EA023605B1

EA023605B1 - Improvements in hydrocarbon recovery

Info

Publication number: EA023605B1
Application number: EA201290778A
Authority: EA
Inventors: Ховард Окре; Рекс Ман Синг Ват; Видар Матисен; Бьёрнар Вешвикк
Original assignee: Статойл Петролеум Ас
Priority date: 2010-02-12
Filing date: 2011-01-19
Publication date: 2016-06-30
Also published as: EA201290778A1; CA2692939C; WO2011098328A3; MX339348B; US20130000883A1; WO2011098328A2; EP2534336B1; CN102892974A; EP2534336A2; MX2012009325A; CN102892974B; CA2692939A1

Abstract

In the invention a thermal hydrocarbon recovery apparatus comprises a plurality of steam injector tubes each provided with a plurality of injector autonomous inflow control devices, AICDs, spaced apart from each other along the length of each steam injector tube; a plurality of production tubes each provided with a plurality of production autonomous inflow control devices, AICDs, spaced apart from each other along the length of each production tube; wherein said injector AICDs are arranged to inject steam into a geological formation so as to reduce the viscosity of hydrocarbons in the formation; and wherein said production AICDs are arranged to permit the flow of heated hydrocarbons into said production tubes for movement to the surface.

Description

(57) В изобретении устройство для термической добычи углеводородов содержит множество паронагнетательных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством нагнетательных автономных регуляторов притока, размещенных на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого паронагнетательного трубопровода, множество продуктивных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством автономных продуктивных регуляторов притока, размещенных на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого продуктивного трубопровода, причем нагнетательные автономные регуляторы притока предназначены для нагнетания пара в геологический пласт для снижения вязкости углеводородов в пласте, и продуктивные автономные регуляторы притока предназначены для обеспечения течения нагретых углеводородов в продуктивные трубопроводы для перемещения на поверхность.(57) In the invention, a device for the thermal production of hydrocarbons comprises a plurality of steam injection pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous inflow flow regulators located at a distance from each other along the length of each steam injection pipeline, a plurality of productive pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous productive flow regulators placed at a distance from each other along the length of each productive pipeline, and injection autonomy mnye inflow regulators are designed for steam injection in a geological formation in order to reduce the viscosity of hydrocarbons in the formation, and productive autonomous inflow regulators are designed to provide heated hydrocarbon flow in production tubing to move the surface.

Настоящее изобретение относится к устройству и способу для термической добычи углеводородов из пласта. В частности, но не исключительно, изобретение относится к термической добыче углеводородов нагнетанием пара.The present invention relates to an apparatus and method for thermally producing hydrocarbons from a formation. In particular, but not exclusively, the invention relates to the thermal production of hydrocarbons by steam injection.

В разных местах по всему миру известны значительные запасы углеводородов, присутствующие под поверхностью Земли в нефтеносных или битуминозных песках. Углеводороды, находящиеся в этих условиях, принимают форму битума или тяжелой сырой нефти, которая является особенно плотной и вязкой, и естественным образом не течет. В геологических условиях, где присутствуют легкие углеводороды, в углеводородсодержащий пласт может быть пробурена скважина, и углеводороды, такие как нефть и газ, будут легко вытекать из углеводородсодержащего геологического пласта через буровую скважину на поверхность Земли благодаря более высоким давлениям в пласте по сравнению с поверхностью Земли.Significant hydrocarbon reserves are known in various places around the world that are present beneath the Earth’s surface in oil or tar sands. The hydrocarbons under these conditions take the form of bitumen or heavy crude oil, which is particularly dense and viscous, and does not naturally flow. In geological conditions where light hydrocarbons are present, a well may be drilled into the hydrocarbon containing formation, and hydrocarbons such as oil and gas will easily flow from the hydrocarbon containing geological formation through the borehole to the Earth’s surface due to higher formation pressures compared to the Earth’s surface .

Добыча вязкого битума и тяжелой сырой нефти является гораздо более трудной, хотя возможно выполнять это с использованием способов термической добычи углеводородов. Ключевой принцип термической добычи заключается в нагревании нефтеносных песков так, чтобы битум или тяжелая сырая нефть становились достаточно вязкими для приобретения текучести, обеспечивая тем самым возможность извлечения их из пласта в их нагретом и текучем состоянии.The production of viscous bitumen and heavy crude oil is much more difficult, although it is possible to accomplish this using thermal hydrocarbon production methods. The key principle of thermal production is to heat the oil sands so that bitumen or heavy crude oil becomes viscous enough to acquire fluidity, thereby allowing them to be extracted from the formation in their heated and fluid state.

Для этого один способ содержит пробуривание скважины, затем нагнетание пара через ствол скважины в пласт для нагревания пласта и тяжелой нефти и извлечение нефти через ствол скважины на поверхность. Типично должны быть проведены несколько циклов нагревания и извлечения. В способе обычно используют одиночную буровую скважину как для нагнетания пара, так и для извлечения и выведения нефти на поверхность, и он известен как способ пароциклической обработки скважины.To this end, one method comprises drilling a well, then injecting steam through the wellbore into the formation to heat the formation and heavy oil and extracting oil through the wellbore to the surface. Typically, several heating and recovery cycles should be carried out. The method typically uses a single borehole both for injecting steam and for extracting and removing oil to the surface, and it is known as a method for steam cycling a well.

Еще одним известным способом термической добычи является метод парогравитационного дренажа. Этот способ основан на нагнетании пара в пласт, хотя для этого используют отдельные буровые скважины, при этом используют паронагнетательную скважину для закачки пара, и еще одну продуктивную скважину для извлечения или добычи нефти на поверхность. Обычно горизонтальные секции ствола паронагнетательной скважины и ствола продуктивной скважины прокладывают поблизости друг от друга спаренными, причем паронагнетательную скважину размещают выше продуктивной скважины.Another known method of thermal mining is the method of steam gravity drainage. This method is based on injection of steam into the formation, although separate boreholes are used for this, while a steam injection well is used to inject steam, and another production well is used to extract or produce oil to the surface. Typically, horizontal sections of a steam injection wellbore and a production wellbore are paired in close proximity to each other, wherein the steam injection well is positioned above the production well.

Когда пар нагнетают в пласт через ствол нагнетательной скважины, над стволом нагнетательной скважины и вокруг него образуется нагретая паром область пласта, известная как паровая камера. Это заставляет тяжелую нефть нагреваться и стекать вниз под действием силы тяжести в сторону ствола продуктивной скважины, которая была нагрета во время первоначальной циркуляции. Дренирование нефти позволяет пару подниматься вверх дальше через паровую камеру в сторону ее периферии, обеспечивая непрерывное расширение паровой камеры. После высвобождения своей тепловой энергии пар затем конденсируется и стекает вниз вместе с подвижной нефтью под действием силы тяжести в ствол нижележащей продуктивной скважины.When steam is injected into the formation through the injection wellbore, a region of the formation heated by steam, known as the steam chamber, is formed above and around the injection wellbore. This causes the heavy oil to heat up and drain down due to gravity to the side of the wellbore, which was heated during the initial circulation. Drainage of oil allows the steam to rise up further through the steam chamber towards its periphery, providing continuous expansion of the steam chamber. After the release of its thermal energy, the steam then condenses and flows down with the moving oil under the influence of gravity into the trunk of the underlying productive well.

Обычно стволы нагнетательной и продуктивной скважин включают горизонтальные секции, которые проходят приблизительно параллельно и горизонтально в геологическом пласте, и отстоят друг от друга на расстояние в несколько метров, причем ствол нагнетательной скважины размещают выше ствола продуктивной скважины, например, на расстоянии около 5 м.Typically, injection and production wells include horizontal sections that run approximately parallel and horizontally in the geological formation and are spaced several meters apart, with the injection wells being placed above the production well, for example, at a distance of about 5 m.

Хотя современный способ парогравитационного дренажа имеет преимущества в плане эффективности и величин нефтеотдачи, существует ряд проблем, связанных со способом парогравитационного дренажа, как применяемым в настоящее время. Например, могут оказаться затруднительными контроль прорыва пара в ствол продуктивной скважины и достижение точного распределения пара вдоль горизонтального участка ствола нагнетательной скважины, чтобы можно было сформировать оптимальную паровую камеру.Although the modern method of steam gravity drainage has advantages in terms of efficiency and oil recovery, there are a number of problems associated with the method of steam gravity drainage, as currently used. For example, it may be difficult to control steam breakthrough into a production wellbore and achieve accurate steam distribution along a horizontal portion of the injection wellbore so that an optimal steam chamber can be formed.

Для равномерного извлечения нефти через ствол продуктивной скважины обеспечивают то, чтобы слой, ловушка или отстойник из водного конденсата и добываемых углеводородов поддерживался вокруг ствола продуктивной скважины так, что пар из ствола нагнетательной скважины не мог замкнуться накоротко и прорваться непосредственно в секцию ствола продуктивной скважины. Однако прорыв пара может произойти, если условия нагревания и паровая камера организованы неправильно. Например, температура геологического пласта вокруг ствола продуктивной скважины должна быть ниже, чем температура паровой камеры (недогрев) для дренирования нефти вниз в ствол продуктивной скважины. Если это не так, пар может вытеснять нефть и водный конденсат около продуктивной скважины, что нежелательно, так как это замедляет добычу углеводородов и обусловливает повреждение всасывающих насосов, размещенных в стволе продуктивной скважины для выкачивания нефти на поверхность. Затем для исправления ситуации потребуются разнообразные действия.To evenly extract oil through the wellbore, it is ensured that a layer, trap or sump of water condensate and produced hydrocarbons is maintained around the wellbore so that the steam from the injection well cannot be short-circuited and burst directly into the wellbore section. However, steam breakthrough can occur if the heating conditions and the steam chamber are not properly organized. For example, the temperature of the geological formation around the wellbore must be lower than the temperature of the steam chamber (underheating) to drain oil down into the wellbore. If this is not the case, steam can displace oil and water condensate near the production well, which is undesirable since it slows down the production of hydrocarbons and causes damage to the suction pumps located in the trunk of the production well to pump oil to the surface. Then a variety of actions will be required to correct the situation.

Во избежание возникновения прорыва пара может понадобиться принятие разнообразных мер. В частности, в современном способе парогравитационного дренажа может потребоваться ограничение темпа добычи для поддержания слоя подвижных углеводородов. Это может быть сделано, например, регулированием работы всасывающего насоса внутри трубы продуктивной скважины для контроля перепада давления в трубопроводе или снижением темпа нагнетания пара из ствола нагнетательной скважины. Также понадобится регулирование температуры для поддержания жидкостной ловушки вокруг тру- 1 023605 бы продуктивной скважины. Более конкретно, температура в области вокруг ствола продуктивной скважины должна поддерживаться более холодной, чем температура паровой камеры, то есть быть недогретой, чтобы сформировать и поддерживать надлежащую жидкостную ловушку.A variety of measures may be required to avoid a steam breakout. In particular, in the modern method of steam gravity drainage, it may be necessary to limit the rate of production to maintain a layer of mobile hydrocarbons. This can be done, for example, by regulating the operation of the suction pump inside the pipe of a productive well to control the pressure drop in the pipeline or by reducing the rate of steam injection from the wellbore. Temperature control will also be needed to maintain a fluid trap around a productive well. More specifically, the temperature in the region around the wellbore should be kept colder than the temperature of the steam chamber, i.e., not warmed up, to form and maintain an appropriate fluid trap.

Хотя и будучи достаточно вязкой для течения, извлекаемая текучая среда вокруг ствола продуктивной скважины является сравнительно вязкой, что ограничивает производительность добычи. Поэтому в основном желательно, чтобы паровая камера распространялась как можно ближе к стволу продуктивной скважины для поддержания текучей среды настолько подвижной, насколько возможно, не вызывая прорыва пара. Необходимо поддерживать баланс, и, имея это в виду, современные способы основываются на удержании дистанции между стволами нагнетательной и продуктивной скважин в пределах от около 4 до 6 м, чтобы способствовать сохранению температурных условий и паровой камеры стабильными и относительно предсказуемыми вблизи ствола продуктивной скважины. Опять же, для поддержания температурных условий может потребоваться регулирование темпов добычи или нагнетания. В связи с вышеизложенным с использованием современных способов затруднительно последовательное достижение рентабельных уровней производительности добычи тяжелой нефти, когда всю скважину приходится сдерживать даже при локализованном прорыве пара.Although viscous enough for flow, the recoverable fluid around the wellbore is relatively viscous, which limits production performance. Therefore, it is generally desirable for the steam chamber to extend as close to the wellbore as possible to keep the fluid as mobile as possible without causing a steam breakthrough. It is necessary to maintain a balance, and with this in mind, modern methods are based on maintaining the distance between the wells of the injection and production wells in the range of about 4 to 6 m, in order to help keep the temperature conditions and the steam chamber stable and relatively predictable near the production wellbore. Again, to maintain temperature conditions, it may be necessary to control the rate of production or injection. In connection with the foregoing, using modern methods, it is difficult to consistently achieve cost-effective levels of heavy oil production, when the entire well has to be restrained even with localized steam breakthrough.

Существующие способы сосредоточивались на разрешении вышеописанных проблем прорыва пара с использованием регуляторов для контроля притока, с конструкцией фиксированного проточного канала. Общеизвестные как регуляторы притока канального или штуцерного типа размещаются на продуктивном трубопроводе или эксплуатационной обсадной колонне для создания сообщения между каналом трубопровода и геологическим пластом в заданных местах вдоль секций трубопровода. Такие регуляторы в продуктивном трубопроводе создают дополнительный перепад давлений между пластом и трубопроводом для препятствования прорыву пара и поддержания ловушки из текучей среды вокруг трубопровода. Тем не менее, действия во избежание прорыва пара и для формирования надлежащей недогретой ловушки вокруг продуктивного трубопровода представляют значительные трудности, связанные с современными способами термической добычи.Existing methods have focused on resolving the above problems of steam breakthrough using regulators to control the flow, with the design of a fixed flow channel. Commonly known as channel or choke type inflow regulators are placed on a productive pipeline or production casing to create a message between the pipeline channel and the geological formation in predetermined places along the sections of the pipeline. Such regulators in the productive pipeline create an additional pressure differential between the formation and the pipeline to prevent steam breakthrough and maintain traps from the fluid around the pipeline. Nevertheless, actions to prevent steam breakthrough and to form an appropriate under-heated trap around the productive pipeline present significant difficulties associated with modern methods of thermal production.

Существует ряд соображений в отношении того, как действует нагнетательная скважина. Как упомянуто выше, желательно иметь возможность создавать надлежащую паровую камеру и распределять пар в регулируемом режиме. Однако также важно иметь возможность выполнять это по всей длине ствола скважины. Это к тому же способствует уменьшению опасности прорыва пара к продуктивной скважине и, что более важно, помогает избежать локализованного и несбалансированного развития паровой камеры.There are a number of considerations regarding how an injection well operates. As mentioned above, it is desirable to be able to create an appropriate steam chamber and distribute the steam in an adjustable manner. However, it is also important to be able to do this along the entire length of the wellbore. This also helps to reduce the risk of steam breakthrough to the production well and, more importantly, helps to avoid localized and unbalanced development of the steam chamber.

Для нагнетательных скважин проявляется гидравлический эффект в стволе скважины, который ограничивает длину горизонтального трубопровода, применимого в способе парогравитационного дренажа. В свою очередь, это значит, что обычно нужно пробуривать многочисленные скважины, чтобы обеспечить необходимый охват залежи тяжелой нефти, добываемой термическим способом из данного региона. Как правило, максимальная длина горизонтальной секции в способе парогравитационного дренажа составляет 500-1000 м. Это обусловлено тем, что количество пара, поступающего в геологический пласт (выходящего из ствола скважины), и количество, продолжающее дальнейшее движение вниз внутри ствола скважины, в значительной мере зависит от локального баланса давлений, как показано на фиг.For injection wells, a hydraulic effect is manifested in the wellbore, which limits the length of the horizontal pipeline applicable in the method of steam gravity drainage. In turn, this means that usually it is necessary to drill numerous wells in order to provide the necessary coverage of the heavy oil deposits extracted thermally from this region. As a rule, the maximum length of the horizontal section in the steam-gravity drainage method is 500-1000 m. This is due to the fact that the amount of steam entering the geological formation (leaving the wellbore) and the amount that continues to move further downward inside the wellbore are significantly depends on the local pressure balance, as shown in FIG.

2. В положениях, более ранних вдоль трубопровода, будут поставляться в основном более высокие величины расхода потока в пяточной секции (в сторону конца устья скважины в горизонтальной секции ствола скважины), тогда как разность давлений и величины расхода потока в местах, последовательно отдаленных от источника давления, будут постепенно снижаться (вследствие уменьшения объема текучей среды в трубопроводе). Обычной практикой разрешения таких проблем с гидравлическими условиями в стволе скважины является встраивание двух горизонтальных нагнетательных трубных секций с различной длиной, одна над другой (двухтрубное заканчивание). Как правило, две секции нагнетательного трубопровода проходят в стволе одной и той же нагнетательной скважины, как показано на фиг. 2. Секции нагнетательного трубопровода размещают в перекрывающейся конфигурации относительно друг друга, чтобы снизить общую изменчивость давления вдоль ствола скважины, как видно из сравнения фиг. 2(а) и 2(Ь). Можно видеть, что умеренно однородное распределение давления/величины расхода потока может быть достигнуто вдоль длины трубопровода, но также можно видеть, что для эффективности этого способа требуется определенное сближение между концом верхнего нагнетательного трубопровода (на пятке ствола скважины, и обычно называемого короткой колонной), и концом нижнего нагнетательного трубопровода (на носке ствола скважины и обычно называемого длинной колонной). Это значит, что необходимые условия в паровой камере все же могут быть обеспечены только для относительно ограниченной длины трубопровода, как определенной между двумя концами нагнетательного трубопровода.2. In the positions earlier along the pipeline, mainly higher flow rates in the heel section (towards the end of the wellhead in the horizontal section of the wellbore) will be delivered, while the pressure difference and flow rates in places sequentially distant from the source pressure will gradually decrease (due to a decrease in the volume of fluid in the pipeline). A common practice for resolving such hydraulic problems in a wellbore is to embed two horizontal injection pipe sections with different lengths, one above the other (two-pipe completion). Typically, two sections of the injection pipe extend in the bore of the same injection well, as shown in FIG. 2. The injection piping sections are arranged in an overlapping configuration relative to each other in order to reduce the overall pressure variability along the wellbore, as can be seen from the comparison of FIG. 2 (a) and 2 (b). You can see that a moderately uniform distribution of pressure / flow rate can be achieved along the length of the pipeline, but you can also see that the effectiveness of this method requires a certain approximation between the end of the upper injection pipe (on the heel of the wellbore, and commonly referred to as a short string), and the end of the lower injection pipe (on the toe of the wellbore and commonly referred to as the long string). This means that the necessary conditions in the steam chamber can still be provided only for a relatively limited length of the pipeline, as defined between the two ends of the discharge pipe.

Были предприняты попытки разрешения проблем с гидравлическими условиями в стволе скважины и неравномерным ростом паровой камеры путем использования регуляторов для контроля притока с фиксированным проточным каналом. Эти регуляторы вставляют в ствол нагнетательной скважины и размещают на трубопроводе или обсадной колонне для создания сообщения между соответствующими внутренними участками трубопровода и геологическим пластом в заданных местах вдоль секций трубо- 2 023605 провода. В нагнетательном трубопроводе регуляторы создают выпускной канал для выхода пара в пласт. Для нагнетания пара в пласт в нагнетательном трубопроводе создают давление до уровня выше пластового давления, и пар тем самым выдавливается через регуляторы. Вдоль длины трубопровода размещают несколько регуляторов, обеспечивая возможность нагнетания пара в заданные места вдоль трубопровода с высокой интенсивностью нагнетания пара в этих местах. Применение регуляторов в нагнетательном трубопроводе создает дополнительный перепад давления между трубопроводом и пластом. Это позволяет большему количеству пара, который в противном случае утекал бы в принимающий пласт, целенаправленно проходить вдоль ствола нагнетательной скважины через горизонтальную секцию ствола скважины. Однако проблема, связанная с применением этих регуляторов в нагнетательном трубопроводе, заключается в том, что величина расхода потока пара обусловливается разностью давлений, как видно на фиг. 1. Поскольку пластовое давление до некоторой степени варьирует вдоль длины трубопровода и с течением времени, может быть вызвано изменение разности давлений, и тогда, вследствие чувствительности величины расхода потока к изменению перепада давлений, может тем самым оказаться затруднительным контроль желательных величин расхода потока пара, чтобы сформировать надлежащую паровую камеру.Attempts have been made to resolve problems with hydraulic conditions in the wellbore and uneven growth of the steam chamber by using regulators to control the inflow with a fixed flow channel. These controllers are inserted into the injection wellbore and placed on the pipeline or casing to create a message between the corresponding internal sections of the pipeline and the geological formation in predetermined places along the pipe sections. In the discharge pipe, the regulators create an outlet channel for the steam to exit into the formation. To inject steam into the formation in the injection pipeline, pressure is created up to a level above the reservoir pressure, and steam is thereby squeezed out through the regulators. Along the length of the pipeline, several regulators are placed, providing the possibility of injecting steam at predetermined places along the pipeline with high intensity of injecting steam at these places. The use of regulators in the injection pipeline creates an additional pressure drop between the pipeline and the reservoir. This allows more steam that would otherwise leak into the receiving formation to deliberately pass along the injection wellbore through a horizontal section of the wellbore. However, the problem associated with the use of these regulators in the discharge pipe is that the steam flow rate is determined by the pressure difference, as can be seen in FIG. 1. Since reservoir pressure varies to some extent along the length of the pipeline and over time, a change in the pressure difference can be caused, and then, due to the sensitivity of the flow rate to the change in pressure drop, it may be difficult to control the desired values of the steam flow rate so that form a proper steam chamber.

Поэтому в одной форме способ был приспособлен для применения критической скорости течения для фиксированного проточного отверстия/канала или сопла в регуляторах, которая обеспечивает предсказуемую, постоянную скорость течения, известную как происходящую со скоростью звука. В этих устройствах скорость нагнетания пара поддерживается вплоть до точки, зависящей от разности давлений, но при этом критическом расходе потока скорость течения нагнетаемого пара уже нельзя больше повысить, даже если сделать большей разность давлений. Недостаток состоит в том, что для этого требуется генерировать в трубопроводе разность давлений, приблизительно вдвое превышающую пластовое давление, чтобы создать этот эффект с использованием традиционных конструкций трубопровода и регулятора. Поскольку необходимость удваивания разности давлений также распространяется на секцию носка, которая является наиболее отдаленной, потребуется значительно более высокое общее давление пара на устье скважины. Поэтому нагнетание в пласт в этом режиме критического течения требует нежелательно большого количества энергии, и высокая скорость текучей среды может вызывать значительную эрозию и повреждение оборудования. В дополнение, пар, выходящий из регуляторов, обычно является турбулентным, и могут потребоваться дополнительные диффузоры, чтобы сдержать и направить поток пара в пласт, как требуется. Применение диффузоров также вызывает рассеяние энергии из потока. Все это представляет собой нежелательные эффекты, даже если такие устройства могут давать прогнозируемую величину расхода потока.Therefore, in one form, the method was adapted to apply a critical flow velocity for a fixed flow hole / channel or nozzle in the controllers, which provides a predictable, constant flow velocity, known as occurring at the speed of sound. In these devices, the steam injection rate is maintained up to a point depending on the pressure difference, but at this critical flow rate, the flow rate of the injected steam can no longer be increased, even if the pressure difference is made larger. The disadvantage is that for this it is necessary to generate a pressure difference in the pipeline that is approximately twice the reservoir pressure in order to create this effect using traditional pipeline and regulator designs. Since the need to double the pressure difference also extends to the tip section, which is the most distant, a significantly higher total vapor pressure at the wellhead will be required. Therefore, injection into the reservoir in this critical flow mode requires an undesirably large amount of energy, and a high fluid velocity can cause significant erosion and equipment damage. In addition, steam exiting the regulators is usually turbulent, and additional diffusers may be required to restrain and direct the flow of steam into the formation as required. The use of diffusers also causes energy dissipation from the flow. All this represents undesirable effects, even if such devices can give a predicted flow rate.

Соответственно этому, есть ряд трудностей, связанных с существующими способами термической добычи, в том числе, например, как распределять пар равномерно, как целенаправленно распределять пар для уменьшения влияния геологической неоднородности, и/или как целенаправленно распределять пар для оптимального роста паровой камеры. Дополнительной сложной проблемой является избежание избыточного нагнетания пара.Accordingly, there are a number of difficulties associated with existing methods of thermal production, including, for example, how to distribute steam evenly, how to distribute steam purposefully to reduce the influence of geological heterogeneity, and / or how to distribute steam purposefully for optimal growth of the steam chamber. An additional difficult problem is to avoid excessive steam injection.

В первом общем варианте изобретение может быть определено нижеследующими пунктами.In a first general embodiment, the invention may be defined by the following points.

Согласно изобретению создано устройство для термической добычи углеводородов, содержащее по меньшей мере один регулятор потока для независимого регулирования потока текучей среды через регулятор, расположенный на трубопроводе для размещения в стволе скважины и предназначенный для создания сообщения между геологическим пластом и каналом трубопровода, причем трубопровод дополнительно предназначен по меньшей мере для одного из нагнетания пара в геологический пласт для нагревания углеводородов и перемещения нагретых паром углеводородов из геологического пласта на поверхность.According to the invention, a device for thermal production of hydrocarbons is created, comprising at least one flow regulator for independently controlling the flow of fluid through a regulator located on a pipeline for placement in a wellbore and designed to create a communication between the geological formation and the channel of the pipeline, the pipeline being further designed for for at least one of steam injection into the geological formation for heating hydrocarbons and moving steam heated hydrocarbon rows of the geological formation to the surface.

Устройство может содержать, нагнетательный трубопровод для нагнетания пара в геологический пласт для нагревания углеводородов и продуктивный трубопровод для выведения нагретых паром углеводородов из геологического пласта на поверхность, причем по меньшей мере один регулятор потока может быть размещен по меньшей мере в одном из нагнетательного трубопровода и продуктивного трубопровода. По меньшей мере один регулятор потока может быть размещен в каждом из нагнетательного трубопровода и продуктивного трубопровода.The device may include an injection pipe for injecting steam into the geological formation for heating hydrocarbons and a production pipe for removing steam heated hydrocarbons from the geological formation to the surface, and at least one flow regulator can be placed in at least one of the injection pipe and production pipe . At least one flow regulator may be located in each of the discharge pipe and the production pipe.

Продуктивный трубопровод может быть оснащен по меньшей мере одним регулятором потока, предназначенным для независимого обеспечения течения нагретой нефти и воды и ограничения прохождения пара через регулятор потока из пласта. Продуктивный трубопровод может быть оснащен множеством указанных регуляторов потока, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль длины трубопровода.The productive pipeline may be equipped with at least one flow regulator designed to independently ensure the flow of heated oil and water and restrict the passage of steam through the flow regulator from the reservoir. A productive pipeline may be equipped with a plurality of said flow controllers spaced apart from one another along the length of the pipeline.

Нагнетательный трубопровод может быть оснащен множеством указанных регуляторов потока, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль длины нагнетательного трубопровода, причем каждый регулятор потока может быть предназначен для обеспечения течения пара с предварительно заданной величиной расхода потока. Регуляторы потока могут быть приспособлены для создания предварительно заданного профиля интенсивности нагнетания пара вдоль длины нагнетательного трубопровода.The discharge pipe may be equipped with a plurality of said flow controllers located at a distance from each other along the length of the delivery pipe, each flow controller may be designed to provide steam flow with a predetermined flow rate. Flow controllers can be adapted to create a predefined profile of the intensity of the injection of steam along the length of the discharge pipe.

Различные регуляторы потока могут быть приспособлены для создания, по существу, одинаковойVarious flow controllers can be adapted to create substantially the same

- 3 023605 величины расхода потока. Регуляторы потока могут быть приспособлены для обеспечения течения пара через них, по существу, при постоянной скорости течения, если пар в нагнетательном трубопроводе является достаточно сжатым.- 3 023605 flow rate values. Flow regulators can be adapted to ensure the flow of steam through them, essentially at a constant flow rate, if the steam in the discharge pipe is sufficiently compressed.

Нагнетательный трубопровод может включать в себя секцию нагнетательного трубопровода, которая размещена, по существу, горизонтально и параллельно с продуктивной трубопроводной секцией продуктивного трубопровода. Нагнетательный трубопровод и продуктивный трубопровод могут отстоять друг от друга на расстояние менее 5, менее 4, менее 3, менее 2 и/или менее 1 м. Например, они могут быть разнесены друг от друга на расстояние между около 1 и 2 м.The discharge pipe may include a discharge pipe section, which is arranged essentially horizontally and parallel with the productive pipeline section of the productive pipeline. The discharge pipeline and the productive pipeline can be separated from each other by a distance of less than 5, less than 4, less than 3, less than 2 and / or less than 1 m. For example, they can be spaced from each other by a distance between about 1 and 2 m.

Нагнетательный трубопровод может включать в себя множество паронагнетательных трубопроводных секций, расположенных внутри соответствующих, по существу, горизонтальных секций ствола скважины и соединяющих секцию нагнетательного трубопровода, которая размещена между устьем скважины на поверхности и подземным местоположением для сообщения каждой паронагнетательной трубопроводной секции с устьем скважины на поверхности.The injection pipe may include a plurality of steam injection pipe sections located inside respective substantially horizontal sections of the wellbore and connecting the injection pipe section, which is located between the wellhead on the surface and the underground location for communicating each steam injection pipe section with the wellhead on the surface.

Продуктивный трубопровод может включать в себя множество продуктивных нагнетательных трубопроводных секций, расположенных в соответствующих, по существу, горизонтальных секциях ствола скважины и соединяющих секцию продуктивного трубопровода, которая размещена между устьем скважины на поверхности и подземным местоположением для сообщения каждой из продуктивных нагнетательных трубопроводных секций, с устьем скважины на поверхности.The productive pipeline may include many productive injection pipe sections located in the corresponding essentially horizontal sections of the wellbore and connecting the production pipe section, which is located between the wellhead on the surface and the underground location for communication of each of the productive injection pipe sections with the mouth wells on the surface.

Геологический пласт может представлять собой нефтеносный песок, и извлекаемые углеводороды могут представлять собой вязкие углеводороды.The geological formation may be oil sand, and the recoverable hydrocarbons may be viscous hydrocarbons.

Устройство может принимать форму системы парогравитационного дренажа.The device may take the form of a steam gravity drainage system.

Изобретение также может использовать автономно корректируемый регулятор потока в системе термической добычи нефти, при котором пар нагнетают в геологический пласт для нагревания углеводородов, и нагретые паром углеводороды перемещаются из геологического пласта на поверхность.The invention can also use a self-correcting flow regulator in a thermal oil production system in which steam is injected into the geological formation to heat hydrocarbons, and steam heated hydrocarbons are transferred from the geological formation to the surface.

Применение может предусматривать эффект распознавания в отношении притока пара в трубопровод системы извлечения, предназначенный для выведения углеводородов из углеводородсодержащего пласта на поверхность. Применение может предусматривать эффект контроля формирования паровой камеры для предотвращения прорыва пара и/или предусматривать эффект гарантированного извлечения нефти в условиях прорыва пара.The application may include a recognition effect in relation to the steam inflow into the pipeline of the recovery system, designed to remove hydrocarbons from the hydrocarbon containing formation to the surface. The application may include the effect of controlling the formation of the steam chamber to prevent steam breakthrough and / or provide the effect of guaranteed oil recovery under conditions of steam breakthrough.

Применение может включать любые признаки определенного выше устройства, где это уместно.Application may include any signs of a device as defined above, where appropriate.

Согласно изобретению также создан способ термической добычи углеводородов из геологического пласта, содержащий следующие стадии:According to the invention also created a method of thermal production of hydrocarbons from a geological formation, containing the following stages:

а) размещение по меньшей мере одного регулятора потока в трубопроводе, причем регулятор потока предназначен для автономного регулирования потока текучей среды через него;a) placing at least one flow regulator in the pipeline, and the flow regulator is designed to autonomously control the flow of fluid through it;

б) размещение трубопровода в стволе скважины, с помощью которого по меньшей мере один регулятор потока приспособлен для сообщения геологического пласта и канала трубопровода;b) placing the pipeline in the wellbore, with which at least one flow regulator is adapted to communicate the geological formation and the channel of the pipeline;

в) нагнетание пара в геологический пласт для нагревания углеводородов;c) injection of steam into the geological formation for heating hydrocarbons;

г) перемещение нагретых паром углеводородов из геологического пласта на поверхность;d) the movement of steam heated hydrocarbons from the geological formation to the surface;

д) использование трубопровода для проведения по меньшей мере одной из стадий в) и г).e) using a pipeline to carry out at least one of stages c) and d).

Способ может представлять собой способ гарантированного извлечения или добычи нефти в условиях прорыва пара. Таким образом, можно обеспечить добычу и предотвратить повреждение оборудования, даже если пар присутствует на наружной поверхности продуктивного трубопровода. Он также может представлять собой способ управляемого формирования паровой камеры.The method may be a method for guaranteed extraction or production of oil under conditions of steam breakthrough. In this way, production can be prevented and equipment damage prevented, even if steam is present on the outer surface of the productive pipeline. It may also be a method of controlled formation of a steam chamber.

В способе могут быть использованы любые признаки определенного выше устройства, где это уместно.The method can be used any signs of the above device, where appropriate.

Во втором аспекте изобретение может быть определено следующими пунктами формулы изобретения.In a second aspect, the invention may be defined by the following claims.

1. Устройство для термической добычи углеводородов из геологического пласта, содержащее множество паронагнетательных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством нагнетательных автономных регуляторов притока, размещенных на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого паронагнетательного трубопровода, множество продуктивных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством автономных продуктивных регуляторов притока, размещенных на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого продуктивного трубопровода, при этом нагнетательные автономные регуляторы притока предназначены для нагнетания пара в геологический пласт для снижения вязкости углеводородов в пласте, и продуктивные автономные регуляторы притока предназначены для обеспечения течения нагретых углеводородов в продуктивные трубопроводы для перемещения на поверхность.1. A device for the thermal production of hydrocarbons from a geological formation, comprising a plurality of steam injection pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous inflow flow regulators located at a distance from each other along the length of each vapor injection pipeline, a plurality of productive pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous productive regulators inflows located at a distance from each other along the length of each productive pipeline, while Tel'nykh autonomous controllers inflow designed for steam injection in a geological formation in order to reduce the viscosity of hydrocarbons in the formation, and productive autonomous inflow regulators are designed to provide heated hydrocarbon flow in production tubing to move the surface.

2. Устройство по п.1, в котором по меньшей мере один нагнетательный автономный регулятор притока приспособлен для обеспечения течения пара через него, по существу, с постоянной величиной расхода потока при превышении разности давлений в нагнетательном автономном регуляторе притока порогового значения.2. The device according to claim 1, in which at least one discharge autonomous inflow regulator is adapted to ensure the flow of steam through it with a substantially constant flow rate when the pressure difference in the inflow autonomous regulator of inflow exceeds a threshold value.

3. Устройство по п.2, в котором, по существу, постоянная величина расхода потока изменяется с течением времени менее чем на 10% относительно среднего значения.3. The device according to claim 2, in which, essentially, a constant flow rate varies over time by less than 10% relative to the average value.

- 4 023605- 4 023605

4. Устройство по п.2 или 3, в котором для пара с температурой в диапазоне между 150 и 160°С, по существу, постоянная величина расхода имеет среднее значение между 0,3 и 10 м³/ч.4. The device according to claim 2 or 3, in which for steam with a temperature in the range between 150 and 160 ° C, a substantially constant flow rate has an average value between 0.3 and 10 m ³ / h.

5. Устройство по п.2, 3 или 4, в котором для пара с температурой в диапазоне между 150 и 160°С указанное пороговое значение находится между 8 и 12 кПа.5. The device according to claim 2, 3 or 4, in which for steam with a temperature in the range between 150 and 160 ° C. The specified threshold value is between 8 and 12 kPa.

6. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором по меньшей мере один продуктивный автономный регулятор притока приспособлен для обеспечения течения нагретых углеводородов и водного конденсата в продуктивный трубопровод и ограничения прохождения пара в продуктивный трубопровод.6. The device according to any preceding paragraph, in which at least one productive stand-alone flow regulator is adapted to ensure the flow of heated hydrocarbons and water condensate into the production pipeline and to restrict the passage of steam into the production pipeline.

7. Устройство по п.6, в котором по меньшей мере один продуктивный автономный регулятор притока выполнен так, что при достижении паром из паронагнетательных трубопроводов продуктивного автономного регулятора притока, продуктивный автономный регулятор притока способен автоматически закрываться так, что любой пар, поступающий в продуктивный трубопровод через продуктивный автономный регулятор притока, составляет менее 5% по весу от общей текучей среды, поступающей в продуктивный трубопровод через продуктивный автономный регулятор притока.7. The device according to claim 6, in which at least one productive autonomous inflow regulator is configured such that when steam from a steam injection pipe reaches a productive autonomous inflow regulator, the productive autonomous inflow regulator is able to automatically close so that any steam entering the productive pipeline through a productive autonomous inflow regulator, is less than 5% by weight of the total fluid entering the productive pipeline through a productive autonomous inflow regulator .

8. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором, по меньшей мере, некоторые из нагнетательных автономных регуляторов притока содержат корпус, образующий канал для потока текучей среды через автономный регулятор притока, и выемку, содержащую подвижный корпус клапана, размещенный так, что перемещение текучей среды вдоль канала приводит к перемещению корпуса клапана на основе эффекта Бернулли и тем самым регулированию потока текучей среды вдоль канала.8. The device according to any one of the preceding claims, wherein at least some of the autonomous inflow regulators include a housing defining a channel for fluid flow through the autonomous inflow regulator and a recess containing a movable valve housing arranged so that the fluid moves along the channel leads to the movement of the valve body based on the Bernoulli effect and thereby control the flow of fluid along the channel.

9. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором, по меньшей мере, некоторые из продуктивных автономных регуляторов притока содержат корпус, образующий канал для потока текучей среды через автономный регулятор притока, и выемку, содержащую подвижный корпус клапана, размещенный так, что перемещение текучей среды вдоль канала приводит к перемещению корпуса клапана на основе эффекта Бернулли и тем самым регулированию потока текучей среды вдоль канала.9. The device according to any one of the preceding claims, wherein at least some of the productive stand-alone flow controllers comprise a housing defining a channel for the flow of fluid through the stand-alone flow control and a recess containing a movable valve body arranged so that the fluid moves along the channel leads to the movement of the valve body based on the Bernoulli effect and thereby control the flow of fluid along the channel.

10. Устройство по п.8 или 9, в котором корпус клапана представляет собой свободноподвижный корпус клапана.10. The device according to claim 8 or 9, in which the valve body is a freely movable valve body.

11. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором нагнетательные автономные регуляторы притока по меньшей мере одного из паронагнетательных трубопроводов приспособлены для нагнетания пара в геологический пласт, по существу, при одинаковой величине расхода.11. The device according to any one of the preceding claims, wherein the autonomous pressure regulators of the inflow of at least one of the steam injection pipelines are adapted to inject steam into the geological formation at substantially the same flow rate.

12. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором нагнетательные автономные регуляторы притока по меньшей мере одного из паронагнетательных трубопроводов приспособлены для нагнетания пара в геологический пласт при различных величинах расхода потока пара для обеспечения использования надлежащих величин расхода для различных участков геологического пласта.12. The device according to any one of the preceding claims, wherein the autonomous pressure regulators of the inflow of at least one of the steam injection pipelines are adapted to inject steam into the geological formation at different flow rates of the steam to ensure that appropriate flow rates are used for different sections of the geological formation.

13. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором паронагнетательные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.13. The device according to any preceding paragraph, in which the steam injection pipes are arranged essentially horizontally.

14. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором продуктивные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.14. The device according to any preceding paragraph, in which the productive pipelines are arranged essentially horizontally.

15. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором геологический пласт представляет собой нефтеносный песок.15. The device according to any preceding paragraph, in which the geological formation is oil sand.

16. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором извлекаемые углеводороды представляют собой битум или тяжелую нефть.16. The device according to any preceding paragraph, in which the recoverable hydrocarbons are bitumen or heavy oil.

17. Устройство по любому предшествующему пункту представляет собой систему парогравитационного дренажа.17. The device according to any preceding paragraph is a system of steam gravity drainage.

18. Способ термической добычи углеводородов из геологического пласта, причем способ содержит следующие стадии:18. A method for the thermal production of hydrocarbons from a geological formation, the method comprising the following steps:

обеспечение устройства для термической добычи углеводородов по любому из пп.1-18; нагнетание пара в геологический пласт через нагнетательные автономные регуляторы притока; сбор нагретых углеводородов в продуктивные трубопроводы через продуктивные автономные регуляторы притока;providing a device for thermal hydrocarbon production according to any one of claims 1 to 18; steam injection into the geological formation through autonomous flow regulators; collection of heated hydrocarbons in productive pipelines through productive autonomous flow regulators;

перемещение углеводородов на поверхность через продуктивные трубопроводы.the movement of hydrocarbons to the surface through productive pipelines.

Ниже описаны в качестве примера варианты осуществления изобретения с привлечением сопроводительных чертежей, на которых показано следующее:Embodiments of the invention are described below by way of example with the accompanying drawings, in which the following is shown:

фиг. 1 представляет график, показывающий взаимосвязь между разностью давлений и величиной расхода потока для известного регулятора притока с конструкцией фиксированного сопла/отверстия или канала;FIG. 1 is a graph showing the relationship between the pressure difference and the flow rate for a known flow controller with a fixed nozzle / hole or channel design;

фиг. 2 схематически представляет ствол известной нагнетательной скважины с двухтрубным заканчиванием для нагнетания пара;FIG. 2 schematically illustrates a wellbore of a prior art twin-completion injection well for injecting steam;

фиг. 3(а) и 3(Ь) представляют перспективный вид и вид сбоку области под поверхностью земли, содержащей устройство для термической добычи углеводородов согласно настоящему изобретению;FIG. 3 (a) and 3 (b) are a perspective view and a side view of an area below the surface of the earth containing a device for the thermal production of hydrocarbons according to the present invention;

фиг. 4(а) представляет график кривых производительности известного регулятора с фиксированной конструкцией для газа/пара, воды и нефти;FIG. 4 (a) is a graph of performance curves of a known fixed design regulator for gas / steam, water and oil;

- 5 023605 фиг. 4(Ь) представляет график кривых для газа/пара, воды и нефти в случае автономных регуляторов притока, используемых в вариантах осуществления настоящего изобретения;- 5,023,605 of FIG. 4 (b) is a graph of curves for gas / steam, water, and oil in the case of autonomous flow regulators used in embodiments of the present invention;

фиг. 5 (а) и 5(Ь) схематически представляют виды поперечного сечения, показывающие ситуацию с прорывом пара вблизи продуктивного трубопровода;FIG. 5 (a) and 5 (b) schematically represent cross-sectional views showing a situation with steam breakthrough near a productive pipeline;

фиг. 6 представляет график, показывающий технологический цикл срабатывания автономных регуляторов притока, используемых в нагнетательном трубопроводе; и фиг. 7 схематически представляет расположение трубопроводных секций для термической добычи из геологического пласта.FIG. 6 is a graph showing a response cycle of autonomous inflow controllers used in the discharge pipe; and FIG. 7 schematically represents the arrangement of pipeline sections for thermal production from a geological formation.

На фиг. 3(а) и 3(Ь) показан способ термической добычи углеводородов из нефтеносного песка методом парогравитационного дренажа. Настоящие примеры описаны, в частности, со ссылкой на способ парагравитационного дренажа, но понятно, что описываемое здесь изобретение в равной мере применимо к другим способам термической добычи с помощью пара, включающим, например, пароциклические обработки скважины или нециклические системы с непрерывной подачей пара, или тому подобные.In FIG. 3 (a) and 3 (b) show a method for the thermal production of hydrocarbons from oil sand by the method of steam gravity drainage. The present examples are described, in particular, with reference to the paragravity drainage method, but it is understood that the invention described here is equally applicable to other methods of thermal production using steam, including, for example, steam cyclic well treatment or non-cyclic systems with continuous steam supply, or like that.

На фиг. 3(а) и 3(Ь) показано сечение области под поверхностью Земли с пластом нефтеносного песка 12, расположенного в глубине. Нагнетательная скважина 14 и продуктивная скважина 16, размещенные одна над другой, включают в себя горизонтальные нагнетательные и продуктивные трубопроводные секции 141, 161, отстоящие друг от друга в вертикальном направлении на расстояние около 5 м. Нагнетание пара из секции 141 нагнетательного трубопровода генерирует грибовидную нагретую область, или паровую камеру 18 в слое нефтеносного песка над секцией 141 ствола скважины и вокруг нее. После периода начального нагревания инициируется конвекционный процесс, в результате которого битум или тяжелая нефть в нефтеносном песке нагревается и стекает вниз, тогда как пар поднимается вверх через паровую камеру. Когда он достигает охлажденной наружной области камеры, пар конденсируется. Нагретый битум становится подвижным и стекает вниз вместе с водным конденсатом, как показано стрелками 18а. У расположенной ниже секции 161 продуктивного трубопровода битум или тяжелая нефть являются текучими и дренируются в продуктивный трубопровод под действием пластового давления и/или с помощью продуктивного всасывающего насоса (не показан) внутри секции 161 продуктивного трубопровода, с помощью которого мобилизованные битум или тяжелая нефть вместе с водным конденсатом выводятся на поверхность к устью 19 продуктивной скважины.In FIG. 3 (a) and 3 (b) show a cross section of the region below the surface of the Earth with a layer of oil sand 12 located in depth. The injection well 14 and the production well 16, located one above the other, include horizontal injection and productive pipe sections 141, 161 spaced apart in a vertical direction by a distance of about 5 m. Steam injection from the injection pipe section 141 generates a mushroom-shaped heated region , or a steam chamber 18 in a layer of oil sand above and around a wellbore section 141. After the initial heating period, a convection process is initiated, as a result of which the bitumen or heavy oil in the oil sand is heated and flows down, while the steam rises up through the steam chamber. When it reaches the cooled outside of the chamber, the vapor condenses. Heated bitumen becomes mobile and flows down along with water condensate, as shown by arrows 18a. At the downstream section 161 of the production pipeline, bitumen or heavy oil is fluid and is drained into the production pipeline by reservoir pressure and / or by means of a productive suction pump (not shown) inside the production section 161 by which mobilized bitumen or heavy oil together with water condensate is brought to the surface to the wellhead 19 of the productive well.

В настоящем изобретении секция 141 нагнетательного трубопровода и секция 161 продуктивного трубопровода оснащены множеством регуляторов 14Г, 16Г потока, размещенных в стенке трубопроводных секций, которые расположены с промежутками относительно друг друга вдоль длины соответствующих трубопроводных секций. Упоминаемый трубопровод может представлять собой обсадную колонну или песочный фильтр (в непосредственном контакте с геологическим пластом), или внутренний трубопровод, который размещен внутри обсадной колонны/фильтра. Эти устройства обеспечивают сообщение по текучей среде и проход между геологическим пластом 12 и внутренностями секций 141т 161 продуктивного и нагнетательного трубопроводов. Регуляторы потока в этом примере представляют собой так называемые автономные регуляторы притока. Эти устройства включают корпус и плавающий диск внутри корпуса для формирования протока для текучей среды через клапан. Важно то, что ограничение потока создается плавающим диском. Однако диск является подвижным внутри корпуса для изменения степени ограничения протока.In the present invention, the injection pipe section 141 and the productive pipe section 161 are equipped with a plurality of flow controllers 14G, 16G located in the wall of the pipe sections, which are spaced apart from each other along the length of the respective pipe sections. Mentioned pipeline may be a casing or sand filter (in direct contact with the geological formation), or an internal pipe that is placed inside the casing / filter. These devices provide fluid communication and passage between the geological formation 12 and the interiors of the productive and injection piping sections 141t 161. The flow controllers in this example are the so-called stand-alone flow controllers. These devices include a housing and a floating disc within the housing for forming a fluid flow through the valve. The important thing is that stream limitation is created by a floating disk. However, the disk is movable inside the housing to change the degree of restriction of the duct.

Регуляторы осуществляют два конкретных действия, которые способствуют добыче углеводорода и нагнетанию пара. Во-первых, диск перемещается в ответ на статическое давление и скорость текучей среды. Это значит, что он самостоятельно корректирует свое положение и проток для сбережения энергии, следуя принципам уравнения Бернулли. Таким образом, для данной разности давлений между внутренностью трубопровода и геологическим пластом поток может быть перекрыт или отключен вообще, когда в сужении появляется текучая среда с меньшей вязкостью, и тогда диск перемещается для перекрывания протока вследствие низкого давления. Перемещение диска обусловливается высоким статическим давлением на одной стороне и быстрым притоком маловязкой текучей среды, которая создает меньшее динамическое давление, на другой.Regulators carry out two specific actions that contribute to hydrocarbon production and steam injection. First, the disk moves in response to static pressure and fluid velocity. This means that he independently adjusts his position and duct to save energy, following the principles of the Bernoulli equation. Thus, for a given pressure difference between the interior of the pipeline and the geological formation, the flow can be shut off or shut off altogether when a fluid with a lower viscosity appears in the constriction, and then the disk moves to block the duct due to low pressure. The movement of the disk is caused by high static pressure on one side and the rapid influx of low-viscosity fluid, which creates less dynamic pressure, on the other.

Во-вторых, когда на автономный клапан воздействует однофазный поток, такой как пар, плавающий диск будет оставаться открытым, тогда как его положение внутри корпуса сбалансировано статическим давлением, созданным на задней стороне диска, и натекающим динамическим давлением, сформированным на передней стороне диска. Чем выше величина расхода потока, обусловленная увеличенной разностью давлений в пределах клапана, тем ниже становится динамическое давление потока, набегающего на переднюю сторону диска. Это действие вытягивает диск ближе к его положению ЗАКРЫТО, и автоматически сокращает величину расхода потока. Автономный клапан будет эффективно создавать почти постоянный расход потока, как только достигается пороговый максимальный перепад давлений.Secondly, when a single-phase flow, such as steam, acts on the autonomous valve, the floating disk will remain open, while its position inside the housing is balanced by the static pressure created on the rear side of the disk and the flowing dynamic pressure generated on the front side of the disk. The higher the flow rate due to the increased pressure difference within the valve, the lower the dynamic pressure of the flow incident on the front side of the disk becomes. This action draws the disc closer to its CLOSED position, and automatically reduces the flow rate. A self-contained valve will effectively create an almost constant flow rate as soon as a threshold maximum differential pressure is reached.

Регуляторы потока, которые действуют на основе этих или весьма сходных принципов, описаны в публикациях \УО 2008/004875, \УО 2009/088292 и \УО 2009/113870, и соответственные части описаний этих документов включены здесь ссылкой.Flow controllers that operate on the basis of these or very similar principles are described in publications \ UO 2008/004875, \ UO 2009/088292 and \ UO 2009/113870, and the corresponding parts of the descriptions of these documents are incorporated herein by reference.

В клапанах для секции 161 продуктивного трубопровода в настоящей системе парагравитационногоIn valves for section 161 of the productive pipeline in this paragravity system

- 6 023605 дренажа используется первый из этих принципов действия, как показано на фиг. 4(а) и 4(Ь). На фиг. 4(Ь) показан график 20 разности давлений (между пластом вокруг ствола скважины и давлением откачки в трубопроводе) относительно величины расхода потока для автономных регуляторов притока, используемых в секции продуктивного трубопровода. График 20 изображает графики производительности для воды 20а, нефти 20Ь и газа/пара 20с, показывающие поведение расхода потока при проходе через клапан. Все кривые 20а-20с показывают быстрое возрастание перепада давлений с повышением величины расхода потока. В отличие от этого, на фиг. 4(а) соответствующую производительность с использованием известных регуляторов с конструкцией фиксированного сопла/отверстия можно видеть по кривым 22а-22с графика 22, вычерченным в том же масштабе. Они показывают только очень постепенное повышение перепада давлений, в частности, для кривой 22с газа. Как можно видеть из графика 20 для автономного регулятора притока, поток газа/пара сдерживается и значительно ограничивается вследствие перемещения плавающего диска.- 6,023,605 drainage uses the first of these operating principles, as shown in FIG. 4 (a) and 4 (b). In FIG. 4 (b) shows a graph 20 of the pressure difference (between the formation around the wellbore and the pumping pressure in the pipeline) versus the flow rate for the autonomous inflow controllers used in the production pipeline section. Graph 20 depicts performance graphs for water 20a, oil 20b, and gas / vapor 20c, showing flow rate behavior when passing through a valve. All curves 20a-20c show a rapid increase in pressure drop with increasing flow rate. In contrast, in FIG. 4 (a) the corresponding performance using known controllers with a fixed nozzle / hole design can be seen from curves 22a-22c of graph 22, drawn on the same scale. They show only a very gradual increase in pressure drop, in particular for the gas curve 22c. As can be seen from graph 20 for an autonomous inflow controller, the gas / vapor flow is restrained and significantly limited due to the movement of the floating disk.

Устройства автономного регулятора притока 16Г в продуктивном трубопроводе 161ι рассчитаны на выявление пара на основе автономной регулируемости устройств автономного регулятора притока. Автономный регулятор притока предназначен для того, чтобы обеспечивать течение нагретой нефти или жидкого битума и водного конденсата через автономный регулятор притока, но предотвращать течение пара. Случись любой прорыв пара к секции продуктивного трубопровода, поток пара через автономный регулятор притока будет заблокирован или перекрыт, поскольку вязкость пара является значительно меньшей, чем вязкость жидкой нефти или битума или воды, что побуждает плавающий диск в автономном регуляторе притока ограничить проток в клапане. Тогда статическое давление удерживает клапан в положении ЗАКРЫТО до тех пор, пока пар не будет вытеснен потоком нефти или жидкости. В результате опасность затягивания пара в ствол продуктивной скважины значительно снижается. Повреждение всасывающего насоса паром исключается, поскольку имеется надлежащий приток нефти и воды через устройства автономного регулятора притока в остальной части ствола скважины для соответствия темпу отбора насоса.The devices of the autonomous regulator of inflow 16G in the productive pipeline 161ι are designed to detect steam based on the autonomous adjustability of devices of the autonomous regulator of inflow. The autonomous inflow regulator is designed to ensure the flow of heated oil or liquid bitumen and water condensate through the autonomous inflow regulator, but to prevent the flow of steam. If there is any breakthrough of steam to the section of the productive pipeline, the steam flow through the autonomous inflow regulator will be blocked or blocked, since the viscosity of the vapor is much lower than the viscosity of liquid oil or bitumen or water, which causes the floating disk in the autonomous inflow regulator to restrict the flow in the valve. Then the static pressure holds the valve in the CLOSED position until the vapor is displaced by the flow of oil or liquid. As a result, the risk of steam being drawn into the wellbore is significantly reduced. Damage to the suction pump by steam is excluded, since there is a proper flow of oil and water through the devices of an autonomous inflow controller in the rest of the wellbore to match the rate of pump selection.

Как иллюстрировано на фиг. 5(а) и 5(Ь), показано распознавание текучих сред и срабатывание автономного регулятора притока на отключение. На фиг. 5(а) секция 141ι продуктивного трубопровода показана с автономным регулятором притока 14Г, размещенным в стенке секции 141г. Слой 18ΐ расплавленного жидкого битума плюс воды, дренированных из паровой камеры 18, располагается над наружной поверхностью секции 141ι продуктивного трубопровода и вокруг нее, и присутствует при автономном регуляторе притока. Как показано, обеспечивается возможность течения через автономный регулятор притока и в продуктивный трубопровод к устью скважины. На фиг. 5(Ь) иллюстрирована ситуация с прорывом пара, и автономный регулятор притока блокирует пар благодаря своей чувствительности и выявлению маловязкого пара. Остальные части продуктивного трубопровода, также оснащенные автономными регуляторами притока, будут продолжать добычу битума и воды беспрепятственно, пока они не перейдут в положение ЗАКРЫТО из-за добравшегося до них пара. Автономные регуляторы притока предпочтительно обеспечивают то, что любой пар, поступающий в продуктивный трубопровод, составляет менее 5% по весу от всей текучей среды, поступающей в продуктивный трубопровод.As illustrated in FIG. 5 (a) and 5 (b), the recognition of fluids and the operation of the autonomous regulator of the inflow to shutdown are shown. In FIG. 5 (a) section 141ι of the productive pipeline is shown with an autonomous flow regulator 14G located in the wall of section 141g. A layer 18ΐ of molten liquid bitumen plus water drained from the steam chamber 18 is located above the outer surface of the productive section 141ι and around it, and is present with an autonomous inflow regulator. As shown, it is possible to flow through an autonomous inflow regulator and into a production pipeline to the wellhead. In FIG. 5 (b) illustrates the situation with steam breakthrough, and an autonomous inflow regulator blocks steam due to its sensitivity and detection of low-viscosity steam. The remaining parts of the productive pipeline, also equipped with autonomous flow regulators, will continue to extract bitumen and water unhindered until they move to the CLOSED position due to the steam reaching them. Autonomous inflow controllers preferably ensure that any steam entering the productive pipeline is less than 5% by weight of the total fluid entering the productive pipeline.

Таким образом, пар вытягивается вплотную к продуктивному трубопроводу, но не через него, чтобы эффективно действовать при нулевом недогреве. Это улучшает общий процесс термической добычи в целом, во-первых, поскольку нагнетание пара может быть выполнено более агрессивно без боязни прорыва пара в нижележащую продуктивную скважину. Большее количество энергии может быть использовано для облегчения роста паровой камеры и ускорения добычи нефти. Во-вторых, поскольку паровая камера распространяется в непосредственной близости от продуктивного трубопровода, вместо того, чтобы ограждаться вышележащей жидкостной ловушкой, которая должна поддерживаться более холодной (недогретой), в этой критической области рядом со стволом скважины протекает более теплый и тем самым более эффективный процесс дренирования. Автономное распознавание потока пара также является благоприятным в плане всей горизонтальной секции продуктивной скважины независимо от повышения траектории скважины. Например, когда секции продуктивного трубопровода находятся на разных высотах, секции на более высоких уровнях могут первыми испытывать поступление в них пара, в каковых точках автономные регуляторы притока закрываются моментально и временно, пока снова не накопится вода и расплавленная нефть, и они вновь открываются. В то же время секции на других уровнях могут следовать различным циклам открытие-закрытие, и автономные регуляторы притока будут открываться и закрываться в ответ на пар, поступающий в эти другие секции в разное время.Thus, the steam is drawn close to the productive pipeline, but not through it, in order to act effectively with zero under-heating. This improves the overall process of thermal production as a whole, firstly, since steam injection can be performed more aggressively without fear of steam breakthrough into the underlying productive well. More energy can be used to facilitate the growth of the steam chamber and accelerate oil production. Secondly, since the steam chamber propagates in the immediate vicinity of the productive pipeline, instead of being protected by an overlying liquid trap, which must be kept colder (unheated), a warmer and thereby more efficient process proceeds in this critical area near the wellbore drainage. Autonomous steam flow recognition is also favorable in terms of the entire horizontal section of a productive well, regardless of the increase in well path. For example, when sections of a productive pipeline are at different heights, sections at higher levels may be the first to experience steam entering them, at which points the autonomous inflow controls close instantly and temporarily until water and molten oil accumulate again and open again. At the same time, sections at other levels can follow different open-close cycles, and autonomous flow controllers will open and close in response to steam entering these other sections at different times.

На фиг. 6 график 30 показывает характеристическую кривую 32 производительности для автономного регулятора притока, которая изображает быстрое увеличение величины расхода потока для возрастающей разности давлений. Однако сверх нижнего порогового значения 34а разности величина расхода потока больше существенно не изменяется, что означает, что при условии разности давлений несколько выше порогового значения достигается стабильная величина расхода потока в пласт. Поэтому на практике выбирают и применяют постоянную величину расхода потока пара под давлением в нагнетательном трубопроводе для обеспечения того, что перепад давлений в пределах автономного регулятора притока оказывается выше порогового значения 34а. Давление нагнетания создают в трубопроводе при фиксиро- 7 023605 ванном выходном уровне значительно выше порогового значения 34а, чтобы учитывать и снижать чувствительность к возможным вариациям давления в пласте, которые могут влиять на разность давлений. В идеальном случае пороговое значение 34а представляет минимальную разность давлений, которая требуется для автономного регулятора притока, размещенного дальше всех от устья скважины. Поэтому определяется рабочая область 36 величин разности давлений, которая обеспечивает течение через автономный регулятор притока при максимальной и почти постоянной величине расхода потока. Это может быть определено на основе предполагаемых вариаций разности давлений для условий данного углеводородного пластового резервуара. Это также может быть определено на основе общей длины нагнетательного трубопровода, либо в одиночной, либо в разветвленной конфигурации. В основном, каждый автономный регулятор притока может быть конфигурирован по-разному в зависимости от положения внутри системы. Рабочая область доходит до верхнего порогового значения 34Ь разности давлений. Можно было бы создавать давление при значительно более высоких величинах разности, выше верхнего порогового значения 34Ь, но обычно рассчитывать на это систему нагнетания пара не требуется, поскольку при работе на фиксированном выходном уровне в пределах рабочей области 36 уже может быть достигнута постоянная максимальная величина расхода потока.In FIG. 6, graph 30 shows a performance curve 32 for a stand-alone flow controller that depicts a rapid increase in flow rate for an increasing pressure difference. However, above the lower threshold difference value 34a, the flow rate is no longer substantially changed, which means that, provided the pressure difference is slightly higher than the threshold value, a stable flow rate into the formation is achieved. Therefore, in practice, a constant value of the flow rate of the steam flow under pressure in the discharge pipe is selected and applied to ensure that the pressure drop within the autonomous inflow regulator is above the threshold value 34a. The injection pressure is created in the pipeline at a fixed output level well above the threshold value 34a, in order to take into account and reduce the sensitivity to possible pressure variations in the formation, which can affect the pressure difference. Ideally, the threshold value 34a represents the minimum pressure difference that is required for an autonomous inflow controller located farthest from the wellhead. Therefore, the working area of 36 pressure difference values is determined, which ensures flow through an autonomous inflow regulator at a maximum and almost constant flow rate. This can be determined based on the assumed variations of the pressure difference for the conditions of a given hydrocarbon reservoir. This can also be determined based on the total length of the discharge pipe, either in a single or branched configuration. Basically, each autonomous inflow controller can be configured differently depending on the position within the system. The working area reaches the upper threshold value 34b of the pressure difference. It would be possible to create pressure at significantly higher values of the difference, above the upper threshold value 34b, but usually it is not necessary to rely on this for a steam injection system, since when working at a fixed output level within the working area 36, a constant maximum flow rate can already be reached .

Величина расхода потока пара для каждого автономного регулятора притока предпочтительно варьирует с течением времени менее, чем на 10% от среднего значения. Физические свойства пара, например, плотность, варьируют с температурой. Для пара с температурой в диапазоне 150-160°С типичное среднее значение расхода потока пара может составлять между 0,3 и 10 м³/ч, или между 0,7 и 0,9 м³/ч, и пороговое значение 34а может быть между 8 и 12 кПа. Обозначенный здесь диапазон значений действителен для пара с примерной средней температурой 155°С, и для одного и того же автономного регулятора притока этот диапазон значений будет иным, скажем, при температуре 230°С. Надлежащую температуру пара выбирают на промысле.The steam flow rate for each autonomous inflow regulator preferably varies over time by less than 10% of the average. The physical properties of steam, such as density, vary with temperature. For steam with a temperature in the range of 150-160 ° C., a typical average steam flow rate may be between 0.3 and 10 m ³ / h, or between 0.7 and 0.9 m ³ / h, and the threshold value 34a may be between 8 and 12 kPa. The range of values indicated here is valid for steam with an approximate average temperature of 155 ° C, and for the same autonomous inflow controller this range of values will be different, say, at a temperature of 230 ° C. The proper steam temperature is selected in the field.

В дополнение, будет иметь место ситуация, когда понадобится целевое распределение пара в различных горизонтальных местоположениях. Каждый автономный регулятор притока будет иметь почти постоянную величину расхода потока, но в одном месте может понадобиться на величину от 2 до 10 раз больше пара, чем, например, в еще одном месте.In addition, there will be a situation where a targeted steam distribution is needed at various horizontal locations. Each autonomous inflow regulator will have an almost constant flow rate, but in one place you may need 2 to 10 times more steam than, for example, in another place.

Желательно повышать давление нагнетания внутри нагнетательного трубопровода настолько высоко, насколько возможно. Высокое давление нагнетания, оказывая пренебрежимо малое влияние на скорость нагнетания вблизи пятки ствола 14 скважины, позволяет продвинуть больше пара и дальше ниже по потоку в сторону носка ствола скважины. Это значит, что может быть установлен одиночный меньший нагнетательный трубопровод, и/или что может быть сооружена более длинная нагнетательная скважина, и/или что могут быть проложены многочисленные горизонтальные разветвления, ведущие к значительному сокращению капиталовложений. Повышение давления нагнетания будет влиять на температуру пара (более высокую). Это может обусловливать однородность паровой камеры с более высокой температурой нагнетания вблизи пятки. Однако неравномерное подведение тепла в пласт может быть компенсировано надлежащим подбором размеров автономного регулятора притока и модифицированием комплекса таких устройств вдоль ствола скважины.It is advisable to increase the discharge pressure inside the discharge pipe as high as possible. High injection pressure, having a negligible effect on the injection rate near the heel of the bore 14 of the well, allows you to move more steam and further downstream towards the toe of the well bore. This means that a single smaller injection pipe can be installed, and / or that a longer injection well can be constructed, and / or that multiple horizontal branches can be laid leading to a significant reduction in investment. An increase in discharge pressure will affect the vapor temperature (higher). This may determine the uniformity of the steam chamber with a higher discharge temperature near the heel. However, the uneven supply of heat into the reservoir can be compensated by the proper selection of the sizes of the autonomous inflow regulator and the modification of the complex of such devices along the wellbore.

Автономные регуляторы притока в нагнетательном трубопроводе 141г предпочтительно сконструированы индивидуально так, что каждый автономный регулятор притока выдает заданное (одинаковое или различное) значение расхода потока согласно необходимости для роста паровой камеры. Это может быть выполнено корректированием чувствительностей автономных регуляторов притока, чтобы различные перепады давлений на различных автономных регуляторах притока создавали соответствующие максимальные величины расхода потока. Создание конкретного почти постоянного максимального расхода потока на каждом автономном регуляторе притока вдоль нагнетательного трубопровода также означает, что пар может быть целенаправленно подведен более точно вдоль горизонтальной скважины, например, равномерно для однородного песка, создавая относительно плоский профиль интенсивности нагнетания вдоль длины секции ствола скважины, или с конкретным распределением для компенсации гетерогенности в пластовых резервуарах с другими литологическими характеристиками. Как бы то ни было, рост паровой камеры может быть оптимизирован конкретно подобранными конструкциями автономного регулятора притока для различных положений. Конструкция автономного регулятора притока для нагнетательного трубопровода учитывает, что давление в паронагнетательном трубопроводе является более высоким на конце выше по потоку, и что текучая среда, которая не проходит через один автономный регулятор притока, протекает до следующих автономных регуляторов притока ниже по потоку, приводя к снижению давления в трубопроводе, и поэтому к уменьшенной разности давлений в каждом автономном регуляторе притока. Поэтому автономный регулятор притока рассчитывают имеющими такие характеристики расхода потока, что максимальный и почти постоянный расход потока может быть обеспечен для ожидаемого перепада давлений на конкретном автономном регуляторе притока вдоль трубопровода. Величина, размеры и/или материалы могут быть выбраны для создания желательных параметров течения, и это могло бы быть применено также для продуктивного трубопровода. Например, величины и размерные характеристики, или масштаб автономных регуляторов притока в различных место- 8 023605 положениях вдоль трубопровода могут различаться, чтобы создавать различные реакции на расход потока, когда они испытывают перепад давлений. Это поведение постоянства расхода потока достигается при относительно низких перепадах давлений, в отличие от ранее применявшихся проточных устройств, которые основываются на достижении критического течения.The stand-alone flow regulators in the discharge line 141g are preferably individually designed so that each stand-alone flow regulator gives a predetermined (identical or different) flow rate value according to the need for growth of the steam chamber. This can be done by adjusting the sensitivities of the autonomous inflow regulators so that different pressure drops across different autonomous inflow regulators create the corresponding maximum flow rates. The creation of a specific, almost constant maximum flow rate at each autonomous inflow regulator along the injection pipeline also means that the steam can be purposefully brought more precisely along a horizontal well, for example, uniformly for uniform sand, creating a relatively flat profile of the injection intensity along the length of the borehole section, or with a specific distribution to compensate for heterogeneity in reservoirs with other lithological characteristics. Be that as it may, the growth of the steam chamber can be optimized by specifically selected designs of the autonomous inflow controller for various positions. The design of the autonomous inflow regulator for the discharge pipe takes into account that the pressure in the steam injection pipe is higher at the end upstream, and that fluid that does not pass through one autonomous inflow regulator flows to the following autonomous inflow regulators, leading to a decrease pressure in the pipeline, and therefore to a reduced pressure difference in each autonomous inflow regulator. Therefore, an autonomous inflow regulator is calculated to have flow characteristics such that a maximum and almost constant flow rate can be provided for the expected pressure drop across a particular autonomous inflow regulator along the pipeline. Size, dimensions and / or materials can be selected to create the desired flow parameters, and this could also be applied to a productive pipeline. For example, the magnitudes and dimensional characteristics, or the scale of the autonomous flow regulators at different locations along the pipeline may vary to create different reactions to the flow rate when they experience a pressure differential. This behavior of constant flow rate is achieved at relatively low pressure drops, in contrast to the previously used flow devices, which are based on the achievement of a critical flow.

В описываемой сейчас системе с использованием автономных регуляторов притока как в нагнетательных, так и в продуктивных скважинах является менее важным соблюдение точного расстояния (в данный момент 5 м) между секциями нагнетательного трубопровода и секциями продуктивного трубопровода, чтобы контролировать паровую камеру и избегать прорыва пара к продуктивному трубопроводу. Поэтому может быть вполне реализуемым применение дистанций, например, на расстояние от 2 до 3 м. В дополнение, значительно улучшается регулирование распределения пара из нагнетательного трубопровода, и оно больше не является чувствительным к возникновению вариаций давления вдоль длины. Давление, необходимое для подведения предварительно заданного количества пара, является гораздо меньшим, чем удвоенное пластовое давление, как для существующих методов, и интенсивность нагнетания зависит скорее от пропускной способности для пара внутри нагнетательного трубопровода, нежели от вариаций в пластовом резервуаре. Соответственно этому, сдвоенные носок и пятка нагнетательные трубы больше не требуются, и ограничения на длину горизонтальных трубопроводных секций в значительной мере устраняются. Это обеспечивает значительно расширенную свободу действий в проектировании системы парогравитационного дренажа или подобной системы для добычи тяжелых нефтей из нефтеносных песков. Трубные секции могут быть проложены дальше, и конфигурации трубопроводов, как показанные на фиг. 7, могут быть использованы для достижения улучшенного и более экономичного охвата. Постоянные скорости нагнетания пара могут быть применены по всей длине без риска чрезмерного нагнетания в местах, которые могут обусловливать ненормальное развитие паровой камеры, например, с формой собачьей косточки. В секциях продуктивного трубопровода резко сокращается возможность прорыва пара и притока пара в продуктивный трубопровод.In the system now described using autonomous flow control in both injection and production wells, it is less important to maintain the exact distance (currently 5 m) between the sections of the injection pipeline and the sections of the production pipeline in order to control the steam chamber and to avoid steam breakthrough to the production the pipeline. Therefore, the use of distances, for example, from 2 to 3 m, can be quite feasible. In addition, the regulation of the distribution of steam from the discharge pipe is significantly improved, and it is no longer sensitive to the occurrence of pressure variations along the length. The pressure required to supply a predetermined amount of steam is much less than twice the reservoir pressure, as for existing methods, and the rate of injection depends more on the throughput for steam inside the injection pipeline than on variations in the reservoir. Accordingly, dual toe and heel discharge pipes are no longer required, and restrictions on the length of horizontal pipe sections are largely eliminated. This provides significantly enhanced freedom of action in designing a steam gravity drainage system or similar system for the extraction of heavy oils from oil sands. Pipe sections may be further laid and piping configurations as shown in FIG. 7 can be used to achieve improved and more economical coverage. Constant steam injection rates can be applied over the entire length without the risk of excessive injection in places that can cause abnormal development of the steam chamber, for example, with the shape of a dog bone. In sections of the productive pipeline, the possibility of steam breakthrough and steam inflow into the productive pipeline is sharply reduced.

На фиг. 7 показана система для термической добычи углеводородов из обширного географического региона, в которой секции продуктивных и нагнетательных трубопроводов оснащены автономными регуляторами притока. Фиг. 7 в основном показывает компоновку 40 системы парогравитационного дренажа, которая имеет многочисленные горизонтальные секции 405 нагнетательных трубопроводов, отходящие в стороны по противоположным направлениям от секции 40_] соединительной трубы, которая также представляет собой горизонтальную секцию трубопровода, соединяющую горизонтальные секции 405. Секция 40_] соединительной трубы тем самым соединена с устьем скважины на поверхности Земли через одиночную вертикальную секцию 40ν.In FIG. Figure 7 shows a system for the thermal production of hydrocarbons from a vast geographic region in which sections of productive and pressure pipelines are equipped with autonomous inflow regulators. FIG. 7 mainly shows the arrangement 40 of a steam gravity drainage system, which has numerous horizontal sections 405 of discharge pipes extending to the sides in opposite directions from section 40_] of the connecting pipe, which also is a horizontal section of the pipe connecting horizontal sections 405. Section 40_] of the connecting pipe thereby connected to the wellhead on the surface of the Earth through a single vertical section 40ν.

Компоновка 40 также включает множество горизонтальных секций 40р продуктивных трубопроводов, размещенные подобным образом и соединенные с устьем скважины на поверхности через одиночную вертикальную секцию 40\у. Паронагнетательные секции 405 размещены выше продуктивных секций 40р для обеспечения требуемого дренирования под действием пара.The arrangement 40 also includes a plurality of horizontal sections 40p of productive pipelines arranged in a similar manner and connected to the wellhead on the surface through a single vertical section 40 \ y. Steam injection sections 405 are located above the productive sections 40p to provide the required drainage under the influence of steam.

Выше расположение представляет собой значительное усовершенствование существующих скважин, где необходимость строгого контроля откачивания продукта и подачи пара обязывает сопровождать каждую горизонтальную секцию вертикальной секцией к соответственному устью скважины. Согласно этому, настоящее изобретение способствует сокращению затрат на инфраструктуру и общую норму добычи из нефтеносных песков. Может быть весьма сокращено вредное воздействие на окружающую среду уменьшением размеров производственной площадки на поверхности благодаря гораздо меньшему числу устьев скважин и связанного с этим оборудования.The above arrangement represents a significant improvement of existing wells, where the need for strict control of product pumping and steam supply obliges to accompany each horizontal section with a vertical section to the corresponding wellhead. Accordingly, the present invention helps to reduce infrastructure costs and the overall rate of extraction from oil sands. The environmental impact can be greatly reduced by reducing the size of the production site on the surface due to the much smaller number of wellheads and associated equipment.

Настоящее описание в основном касалось секций продуктивного трубопровода и нагнетательного трубопровода, и будет понятно, что эти трубопроводы в условиях эксплуатации размещают в стволах продуктивных и нагнетательных скважин в продуктивных и нагнетательных буровых скважинах. Будет понятно, что продуктивный и/или нагнетательный трубопровод может принимать форму обсадной колонны в стволе скважины или песочного фильтра или тому подобного, автономные регуляторы притока могут быть приспособлены к обсадной колонне и/или песочному фильтру. Также будет понятно, что продуктивный трубопровод и/или нагнетательный трубопровод может принимать форму отдельной продуктивной трубы и/или нагнетательной трубы, размещенной в условиях эксплуатации внутри стволов скважин, оснащенных обсадной колонной и/или песочным фильтром или тому подобным, и автономные регуляторы притока могут быть подогнаны к отдельной продуктивной и/или нагнетательной трубе. В одном варианте сам автономный регулятор притока может быть оснащен сеткой или тому подобным или быть иным образом приспособленным для отключения и предотвращения поступления песка или других частиц из пласта.The present description mainly concerned sections of a productive pipeline and an injection pipeline, and it will be understood that these pipelines are placed in production and injection wellbores in productive and injection drilling wells under operating conditions. It will be appreciated that the production and / or injection line may take the form of a casing string in the wellbore or sand filter or the like, stand-alone flow control devices may be adapted to the casing and / or sand filter. It will also be understood that the production pipeline and / or injection pipe may take the form of a separate production pipe and / or injection pipe, placed under operating conditions inside wellbores equipped with a casing and / or sand filter or the like, and stand-alone flow regulators may be fitted to a separate production and / or discharge pipe. In one embodiment, the autonomous inflow regulator itself may be equipped with a grid or the like, or otherwise adapted to disable and prevent the entry of sand or other particles from the formation.

Разнообразные модификации и усовершенствования могут быть сделаны в пределах области описанного здесь изобретения.A variety of modifications and improvements can be made within the scope of the invention described herein.

Claims

CLAIM

1. A device for thermally producing hydrocarbons from a geological formation, containing a plurality of steam injection pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous inflow pressure regulators for injecting steam into the geological formation to reduce the viscosity of hydrocarbons in the formation, while the autonomous inflow pressure regulators are placed at a distance along the length of each steam line;

a plurality of productive pipelines, each of which is equipped with a plurality of autonomous productive inflow regulators to ensure the flow of heated hydrocarbons into the productive pipelines for movement to the surface, while the autonomous productive inflow regulators are located at a distance from each other along the length of each productive pipeline, and at least Some of the autonomous inflow pressure regulators contain a housing that forms a channel for fluid flow through the autonomous regulator. flow, and a recess containing a movable valve body, placed so that the movement of fluid along the channel leads to the movement of the valve body based on the Bernoulli effect and thereby regulate the flow of fluid along the channel, and at least some of the productive autonomous flow regulators contain the body forming the channel for fluid flow through the autonomous regulator of the inflow, and a recess containing a movable valve body placed so that the movement of fluid along the channel leads to valve body based on the Bernoulli effect and thereby controlling the flow of fluid along the channel, with at least one productive stand-alone flow controller using the Bernoulli effect adapted to allow heated hydrocarbons and water condensate to flow into the production pipeline and to limit the passage of steam into productive pipeline.

2. The device according to claim 1, in which at least one injection autonomous regulator of inflow is adapted to provide steam flow through it, essentially with a constant flow rate when the pressure difference in the injection autonomous regulator of inflow exceeds the threshold value.

3. The device according to claim 2, in which the substantially constant flow rate changes over time by less than 10% relative to the average value.

4. The device according to claim 2 or 3, in which for steam with a temperature in the range between 150 and 160 ° C, a substantially constant flow rate has an average value between 0.3 and 10 m ³ / h.

5. The device according to claim 2 or 3, in which for steam with a temperature in the range between 150 and 160 ° C, the specified threshold value is between 8 and 12 kPa.

6. The device according to claim 1, in which at least one productive autonomous inflow regulator is designed so that when the steam from the steam injection pipelines reaches the productive autonomous inflow regulator, the productive autonomous inflow regulator is able to close automatically so that any vapor entering the productive pipeline through the productive autonomous regulator of inflow is less than 5 wt.% of the total fluid entering the productive pipeline through the productive autonomous regulator of inflow.

7. The device according to claim 1, in which the valve body is a freely movable valve body.

8. Device according to any one of claims 1, 2 or 3, in which the injection autonomous regulators of inflow of at least one of the steam injection pipelines are adapted to inject steam into the geological formation, at substantially the same flow rate.

9. Device according to any one of claims 1, 2 or 4, in which the injection autonomous flow regulators of at least one of the steam injection pipes are adapted to inject steam into the geological formation at different flow rates to ensure the use of proper flow rates for different sections of the geological formation.

10. A device according to any one of claims 1, 2 or 3, in which the steam injection pipes are arranged substantially horizontally.

11. Device according to any one of claims 1, 2 or 3, in which the productive pipelines are located essentially horizontally.

12. Device according to any one of claims 1, 2 or 3, in which the geological formation is oil-bearing sand.

13. Device according to any one of claims 1, 2 or 3, in which the recoverable hydrocarbons are bitumen or heavy oil.

14. Device according to any one of claims 1, 2 or 3, which is a system of steam and gravity drainage.

15. The method of thermal extraction of hydrocarbons from a geological formation using a device for thermal extraction of hydrocarbons according to any one of paragraphs.1-14, containing the following stages:

- 10 023605 steam injection into the geological stratum through injection autonomous inflow regulators; collection of heated hydrocarbons in productive pipelines through productive autonomous inflow regulators;

transfer of hydrocarbons to the surface through productive pipelines.