EA023605B1 - Усовершенствование в добыче углеводородов - Google Patents
Усовершенствование в добыче углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA023605B1 EA023605B1 EA201290778A EA201290778A EA023605B1 EA 023605 B1 EA023605 B1 EA 023605B1 EA 201290778 A EA201290778 A EA 201290778A EA 201290778 A EA201290778 A EA 201290778A EA 023605 B1 EA023605 B1 EA 023605B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- steam
- productive
- autonomous
- flow
- inflow
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 56
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 56
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 title description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 69
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 64
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 35
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 230000017488 activation-induced cell death of T cell Effects 0.000 abstract 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000021715 photosynthesis, light harvesting Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
В первом общем варианте изобретение может быть определено нижеследующими пунктами.
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.
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.
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.
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.
Различные регуляторы потока могут быть приспособлены для создания, по существу, одинаковой
- 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.
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.
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.
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.
Геологический пласт может представлять собой нефтеносный песок, и извлекаемые углеводороды могут представлять собой вязкие углеводороды.
Устройство может принимать форму системы парогравитационного дренажа.
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.
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.
Применение может включать любые признаки определенного выше устройства, где это уместно.
Согласно изобретению также создан способ термической добычи углеводородов из геологического пласта, содержащий следующие стадии:
а) размещение по меньшей мере одного регулятора потока в трубопроводе, причем регулятор потока предназначен для автономного регулирования потока текучей среды через него;
б) размещение трубопровода в стволе скважины, с помощью которого по меньшей мере один регулятор потока приспособлен для сообщения геологического пласта и канала трубопровода;
в) нагнетание пара в геологический пласт для нагревания углеводородов;
г) перемещение нагретых паром углеводородов из геологического пласта на поверхность;
д) использование трубопровода для проведения по меньшей мере одной из стадий в) и г).
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.
В способе могут быть использованы любые признаки определенного выше устройства, где это уместно.
Во втором аспекте изобретение может быть определено следующими пунктами формулы изобретения.
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.
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.
3. Устройство по п.2, в котором, по существу, постоянная величина расхода потока изменяется с течением времени менее чем на 10% относительно среднего значения.
- 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.
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.
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.
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.
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.
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.
10. Устройство по п.8 или 9, в котором корпус клапана представляет собой свободноподвижный корпус клапана.
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.
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.
13. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором паронагнетательные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.
14. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором продуктивные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.
15. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором геологический пласт представляет собой нефтеносный песок.
16. Устройство по любому предшествующему пункту, в котором извлекаемые углеводороды представляют собой битум или тяжелую нефть.
17. Устройство по любому предшествующему пункту представляет собой систему парогравитационного дренажа.
18. Способ термической добычи углеводородов из геологического пласта, причем способ содержит следующие стадии:
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;
перемещение углеводородов на поверхность через продуктивные трубопроводы.
Ниже описаны в качестве примера варианты осуществления изобретения с привлечением сопроводительных чертежей, на которых показано следующее:
фиг. 1 представляет график, показывающий взаимосвязь между разностью давлений и величиной расхода потока для известного регулятора притока с конструкцией фиксированного сопла/отверстия или канала;
фиг. 2 схематически представляет ствол известной нагнетательной скважины с двухтрубным заканчиванием для нагнетания пара;
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;
фиг. 4(а) представляет график кривых производительности известного регулятора с фиксированной конструкцией для газа/пара, воды и нефти;
- 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;
фиг. 5 (а) и 5(Ь) схематически представляют виды поперечного сечения, показывающие ситуацию с прорывом пара вблизи продуктивного трубопровода;
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
В клапанах для секции 161 продуктивного трубопровода в настоящей системе парагравитационного
- 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Разнообразные модификации и усовершенствования могут быть сделаны в пределах области описанного здесь изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство для термической добычи углеводородов из геологического пласта, содержащее множество паронагнетательных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством нагнетательных автономных регуляторов притока для нагнетания пара в геологический пласт для снижения вязкости углеводородов в пласте, при этом нагнетательные автономные регуляторы притока размещены на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого паронагнетательного трубопровода;множество продуктивных трубопроводов, каждый из которых снабжен множеством автономных продуктивных регуляторов притока для обеспечения течения нагретых углеводородов в продуктивные трубопроводы для перемещения на поверхность, при этом автономные продуктивные регуляторы притока размещены на расстоянии друг от друга вдоль длины каждого продуктивного трубопровода, причем, 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, причем, 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, при этом по меньшей мере один продуктивный автономный регулятор притока, использующий эффект Бернулли, приспособлен для обеспечения течения нагретых углеводородов и водного конденсата в продуктивный трубопровод и для ограничения прохождения пара в продуктивный трубопровод.
- 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 при превышении разности давлений в нагнетательном автономном регуляторе притока порогового значения.
- 3. Устройство по п.2, в котором, по существу, постоянная величина расхода изменяется с течением времени менее чем на 10% относительно среднего значения.
- 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.
- 5. Устройство по п.2 или 3, в котором для пара с температурой в диапазоне между 150 и 160°С указанное пороговое значение находится между 8 и 12 кПа.
- 6. Устройство по п.1, 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 вес.% от общей текучей среды, поступающей в продуктивный трубопровод через продуктивный автономный регулятор притока.
- 7. Устройство по п.1, в котором корпус клапана представляет собой свободноподвижный корпус клапана.
- 8. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, 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.
- 9. Устройство по любому из пп.1, 2 или 4, в котором нагнетательные автономные регуляторы притока по меньшей мере одного из паронагнетательных трубопроводов приспособлены для нагнетания пара в геологический пласт при различных величинах расхода для обеспечения использования надлежащих величин расхода для различных участков геологического пласта.
- 10. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, в котором паронагнетательные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.
- 11. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, в котором продуктивные трубопроводы размещены, по существу, горизонтально.
- 12. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, в котором геологический пласт представляет собой нефтеносный песок.
- 13. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, в котором извлекаемые углеводороды представляют собой битум или тяжелую нефть.
- 14. Устройство по любому из пп.1, 2 или 3, представляющее собой систему парогравитационного дренажа.
- 15. Способ термической добычи углеводородов из геологического пласта с использованием устройства для термической добычи углеводородов по любому из пп.1-14, содержащий следующие стадии:- 10 023605 нагнетание пара в геологический пласт через нагнетательные автономные регуляторы притока; сбор нагретых углеводородов в продуктивные трубопроводы через продуктивные автономные регуляторы притока;перемещение углеводородов на поверхность через продуктивные трубопроводы.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2692939A CA2692939C (en) | 2010-02-12 | 2010-02-12 | Improvements in hydrocarbon recovery |
| PCT/EP2011/050696 WO2011098328A2 (en) | 2010-02-12 | 2011-01-19 | Improvements in hydrocarbon recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290778A1 EA201290778A1 (ru) | 2013-03-29 |
| EA023605B1 true EA023605B1 (ru) | 2016-06-30 |
Family
ID=44366920
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290778A EA023605B1 (ru) | 2010-02-12 | 2011-01-19 | Усовершенствование в добыче углеводородов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130000883A1 (ru) |
| EP (1) | EP2534336B1 (ru) |
| CN (1) | CN102892974B (ru) |
| CA (1) | CA2692939C (ru) |
| EA (1) | EA023605B1 (ru) |
| MX (1) | MX339348B (ru) |
| WO (1) | WO2011098328A2 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2848243C (en) | 2011-09-08 | 2016-06-28 | Statoil Petroleum As | Autonomous valve with temperature responsive device |
| US9624759B2 (en) | 2011-09-08 | 2017-04-18 | Statoil Petroleum As | Method and an arrangement for controlling fluid flow into a production pipe |
| CA2762480C (en) | 2011-12-16 | 2019-02-19 | John Nenniger | An inflow control valve for controlling the flow of fluids into a generally horizontal production well and method of using the same |
| WO2013124744A2 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Conocophillips Canada Resources Corp. | Sagd steam trap control |
| KR101508969B1 (ko) | 2013-05-08 | 2015-04-07 | 한국지질자원연구원 | 열전도방식을 이용한 오일샌드의 비투멘 채굴 시스템 |
| CN104165046B (zh) * | 2013-05-31 | 2017-10-03 | 微能地质科学工程技术有限公司 | 用于快速并均匀的sagd启动的增强方法 |
| CA2918808A1 (en) | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Schlumberger Canada Limited | Sand control system and methodology |
| US10072485B2 (en) * | 2014-02-12 | 2018-09-11 | Rockwell Automation Asia Pacific Business Center Pte. Ltd. | Systems and methods for localized well analysis and control |
| CA2853074C (en) | 2014-05-30 | 2016-08-23 | Suncor Energy Inc. | In situ hydrocarbon recovery using distributed flow control devices for enhancing temperature conformance |
| CN105756625A (zh) * | 2014-12-17 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 双水平井采油方法 |
| CN104563989A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于水平井的同井注采热力采油方法及其管柱 |
| CA3066824C (en) * | 2017-06-22 | 2022-08-16 | Starse Energy And Technology (Group) Co., Ltd. | Composite water-controlling and flow-limiting device and screen pipe thereof |
| US11441403B2 (en) | 2017-12-12 | 2022-09-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of improving production in steam assisted gravity drainage operations |
| US10794162B2 (en) | 2017-12-12 | 2020-10-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for real time flow control adjustment of a flow control device located downhole of an electric submersible pump |
| US10550671B2 (en) | 2017-12-12 | 2020-02-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Inflow control device and system having inflow control device |
| CN110005387A (zh) * | 2019-04-30 | 2019-07-12 | 中国石油大学(北京) | 用于双水平井sagd的调控装置及油藏开采方法和装置 |
| CN111894539A (zh) * | 2019-05-05 | 2020-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 超稠油蒸汽腔发育方法 |
| CA3122813A1 (en) | 2020-06-18 | 2021-12-18 | Cenovus Energy Inc. | Conformance control in hydrocarbon recovery |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5141054A (en) * | 1991-03-13 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution |
| US20050072567A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Steele David Joe | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| US20080251255A1 (en) * | 2007-04-11 | 2008-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steam injection apparatus for steam assisted gravity drainage techniques |
| WO2009088292A1 (en) * | 2008-01-04 | 2009-07-16 | Statoilhydro Asa | Improved method for flow control and autonomous valve or flow control device |
| US20090218089A1 (en) * | 2008-02-28 | 2009-09-03 | Steele David J | Phase-Controlled Well Flow Control and Associated Methods |
| US20090229824A1 (en) * | 2008-03-14 | 2009-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature triggered actuator for subterranean control systems |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3338306A (en) * | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| CA2046107C (en) * | 1991-07-03 | 1994-12-06 | Geryl Owen Brannan | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
| CA2325777C (en) * | 2000-11-10 | 2003-05-27 | Imperial Oil Resources Limited | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production |
| US6708763B2 (en) * | 2002-03-13 | 2004-03-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation |
| US7571771B2 (en) * | 2005-05-31 | 2009-08-11 | Cdx Gas, Llc | Cavity well system |
| EA013497B1 (ru) | 2006-07-07 | 2010-04-30 | Статоилхюдро Аса | Способ для регулирования расхода и автономные клапан или устройство для регулирования расхода |
| EP2189622B1 (en) * | 2007-01-25 | 2018-11-21 | WellDynamics Inc. | Casing valves system for selective well stimulation and control |
| US7918275B2 (en) * | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
| NO337784B1 (no) | 2008-03-12 | 2016-06-20 | Statoil Petroleum As | System og fremgangsmåte for styring av fluidstrømmen i grenbrønner |
| US8307915B2 (en) * | 2008-04-10 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling multilateral wells using magnetic ranging while drilling |
-
2010
- 2010-02-12 CA CA2692939A patent/CA2692939C/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-01-19 US US13/578,357 patent/US20130000883A1/en not_active Abandoned
- 2011-01-19 EP EP11700374.9A patent/EP2534336B1/en not_active Not-in-force
- 2011-01-19 CN CN201180013666.5A patent/CN102892974B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-01-19 EA EA201290778A patent/EA023605B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-01-19 WO PCT/EP2011/050696 patent/WO2011098328A2/en active Application Filing
- 2011-01-19 MX MX2012009325A patent/MX339348B/es active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5141054A (en) * | 1991-03-13 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution |
| US20050072567A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Steele David Joe | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| US20080251255A1 (en) * | 2007-04-11 | 2008-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Steam injection apparatus for steam assisted gravity drainage techniques |
| WO2009088292A1 (en) * | 2008-01-04 | 2009-07-16 | Statoilhydro Asa | Improved method for flow control and autonomous valve or flow control device |
| US20090218089A1 (en) * | 2008-02-28 | 2009-09-03 | Steele David J | Phase-Controlled Well Flow Control and Associated Methods |
| US20090229824A1 (en) * | 2008-03-14 | 2009-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature triggered actuator for subterranean control systems |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| DHARMESH R. GOTAWALA: "SAGD Subcool Control With Smart Injection Wells", INTERNET CITATION, 8 June 2009 (2009-06-08), XP007914365, Retrieved from the Internet: URL:http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=SPE-122014-M S&soc=SPE, [retrieved on 2010-08-10], paragraph [0004], abstract * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130000883A1 (en) | 2013-01-03 |
| CN102892974A (zh) | 2013-01-23 |
| CA2692939A1 (en) | 2011-08-12 |
| EP2534336A2 (en) | 2012-12-19 |
| EP2534336B1 (en) | 2018-09-26 |
| WO2011098328A3 (en) | 2012-03-01 |
| MX339348B (es) | 2016-05-19 |
| EA201290778A1 (ru) | 2013-03-29 |
| CN102892974B (zh) | 2016-11-16 |
| CA2692939C (en) | 2017-06-06 |
| WO2011098328A2 (en) | 2011-08-18 |
| MX2012009325A (es) | 2012-11-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA023605B1 (ru) | Усовершенствование в добыче углеводородов | |
| RU2379494C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| US9540917B2 (en) | Hydrocarbon recovery employing an injection well and a production well having multiple tubing strings with active feedback control | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| US20070284107A1 (en) | Heavy Oil Recovery and Apparatus | |
| CA2853074C (en) | In situ hydrocarbon recovery using distributed flow control devices for enhancing temperature conformance | |
| CN102678096B (zh) | 一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法 | |
| RU2530175C2 (ru) | Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов | |
| RU2442884C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2582256C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума | |
| WO2019095054A1 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation | |
| RU2433254C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CA2890491C (en) | Hydrocarbon recovery start-up process | |
| CA2707776C (en) | A method and apparatus for the preferential production of fluids from horizontal wells | |
| RU2307242C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| CA2884968A1 (en) | System and method for producing oil from oil sands reservoirs with low overburden or permeable caprock and heavy oil reservoirs | |
| RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
| CA2888892C (en) | Non condensing gas management in sagd | |
| CA2769044C (en) | Fluid injection device | |
| RU2474680C1 (ru) | Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
| DK201470794A1 (en) | A method of producing viscous hydrocarbons by steam-assisted gravity drainage | |
| RU2749703C1 (ru) | Способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием | |
| RU2681758C1 (ru) | Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2310743C1 (ru) | Способ теплового воздействия на нефтяной пласт | |
| RU2724718C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |