injecting the solvent into a hydrocarbon reservoir
US20110198083A1 (en) Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands
US8312927B2 (en) Apparatus and methods for adjusting operational parameters to recover hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands
US20170247994A1 (en) Thermally Assisted Oil Production Wells
RU2579061C1 (ru) Способ шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой (битумной) нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления
AU7160900A (en) Process for production of methane and other hydrocarbons from coal
CA2642078A1 (en) Method of heating hydrocarbons
CA2662544A1 (en) Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant