EA029006B1 - Способ инициирования парогравитационного дренажа - Google Patents
Способ инициирования парогравитационного дренажа Download PDFInfo
- Publication number
- EA029006B1 EA029006B1 EA201490962A EA201490962A EA029006B1 EA 029006 B1 EA029006 B1 EA 029006B1 EA 201490962 A EA201490962 A EA 201490962A EA 201490962 A EA201490962 A EA 201490962A EA 029006 B1 EA029006 B1 EA 029006B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- injection well
- injection
- wells
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 title abstract 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 123
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 123
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 68
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 54
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 14
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 13
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 abstract description 28
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 49
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 11
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L calcium bicarbonate Chemical compound [Ca+2].OC([O-])=O.OC([O-])=O NKWPZUCBCARRDP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000020 calcium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- -1 condensate Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 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
- 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
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Способ инициирования парогравитационного дренажа (SAGD) для придания подвижности и извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте, включающий стадию, в которой сначала создают путь циркуляции соединением нагнетательной SAGD-скважины и циркуляционной скважины. Циркуляционная скважина может представлять собой продуктивную SAGD-скважину или отдельную скважину, сформированную рядом с носком нагнетательной скважины. Поначалу теплоноситель, такой как пар или топочные газы, циркулирует для формирования тепловой камеры около нагнетательной скважины. По завершении начального пускового режима путь циркуляции перекрывают для последующего распространения тепловой камеры и выхода на установившийся эксплуатационный режим SAGD-работ.
Description
Настоящая заявка согласно разделу 35 Кодекса законов США, §119(е), утверждает приоритет предварительной патентной заявки США с серийным № 61/560367, поданной 16 ноября 2011 г., которая полностью включена в качестве ссылки.
Область техники
Раскрытые здесь варианты исполнения в основном относятся к способам и системам для инициирования циркуляции пара между протяженными горизонтально, как правило, параллельными и соседними буровыми скважинами, такими как парные скважины для парогравитационного дренажа (8ΑΟΌ).
Уровень техники
Со ссылкой на фиг. 1, и как это является общеизвестным в промышленности, для парогравитационного дренажа (8ΑΟΌ) применяют парные скважины из тесно связанных протяженных горизонтально в основном параллельных скважин, включающих первую паронагнетательную скважину (нагнетательную скважину) и вторую продуктивную скважину (эксплуатационную скважину), находящуюся на расстоянии и позиционированную ниже нагнетательной скважины. Как правило, процесс 8ΑΟΌ начинается в пусковой фазе с независимой и одновременной циркуляцией пара как через нагнетательную скважину, так и через продуктивную скважину. Пар нагнетают через колонну насосно-компрессорных труб, которая проходит до носка каждой из нагнетательной скважины и продуктивной скважины. Нагнетаемый пар конденсируется в каждой скважине, высвобождая тепло и создавая жидкостную фазу, которую удаляют через затрубное пространство по направлению, противоположному нагнетанию пара.
Выделившееся тепло первоначально распространяется через промежуточную часть пласта между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной (межскважинный участок), и затем через пласт для достаточного нагревания, и тем самым делая подвижным битум в нем, чтобы побудить нагретый битум перетекать в режиме гравитационного дренажа в продуктивную скважину. В этой пусковой фазе между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной создается тепловая камера, когда сделанный подвижным битум под действием силы тяжести стекает в продуктивную скважину.
После достижения межскважинного сообщения по пару пар непрерывно нагнетают в верхнюю нагнетательную скважину, и конденсат и нагретую нефть выводят из нижней продуктивной скважины.
Этот пусковой режим 8ΑΟΌ до настоящего времени стимулировали с использованием разнообразных известных способов, включающих расширение холодной водой, расширение паром, пропитывание растворителем и электрический нагрев, для сокращения времени, необходимого для установления сообщения между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной. При расширении холодной водой и паром холодную воду или пар нагнетают в межскважинную область для создания вертикальной зоны расширения и повышения пористости, проницаемости и насыщения водой межскважинной области.
При пропитывании растворителем нагнетают растворитель в межскважинную область и оставляют для пропитывания перед пропариванием. Растворитель смешивается с находящимся там битумом и снижает вязкость битума, обеспечивая повышение подвижности битума при более низкой температуре.
В способе электрического нагрева электрический скважинный нагреватель размещают в скважинах для передачи тепла в межскважинную область, чтобы снизить вязкость битума в ней.
Сделавшись подвижным, битум стекает в продуктивную скважину, поровое пространство, освобожденное битумом, образует паровую камеру, которая продолжает расширяться горизонтально и вертикально. Одновременную циркуляцию пара как в нагнетательную скважину, так и в продуктивную скважину (или пусковой режим 8ΑΟΌ), прекращают, когда паровая камера достигает продуктивной скважины, и может быть начат вывод 8ΑΟΌ на эксплуатационный режим.
Во время вывода на эксплуатационный режим пар нагнетают только в нагнетательную скважину при постоянном давлении для мобилизации тяжелой нефти вокруг нагнетательной скважины, чтобы продолжать гравитационный дренаж и извлечение через продуктивную скважину.
Факторы, обусловливающие успех или своевременность применения метода повышения нефтеотдачи пласта из нефтеносных пластов, включают механизмы передачи тепловой энергии или вытеснения в пласт для третичного метода добычи нефти (ΕΘΚ). Зачастую первичное извлечение углеводородов оставляет области пористости, червоточины или прочие зоны с высокой водопроводимостью, благоприятные для приведения в действие механизмов ΕΘΚ
В пластах, которые обычно считаются пригодными для 8ΑΟΌ, таких как ранее неразработанные пласты, начальные условия транспорта пара, растворителя или другой перемещаемой среды делают инициирование медленным и могут задерживать развитие тепловой мобилизационной камеры. Кроме того, до настоящего времени каждую из пары скважин в области парных скважин обрабатывали независимо, без учета соседней из пары скважин или без пользы для нее.
Независимо от механизма существует благоприятная возможность улучшить инициирование циркуляции для парогравитационного дренажа и межскважинное сообщение между нагнетательной и продуктивной скважинами.
Сущность изобретения
В общем, в раскрытых здесь вариантах выполнения первоначальное формирование тепловой 8АОЭ-камеры ускоряют установлением пути однонаправленной термически стимулируемой циркуляции между нагнетательной скважиной и циркуляционной скважиной, либо от "нижней точки вертикального
- 1 029006
участка скважины к забою скважины", либо от "забоя скважины к нижней точке вертикального участка скважины".
В вариантах исполнения сообщение между парой скважин устанавливают для инициирования пути однонаправленной термически стимулируемой циркуляции от нижней точки вертикального участка скважины нагнетательной скважины в сторону забоя скважины для возвращения через циркуляционную скважину, такую как продуктивная скважина, для термической стимуляции и быстрого начального формирования паросольвентной камеры, перед переходом к более традиционному двухскважинному 8ΑΟΌнагнетанию и добыче. Такое межскважинное сообщение устанавливают в одном или более местах вдоль их длины так, чтобы с помощью одного или нескольких процессов, включающих растрескивание пласта, провести пересечение парных скважин во время бурения или расширения ствола скважины снизу вверх от забоя скважины каждой скважины с перекрыванием расширенных зон. Межскважинное сообщение между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной по соседству с их соответствующими забоями скважины максимизирует путь циркуляции.
В альтернативных вариантах выполнения устанавливают циркуляцию "от забоя скважины к нижней точке вертикального участка скважины" первоначальным формированием циркуляционной скважины, таким как создание термоскважины рядом с забоем скважины нагнетательной δΆΟΌ-скважины, для первоначального установления пути термически стимулируемой циркуляции, такого как между термоскважиной и вдоль нагнетательной δΑΟΌ-скважины в сторону поверхности.
После формирования пути однонаправленной термически стимулируемой циркуляции тепловая энергия, направляемая для инициирования циркуляции, может подводиться с помощью теплоносителя, такого как пар, пар-растворитель, или прочие механизмы теплового воздействия.
Кроме основанных на применении пара механизмов теплового воздействия, другие источники тепловой энергии могут включать скважинный парогенератор, горелку или ее форму, в том числе описанную в принадлежащей заявителю находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке, озаглавленной "Устройства и способы генерирования пара в скважине и третичный метод нефтедобычи (БОК)" (поданной 14 января 2010 года в Канаде, с серийным номером 2690105, и опубликованной в Соединенных Штатах 22 июля 2010 года как патентный документ И8 2010/0181069 А1, содержание обеих из которых включено здесь ссылкой). Заявитель также ссылается на такой способ скважинного генерирования пара, как 8ТК1Р™, торговая марка фирмы Кекоигее ΙηηοναΙίοηδ 1пс., Калгари, Канада.
Соответственно этому в еще одном варианте выполнения продукты сгорания циркулируют вдоль, по меньшей мере, нагнетательной скважины. Источник сгорания может быть размещен для доступа к нагнетательной скважине с направлением потока нагретых продуктов сгорания вдоль нагнетательной скважины от "нижней точки вертикального участка скважины к забою скважины" или "от забоя скважины к нижней точке вертикального участка скважины". Подобным образом, в других представленных выше стратегиях продукты сгорания по мере их образования могут быть закачаны через нагнетательную скважину или из термоскважины, сформированной рядом с забоем скважины. Неконденсируемые продукты сгорания выводятся из другой нагнетательной скважины или продуктивной скважины, не имеющей источника сгорания. Отведение газов может предусматривать регулирование давления.
В случае промысла с двумя или более соседними и в основном параллельными парными 8ΑΟΌскважинами дополнительная тепловая энергия в результате нагнетания продуктов сгорания может оказывать влияние и делать подвижной более значительную часть пластового резервуара между парными скважинами. В вариантах исполнения с использованием термоскважины одна термоскважина может быть сформирована для обслуживания или установления межскважинного сообщения с несколькими парными δΑΟΌ-скважинами.
В широком смысле способ инициирования мобилизации методом δΑΟΌ и извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте включает стадии, в которых пробуривают парные δΑΟΌскважины, включающие нагнетательную скважину, имеющую первую нижнюю точку вертикального участка скважины, первый забой скважины и первый протяженный горизонтально между ними участок, продуктивную скважину, имеющую вторую нижнюю точку вертикального участка скважины, второй забой скважины и второй протяженный горизонтально между ними участок, устанавливают начальный путь термически стимулированной циркуляции вдоль по меньшей мере одной части протяженного горизонтально участка нагнетательной скважины во время пусковой фазы; и после этого проводят либо вывод на эксплуатационный режим, либо традиционную работу методом δΑΟΌ.
В еще одном аспекте способ инициирования мобилизации методом δΑΟΌ и извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте включает стадии, в которых формируют парные δΑΟΌскважины в пласте, причем парные скважины имеют нагнетательную скважину, размещенную в основном параллельно продуктивной скважине и на отдалении от нее, продуктивную скважину, имеющую забой скважины, и после их формирования создают однонаправленный путь термически стимулированной циркуляции вдоль нагнетательной скважины путем соединения нагнетательной скважины с циркуляционной скважиной. Затем между нагнетательной скважиной и циркуляционной скважиной циркулирует теплоноситель с образованием начальной тепловой камеры вдоль по меньшей мере части нагнетательной скважины. Тепловая камера делает подвижными углеводороды для извлечения из продуктивной
- 2 029006
скважины.
В разнообразных аспектах первоначально установленная термически стимулированная циркуляция включает одно или более из формирования однонаправленного пути теплового потока вдоль горизонтально протяженного участка нагнетательной скважины, в одном варианте исполнения от нижней точки вертикального участка скважины к забою скважины, в еще одном варианте исполнения от забоя скважины к нижней точке вертикального участка скважины или формирования пути межскважинной термически стимулированной циркуляции между первым и вторым горизонтально протяженными участками для формирования начальной тепловой камеры между первым и вторым горизонтально протяженными участками при пути межскважинного сообщения, создания установившегося режима подведения тепловой энергии для разрастания начальной тепловой камеры или формирования термоскважины рядом с первым забоем скважины и создания сообщения тем самым для формирования пути теплового потока вдоль первого горизонтально протяженного участка в любом направлении, и после этого перекрывания пути циркуляционного потока и придания подвижности углеводородам и извлечения углеводородов из продуктивной скважины в работах методом 8ΆΟΌ.
В других аспектах источником тепловой энергии для подведения теплового потока является пар, продукты сгорания или пар, образованный на поверхности раздела между продуктами сгорания и нагнетаемой водой. Продукты сгорания, такие как топочные газы от горения в стволе скважины, могут быть генерированы с использованием скважинной горелки в нагнетательной скважине или в термоскважине рядом с первым забоем скважины, с отведением, по меньшей мере, некоторых неконденсируемых продуктов сгорания из термоскважины или нагнетательной скважины соответственно.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет показательную схему системы парогравитационного дренажа (δΑΟΌ), известной в прототипе;
фиг. 2 иллюстрирует прямое межскважинное соединение парных δΑΟΠ-скважин, созданное направленным бурением забоя скважины нагнетательной скважины вниз к забою скважины соответствующей продуктивной скважины;
фиг. 3 иллюстрирует прямое межскважинное соединение парных δΆΟΠ-скважин, созданное гидроразрывом межскважинной области между забоем скважины нагнетательной скважины и забоем скважины соответствующей продуктивной скважины;
фиг. 4 иллюстрирует прямое межскважинное соединение парных δΆΟΠ-скважин, созданное направленным бурением забоя скважины продуктивной скважины вверх до пересечения с забоем скважины соответствующей нагнетательной скважины;
фиг. 5 иллюстрирует скважинную горелку, размешанную у нижней точки вертикального участка скважины нагнетательной скважины, и формирование начальной тепловой камеры, создаваемой циркуляцией теплоносителя от нагнетательной скважины к продуктивной скважине, причем тепловая камера находится вокруг межскважинного соединения;
фиг. 6 иллюстрирует межскважинное соединение согласно фиг. 5, впоследствии цементированное или иным образом заблокированное, для распространения роста тепловой камеры при установившемся режиме работ в условиях δΛΟΌ;
фиг. 7 иллюстрирует скважинную горелку, размещенную в новой термоскважине рядом с забоем скважины ранее пробуренной нагнетательной скважины;
фиг. 8 иллюстрирует тепловую камеру, созданную скважинной горелкой в варианте исполнения согласно фиг. 7, причем тепловая камера находится в сообщении с нагнетательной скважиной и пересечением с продуктивной скважиной;
фиг. 9А представляет схему в разрезе расширяющихся в боковые стороны тепловых камер, создаваемых при традиционных работах методом δΑΟΌ;
фиг. 9В представляет схему в разрезе расширяющихся в боковые стороны тепловых камер, создаваемых при традиционных работах методом паросольвентного δΑΟΌ;
фиг. 9С представляет схему в разрезе расширяющихся в боковые стороны тепловых камер, создаваемых в описываемых здесь разнообразных вариантах исполнения;
фиг. 10 представляет перспективную схему пласта, имеющего несколько термоскважин, каждая из которых позиционирована в основном между парой парных δΑΟΠ-скважин на промысле с парными δΑΟΠ-скважинами;
фиг. 11 представляет вид сбоку варианта исполнения с пластом, имеющим термоскважину, размещенную в основном между забоями скважин обращенных друг к другу парных δΑΟΌ-скважин;
фиг. 12 иллюстрирует термоскважину, позиционированную у забоя скважины нагнетательной скважины в ранее эксплуатировавшихся и истощенных парных δΑΟΌ-скважинах;
фиг. 13 иллюстрирует альтернативное размещение нагнетательной скважины и продуктивной скважины в карбонатном пласте, причем горизонтально протяженный участок нагнетательной скважины позиционирован ближе к потолочной поверхности раздела продуктивной зоны и перекрывающей породы;
фиг. 14 иллюстрирует способ газонапорного гравитационного дренажа, применимого к карбонатным пластам;
- 3 029006
фиг. 15 иллюстрирует термосифонный способ, применимый при разработке пласта традиционным 8ΆΟΌ; и
фиг. 16 иллюстрирует растрескивание внутри продуктивной зоны в карбонатном пластовом резервуаре для повышения проницаемости и подвижности углеводородов около скважинной горелки.
Подробное описание изобретения
Приведенные здесь варианты выполнения стимулируют пусковую фазу работы по прототипному методу 8ΆΟΌ и устанавливают однонаправленный путь Р термически стимулированной циркуляции вдоль нагнетательной скважины и циркуляционной скважины, либо созданием, по существу, прямого межскважинного соединения с продуктивной скважиной, либо введением новой термоскважины рядом с забоем скважины нагнетательной скважины для сообщения с нею. Однонаправленный путь Р термически стимулированной циркуляции для удаления жидкостной фазы, конденсата или эмульсии, созданных паром, когда он нагревает битум в пласте. Тепловая энергия может быть подведена посредством пара или с помощью скважинной горелки. Скважинная горелка может дополнительно интенсифицировать добычу из даже истощенных при δΛΟΌ пластов.
Во время формирования парных δΆΟΌ-скважин, или после этого, нагнетательная скважина может быть присоединена к циркуляционной скважине для формирования вдоль нее однонаправленного протока термически стимулированной циркуляции. Циркуляционная скважина либо обеспечивает введение теплоносителя, либо удаление из нее его продуктов. Продукты от введения теплоносителя могут включать конденсат, эмульсию и неконденсируемые компоненты.
С привлечением фиг. 2, один вариант выполнения может включать создание, по существу, прямого соединения между парными скважинами из нагнетательной скважины 10 и продуктивной скважины 20 в качестве циркуляционной скважины, из которой может быть развита начальная тепловая камера.
Парные δΆΟΌ-скважины, как показано, формируют бурением нагнетательной скважины 10, включающей первую нижнюю точку вертикального участка скважины 40, первый забой скважины 50 и первый протяженный горизонтально участок 60 между ними, от поверхности в углеводородсодержащем пласте 70. Подобным образом, пробуривают продуктивную скважину 20, включающую вторую нижнюю точку вертикального участка скважины 80, второй забой скважины 90 и второй протяженный горизонтально участок 100 между ними, таким образом, что второй протяженный горизонтально участок 100 является, по существу, параллельным и отдаленным на расстояние под первым протяженным горизонтально участком 60.
В одном варианте выполнения прямое соединение 120 может быть сформировано между протяженными горизонтально участками 60, 100 парных скважин для быстрого установления межскважинного сообщения между нагнетательной скважиной 10 и продуктивной скважиной 20, и путь Р термически стимулированной циркуляции обеспечивает возможность непосредственной циркуляции тепловой энергии между по меньшей мере частью протяженных горизонтально участков нагнетательной скважины 10 и циркуляционной скважиной, в этом примере продуктивной скважиной 20. Хотя фиг. 2 иллюстрирует, по существу, прямое межскважинное соединение 120, сформированное около забоев скважины 50, 90 нагнетательно-продуктивных парных скважин. Заявитель отмечает, что, по существу, прямое межскважинное соединение 120 размещается где-нибудь еще вдоль протяженных горизонтально участков 60, 100 и между ними из соответствующих нагнетательной скважины 10 и продуктивной скважины 20. В настоящей заявке межскважинное соединение 120 будет иллюстрировано как находящееся рядом с забоями скважин 50, 90 протяженных горизонтально участков 60, 100 нагнетательной и продуктивной скважин 10, 20, делая максимальной эффективную длину протяженного горизонтально участка 60 нагнетательной скважины 10.
Со ссылкой на фиг. 3 и в одном варианте выполнения прямое межскважинное соединение 120 может быть сформировано гидроразрывом межскважинной области или промежуточного участка 130 пласта 70 между протяженными горизонтально участками 60, 100 парных скважин. В одном варианте исполнения, и как показано, гидроразрыв может быть проведен по меньшей мере в одном из забоев скважин 50 или 90 от одной горизонтальной скважины из пары к другой. Заявитель полагает, что благодаря тесной близости или межскважинному расстоянию в парных δΆΟΌ-скважинах, типично порядка 5 м, гидроразрыв преимущественно происходил бы между нагнетательной скважиной 10 и продуктивной скважиной 20 в каждой паре скважин, создавая, по существу, прямое соединение 120, соединения или протоки Р для теплового механизма распространения через пласт 70.
В еще одном варианте выполнения прямое соединение 120 может быть сформировано направленным бурением через промежуточный участок 130 пласта между двумя протяженными горизонтально участками 60, 100 таким образом, что протяженные горизонтально участки 60, 100 пересекаются друг с другом. С обращением опять к фиг. 2, первый забой скважины 50 первого протяженного горизонтально участка 60 может быть отклонен вниз во время бурения до достижения второго протяженного горизонтально участка 100 и пересечения с ним.
Со ссылкой на фиг. 4, подобным образом в еще одном варианте исполнения забой скважины 90 второго протяженного горизонтально участка 100 может быть отклонен вверх во время бурения до достижения первого протяженного горизонтально участка 60 и пересечения с ним.
- 4 029006
Пересечение нагнетательной скважины 10 и продуктивной скважины 20 устанавливает прямое или, по существу, прямое соединение 120 и путь Р циркуляции.
С привлечением фиг. 5 после формирования межскважинного соединения 120 создают циркуляцию теплоносителя. В одном варианте исполнения тепловая энергия может быть подведена или передана вниз по нагнетательной скважине 10 путем нагнетания теплоносителя, такого как пар, или, как показано в одном альтернативном варианте исполнения, подачей горячих топочных газов из скважинной горелки 150, размещенной около первой нижней точки вертикального участка скважины 40 нагнетательной скважины
10. Теплоноситель обычно в форме пара либо с поверхности, либо от ш-8Йи парогенератора, либо в виде горячих топочных газов от горелки, расположенной либо на поверхности, либо позиционированной в стволе скважины может быть вовлечен в сквозную циркуляцию из нагнетательной скважины 10 через тепловую камеру 140 и в продуктивную скважину 20. Во время циркуляции теплоносителя пар конденсируется, и воду и эмульсию откачивают из продуктивной скважины 20. В случае горелки неконденсируемые материалы и выхлопные газы могут быть выдуты через продуктивную скважину 20 просто как часть пути термически стимулированной циркуляции.
В одном варианте выполнения, и как показано, скважинная горелка 150 может быть позиционирована в вертикальном участке 160 рядом с первой нижней точкой вертикального участка скважины 40 нагнетательной скважины 10 для генерирования горячих топочных газов, которые могут циркулировать через путь Р термически стимулированной циркуляции, созданный между парой скважин для нагревания, растворения или иным образом придания подвижности нефти, окружающей парные скважины.
Кроме того, как показано в фиг. 5, и в одном варианте выполнения с использованием парогенератора, такого как генератор заявителя, представленный в опубликованной патентной заявке США с серийным № 2010/0181069, по меньшей мере горячие топочные газы, и связанная теплота в пласте, могут сосредоточиваться около первой нижней точки вертикального участка скважины 40 нагнетательной скважины 10, и при стационарном режиме работы действовать для подведения, по меньшей мере, тепловой энергии и горячих топочных газов вниз к первому протяженному горизонтально участку 60, для подачи горячих топочных газов и тепла в пласт 70. Тепловая энергия от теплоты и горячих топочных газов может передаваться в промежуточную область 130 пласта 70, тогда как образовавшийся избыток неконденсируемых газов может циркулировать и удаляться через нижнюю продуктивную скважину 20. Тепло от процесса также преобразует пластовую воду или дополнительно нагнетаемую воду в пар в дополнение к паровому тепловому механизму. Ставшая более подвижной тяжелая нефть, течет вниз в продуктивную скважину 20 и также может смешиваться с избыточными топочными газами, которые могут создавать газлифтную гидравлическую подъемную силу для транспортирования мобилизованной нефти на поверхность.
С привлечением фиг. 6, как только пусковой режим завершается, и углеводородсодержащий пласт 70 получает увеличенное количество тепловой энергии для нагревания битума, и по мере роста или распространения тепловой камеры 140 способ корректируют, чтобы сосредоточиться больше на матричной нефти над продуктивной скважиной 20 и вокруг нагнетательной скважины 10. Соответственно этому циркуляционный путь Р, сформированный двумя скважинами 10, 20, прерывают для преобразования в более традиционный процесс 8ΑΟΌ или в установившийся эксплуатационный режим путем блокирования межскважинного соединения 120.
Установившиеся эксплуатационные режимы похожи на традиционные работы методом 8ΑΟΌ. В случае подаваемых горелкой топочных газов они также содержат неконденсируемый СО2, собирающийся на дне начальной тепловой камеры 140. Горячие топочные газы, выделяемые в эту камеру, перекрывают более холодный СО2 в топочных газах, которые теряют тепловую энергию, когда они приходят в контакт с верхней частью стенок камеры. Этот процесс нагревает и растворяет находящийся в контакте битум, стимулирует стекание жидкости вниз по стенкам камеры для сбора на дне камеры. Как жидкость, так и избыточные неконденсируемые пары извлекаются со дна этой камеры.
В ходе приготовления к работам в установившемся эксплуатационном режиме процесс подведения тепла временно приостанавливают, чтобы иметь возможность зацементировать или иным образом блокировать одну из нагнетательной скважины 10 или продуктивной скважины 20 вблизи межскважинного соединения 120. В одном варианте исполнения, и как показано на фиг. 6, забой скважины 90 продуктивной скважины 20 может быть зацементирован и закупорен рядом с забоем скважины 90. Продуктивная скважина 20 может быть тампонирована нагнетанием цементного раствора, чтобы минимизировать предпочтительное течение теплового потока между парными скважинами. В еще одном варианте исполнения цементирование и тампонирование может происходить в нагнетательной скважине 10 около межскважинного соединения 120. Кроме того, чтобы ослабить преимущественное течение вокруг тампонированной скважины, может быть использовано нагнетание цементного раствора под давлением в пласт, чтобы предотвратить преимущественное течение теплового потока между парными скважинами через пространство между обсадной колонной и пластом.
В результате разъединения нагнетательной скважины 10 и продуктивной скважины 20 и стимулирования гравитационного дренажа сделанной подвижной нефти в нижнюю продуктивную скважину 20, предполагается разрастание тепловой камеры 140, как правило, в радиальную по природе, от места, по
- 5 029006
существу, прямого межскважинного соединения 120 в сторону нижних точек вертикального участка скважины 40, 80 парных скважин.
В одном альтернативном варианте выполнения, и как показано в фиг. 7, новая циркуляционная скважина, такая как термоскважина 15, может быть пробурена для размещения скважинной горелки 150 около первого забоя скважины 50 нагнетательной скважины 10. Как показано в этом варианте исполнения, термоскважина 15 является вертикальной.
Как показано, создают термоскважину 15, и скважинная горелка 150 может быть размещена около первого забоя скважины 50 нагнетательной скважины 10. Термоскважина 15 может быть размещена достаточно близко к верхней нагнетательной скважине 10, чтобы обеспечить пару и/или растворителю возможность прорываться и протекать в пласт 70 через первый протяженный горизонтально участок 60 для создания пути Р термически стимулированной циркуляции. Теплота и/или растворитель могут перемещаться вниз от первого протяженного горизонтально участка 60 нагнетательной скважины 10, в течение какового времени теплота и/или растворитель могут распространяться в окружающий пласт 70. Совокупное действие делает битум подвижным вокруг нагнетательной скважины 10. В результате этого нагнетательная скважина 10 может исполнять двойную функцию, во-первых, для создания пути Р термически стимулированной циркуляции, и, во-вторых, для отведения избыточных неконденсируемых газов.
Со ссылкой на фиг. 8, горячие топочные газы, образованные скважинной горелкой 150, могут нагнетаться в пласт 70, и их теплота может распространяться через пласт 70, окружающий верхнюю нагнетательную скважину 10 для придания подвижности битуму в нем и обеспечения гравитационного дренажа и извлечения через нижнюю продуктивную скважину 20.
Скважинная горелка 150 дополнительно создает тепловую камеру 200 около верхней нагнетательной скважины 10, и установившийся эксплуатационный режим горелки 150 обусловливает разрастание тепловой камеры 200, пока она не достигнет нижней продуктивной скважины 20.
С течением времени тепловая камера 200 разрастается до пересечения с продуктивной скважиной 20, и область вокруг парных скважин развивается в традиционную тепловую камеру. Неконденсируемые газы преимущественно протекают от первого забоя скважины 50 к первой нижней точке вертикального участка скважины 40 верхней нагнетательной скважины 10.
В установившемся эксплуатационном режиме скзажинная горелка 150 генерирует горячие топочные газы около тепловой камеры 200, которые поступают в пласт 70 около первого забоя скважины 50 для проникновения через него. Как раскрыто в принадлежащей заявителю опубликованной патентной заявке США 2010/0181069 (опубликованной 22 июля 2010 года), пар создается внутри пласта 70, когда нагнетаемая вода под действием силы тяжести стекает в эти горячие топочные газы. Пар, образовавшийся внутри пласта 70, окружающего тепловую камеру 200, подобным образом следует по пути наименьшего сопротивления, и соответственно этому будет точно также протекать в первый забой скважины 50 верхней нагнетательной скважины 10. Пар переносит и проводит теплоту в пласт 70 вокруг нагнетательной скважины 10, в то время как неконденсируемые газы затем выводятся на поверхность через нагнетательную скважину 10.
Отведение топочных газов обеспечивает массопоток теплоносителя тепловой камеры вдоль нагнетательной скважины 10. Для поддержания давления и предотвращения немедленного отведения горячих топочных газов через нагнетательную скважину 10 в нагнетательной скважине 10 у поверхности может быть размещен нагнетательный клапан 210. Когда избыточные неконденсируемые газы выходят на поверхности через циркуляционный путь Р, температуры между паром и битумом можно регулировать, управляя давлением в системе. Такое управление регулированием давления позволяет оператору контролировать потоки тепловой энергии и направлять их преимущественно в пласт, избегая обходных путей или нетронутых областей.
В альтернативном варианте, термоскважина 15 может формировать отводной участок циркуляционного пути Р и горелку, размещенную в нагнетательной скважине 10, как было иллюстрировано ранее в фиг. 5. Добавление термоскважины заменяет межскважинное соединение 120 между нагнетательной скважиной 10 и продуктивной скважиной 20, обеспечивая альтернативно стимулированный пусковой режим. Управление давлением в пласте также регулирует распространение тепла в тепловой камере 200.
Со ссылкой на фиг. 9А-9С, очевидно, что варианты выполнения раскрытого здесь способа приводят к более эффективной и повышенной степени бокового роста или расширения тепловой камеры 200, чем в прототипе.
Как показано на фиг. 9А, традиционные парные δΑΟΌ-скважины обычно отстоят друг от друга на расстояние от около 50 до 200 м, и тепловые камеры 200, 200, созданные при соседних парных 8ΑΟΌскважинах, отделены друг от друга на расстояние около 20 м между их ближайшими точками. Подобным образом, как показано в фиг. 9В, парные скважины паросольвентного 8ΑΟΌ типично отстоят друг от друга на расстояние от 100 до 400 м, и тепловые камеры 200, 200, созданные каждой парой скважин, разделены между собой расстоянием около 30 м по их ближайшим точкам. Как показано, тепловые камеры 200, 200 ни традиционных парных δΑΟΌ-скважин (фиг. 9А), ни парных скважин паросольвентного 8ΑΟΌ (фиг. 9В) не пересекаются друг с другом, приводя к тому, что часть пласта 70 остается незатронутой.
- 6 029006
С привлечением фиг. 9С парные скважины в условиях раскрытых здесь вариантов выполнения могут отстоять друг от друга на расстояние от около 100 до 400 м. Однако тепловые камеры 200, 200, созданные в условиях представленных здесь вариантов исполнения, в боковом направлении или горизонтально распространяются внутри пласта 70 до пересечения тепловых камер, созданных соседними парными скважинами. Пересечение тепловых камер 200, 200 может достигать всех участков пласта 70 для δΆΟΌ-операций.
Таким образом, в одном варианте выполнения, показанном в фиг. 10 и 11, единственная термоскважина 15 может быть использована для достаточного воздействия на две или более ранее пробуренных парных δΆΟΌ-скважин. Как показано, единственная новая термоскважина 15 может быть пробурена для размещения скважинной горелки 150 около и между носков 50, 50 нагнетательных скважин 10, 10 соседних парных δΆΟΠ-скважин 300 (см. фиг. 10) или обращенных друг к другу парных скважин (см. фиг. 11).
Известно, что типичные традиционные δΆΟΌ-операции извлекают только около 30% от начальных запасов нефти (ΟΟΙΡ), оставляя приблизительно 70% ΟΟΙΡ в пласте для разработки. Таким образом, истощенные после δΛΟΌ пласты содержат остаточную нефть для ΕΟΚ-работ.
Соответственно этому со ссылкой на фиг. 12 альтернативные варианты осуществления настоящего изобретения могут быть привлечены для разработки оставшихся 70% ΟΟΙΡ с использованием тепловой камеры 400, созданной во время предшествующих δΆΟΌ-работ и внедрением более интенсивного ΕΟΚ с использованием скважинной горелки 150.
Как показано в фиг. 12, новая термоскважина 15 использует верхнюю нагнетательную скважину 410 для достижения термического контакта с остаточной тяжелой нефтью и/или битумом, остающимися в пласте 70. Пар и горячие топочные газы, такие как СО2, генерируются в забойной зоне 415 новой термоскважины 15, которая может быть направленно пробурена до пересечения с забоем скважины 420 верхней нагнетательной скважины 410. Нагнетательная скважина 410 теперь может служить для достижения двух целей: 1) обеспечения жесткого контроля давления отведением избыточных неконденсируемых газов, которые собрались в тепловой камере 400, через циркуляционный путь Р; и 2) обеспечения подведения тепловой энергии, такой как тепло, созданное скважинной горелкой 150, к пласту 70 для придания подвижности остаточной тяжелой нефти и/или битуму.
Пар и горячие топочные газы, образованные скважинной горелкой 150, протекают через протяженный горизонтально участок 430 нагнетательной скважины 410, передавая тепло окружающему пласту 70. Горячие топочные газы вступают в непосредственный контакт с остаточным битумом в окружающем пласте 70 для нагревания остаточного битума, тогда как пар конденсируется внутри пласта 70, высвобождая теплоту в него для нагревания остаточного битума.
Массопоток через протяженный горизонтально участок 430 переносит массу и производит конвективный перенос теплоты, которая распространяется из тепловой камеры 400 в окружающий пласт 70, и тепловая энергия поглощается окружающей матрицей пластового резервуара путем теплопроводности для повышения температур пласта и углеводородов. Подвижность битума возрастает достаточно, чтобы обеспечить гравитационный дренаж через промежуточную область пласта 70, накопление на дне 435 тепловой камеры 400 и возможность извлечения его через продуктивную скважину 440.
Температуры внешнего края тепловой камеры 400 постепенно возрастают (в зависимости от давления) по мере того, как ΟΟ2 и передаваемая путем теплопроводности теплота поглощаются в жидкостной фазе (нефть-вода-СΟ2). Образовавшаяся эмульсия стекает вниз вдоль наружных стенок тепловой камеры 400 и накапливается вокруг нижней продуктивной скважины 440 для извлечения дополнительной нефти из истощенного после δΛΟΌ пласта.
Пример
Применение описанных здесь вариантов исполнения в определенных углеводородсодержащих пластах, таких как карбонатные пластовые резервуары, может включать альтернативные варианты размещения парных скважин, так как местоположения парных скважин будут зависеть от характеристик углеводородсодержащего пласта. Например, в таких карбонатных пластовых резервуарах, как пласты ОгокшоШ, расположенные в Салески, Альберта, Канада, и в одном варианте исполнения нагнетательная скважина 10 могла бы быть размещена ближе к существующему покрову продуктивной свиты 170 или покрывающей породе для облегчения нисходящего ΕΟΚ-дренажа через вертикальные трещины (см. фиг. 13).
Можно было бы увеличить разделение между нагнетательной скважиной 10 и продуктивной скважиной 20, чтобы облегчить разработку карбоната на специфических пластовых резервуарах, имеющих матрицу покрывающей породы. Цель мобилизации битума из нисходящего или газонапорного гравитационного дренажа может столкнуться с определенными препятствиями в отношении теплового коэффициента полезного действия вследствие повышенных потерь тепла в покрывающую породу. Однако в месте нагнетания выше продуктивной скважины 20 может быть создана высоконапорная зона, которая может обеспечивать стекание сделанной подвижной нефти вниз в условиях газонапорного сценария.
Со ссылкой на фиг. 14 и 15, разделение между первым протяженным горизонтально участком 60 нагнетательной скважины 10 и вторым протяженным горизонтально участком 100 продуктивной скважины 20 может иметь результатом изменение механизмов извлечения сделанной подвижной нефти.
- 7 029006
Как более подробно показано в фиг. 14, при нисходящем ЕОК или в газонапорном гравитационном дренаже первый протяженный горизонтально участок 60 нагнетательной скважины 10 размещают в отдалении от второго протяженного горизонтально участка 100 продуктивной скважины 20, вблизи верха 180 продуктивной зоны 130 и рядом с покрывающей породой 170. Заявитель полагает, что вертикальные трещины внутри продуктивной зоны 130 обеспечивают каналы для сделанной подвижной нефти для стекания вниз, создавая вытеснение газом в сторону второго протяженного горизонтально участка 100 продуктивной скважины 20. Размещение первого протяженного горизонтально участка 60 нагнетательной скважины около верха продуктивной зоны рядом с покрывающей породой 170 создает зону высокого давления выше продуктивной скважины 20. Как представляется, способ сводится к распространению вблизи поверхности раздела между покрывающей породой и продуктивной зоной СО2 (основного компонента горячих топочных газов), растворителя и конвективного тепла. Горячие топочные газы находятся в непосредственном контакте с зоной поглощения покрывающей породы и склонны скорее протекать вниз через истощенные трещины внутри продуктивной зоны 130.
Как более подробно показано в фиг. 15, при восходящем ЕОК или термосифонном методе первый протяженный горизонтально участок 60 нагнетательной скважины 10 размещают ближе ко второму протяженному горизонтально участку 100 продуктивной скважины 20, вблизи середины продуктивной зоны 130 и в забое скважины глубже от покрывающей породы 170.
Очевидно, что при нагнетательной скважине 10, позиционированной ниже в углеводородсодержащем пласте 70, тепловые потери в покрывающую породу в некоторой мере сокращаются, и процесс будет зависеть от термосифонного эффекта, в соответствии с чем горячие топочные газы протекают вверх через вертикальные трещины, которые были образованы, и циклически возвращаются вниз через трещины, дальше от источника тепла, которые действуют для разогревания и дренажа в нижнюю паросольвентную камеру.
Как представляется, вертикальные трещины внутри продуктивной зоны 130 формируют каналы для горячих топочных газов, протекающих вверх и делающих нефть подвижной для стекания вниз, чем создают условия для термосифонного гравитационного дренажа с перемещением текучих сред. Как представляется, в способе СО2 (горячие топочные газы), растворитель и конвективное тепло распространяются в продуктивную зону 130. Когда топочные газы проходят через продуктивную зону 130, теплота в результате теплопроводности повышает температуры нефти и породы, тогда как охлажденный газообразный СО2 переходит в эмульсию с углеводородами или действует как заполнитель пустот внутри продуктивной зоны 130.
Фиг. 16 иллюстрирует методологию добычи легкой нефти применительно к карбонатным пластовым резервуарам 200 и применение горелки для вариантов термического ЕОК. Подобно нисходящему гравитационному дренажу согласно фиг. 14 и при интенсификации в результате взаимодействия топочных газов и карбоната на продуктивную зону 210 в карбонатном пластовом резервуаре 200 может быть оказано позитивное влияние с созданием высокопроницаемых каналов 220. Как указано, термические процессы с использованием горелки, такие как ЗТК1Р, могут стимулировать более высокую пористость внутри карбонатных пластовых резервуаров. Как представляется, когда бикарбонат кальция контактирует с Н2О, насыщенной СО2, он реагирует с образованием растворимого бикарбоната кальция [СаСО3+СО2+Н2О^Са(НСО3)2]. С течением времени эта реакция будет обусловливать разрушение структуры карбонатного компонента. Это химическое взаимодействие будет расширяться и вызывать разрастание существующих трещин, в то же время создавая новые высокопроницаемые каналы 220 через продуктивную зону 210. Термический компонент создает возможность подвергания участков карбонатного пластового резервуара в тесной близюсти к нагнетательной скважине воздействию высоких температур.
Хотя это не показано на фиг. 16, растущая газовая шапка из СО2 около нагнетательной скважины 10 создает условия механизма добычи с вытеснением газом, чтобы сделать нефть подвижной для стекания вниз в сторону продуктивной скважины. Сделанная подвижной нефть смывается вниз через трещины, такие как рифовые трещины, под действием пара и СО2. Сделанная подвижной нефть собирается на дне продуктивной зоны, где ее извлекают через продуктивную скважину.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ инициирования парогравитационного дренажа (3ΑΟΌ) для придания подвижности и извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте, включающий стадии, на которыхформируют в пласте парные 8АСЭ-скважины. причем парные скважины имеют нагнетательную скважину, размещенную в основном параллельно и расположенную на расстоянии выше от продуктивной скважины, причем нагнетательная скважина имеет забой скважины;создают однонаправленный канал термически стимулированной циркуляции вдоль нагнетательной скважины путем пробуривания межскважинного сообщения между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной;создают циркуляцию теплоносителя, имеющего тепловую энергию между нагнетательной скважиной и межскважинным сообщением для формирования тепловой камеры вдоль по меньшей мере одного- 8 029006участка нагнетательной скважины; иизвлекают подвижные углеводороды из продуктивной скважины.
- 2. Способ по п.1, в котором соединение нагнетательной скважины с межскважинным сообщением включает соединение забоя нагнетательной скважины с продуктивной скважиной.
- 3. Способ по п.2, в котором циркуляция теплоносителя включает введение теплоносителя через нагнетательную скважину.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором циркуляция теплоносителя включает введение пара в нагнетательную скважину.
- 5. Способ по любому из пп.1-3, дополнительно включающий стадию, на которой генерируют пар в нагнетательной скважине.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором бурение между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной дополнительно включает после формирования парных δΆΟΌ-скважин отклонение носка нагнетательной скважины вниз до пересечения с продуктивной скважиной или отклонение носка продуктивной скважины вверх до пересечения с нагнетательной скважиной.
- 7. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, на которой формируют термоскважину у забоя скважины нагнетательной скважины или рядом с ним для формирования межскважинного сообщения.
- 8. Способ по п.7, дополнительно включающий стадию, на которой формируют больше двух парных δΆΟΌ-скважин; ипри этом формирование термоскважины у забоя нагнетательной скважины или рядом с ним также включаетформирование термоскважины в основном около забоев нагнетательных скважин парных δΛΟΌскважин для сообщения по теплоносителю между ними.
- 9. Способ по п.8, в котором используют скважинную горелку для генерирования пара и горячих неконденсируемых газов при создании циркуляции пара и горячих неконденсируемых газов вдоль нагнетательной скважины, а неконденсируемые газы отводят через межскважинное сообщение.
- 10. Способ по п.9, дополнительно включающий стадию, на которой размещают скважинную горелку в нагнетательной скважине.
- 11. Способ по п.9, дополнительно включающий стадию, на которой размещают скважинную горелку в термоскважине.
- 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором после завершения и формирования начальной тепловой камеры вдоль по меньшей мере одного участка нагнетательной скважины осуществляют стадии, на которыхблокируют канал циркуляции между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной; и проводят работы в установившемся эксплуатационном режиме между нагнетательной скважиной ипродуктивной скважиной.Прототип- 9 029006
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161560367P | 2011-11-16 | 2011-11-16 | |
| PCT/CA2012/050810 WO2013071434A1 (en) | 2011-11-16 | 2012-11-15 | Method for initiating circulation for steam-assisted gravity drainage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201490962A1 EA201490962A1 (ru) | 2014-10-30 |
| EA029006B1 true EA029006B1 (ru) | 2018-01-31 |
Family
ID=48279515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201490962A EA029006B1 (ru) | 2011-11-16 | 2012-11-15 | Способ инициирования парогравитационного дренажа |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9303500B2 (ru) |
| EP (1) | EP2780541A4 (ru) |
| CN (1) | CN104145078A (ru) |
| AR (1) | AR088895A1 (ru) |
| CA (1) | CA2795659C (ru) |
| EA (1) | EA029006B1 (ru) |
| MX (1) | MX343261B (ru) |
| WO (1) | WO2013071434A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694317C1 (ru) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2011004735A (es) * | 2010-05-11 | 2011-11-10 | Resource Innovations Inc | Movilizacion termica de depositos de hidrocarburos pesados. |
| US8844637B2 (en) * | 2012-01-11 | 2014-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment system for multiple zones |
| US9033039B2 (en) * | 2012-02-22 | 2015-05-19 | Conocophillips Canada Resources Corp. | Producer snorkel or injector toe-dip to accelerate communication between SAGD producer and injector |
| WO2016139498A2 (en) * | 2012-11-05 | 2016-09-09 | Osum Oil Sands Corp. | Method for operating a carbonate reservoir |
| WO2014189555A1 (en) * | 2013-05-22 | 2014-11-27 | Total E&P Canada, Ltd. | Fishbone sagd |
| CA2871569C (en) * | 2013-11-22 | 2017-08-15 | Cenovus Energy Inc. | Waste heat recovery from depleted reservoir |
| CA2871568C (en) * | 2013-11-22 | 2022-07-05 | Cenovus Energy Inc. | Waste heat recovery from depleted reservoir |
| GB2520719A (en) * | 2013-11-29 | 2015-06-03 | Statoil Asa | Producing hydrocarbons by circulating fluid |
| CA2837475C (en) | 2013-12-19 | 2020-03-24 | Imperial Oil Resources Limited | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir |
| US10385666B2 (en) * | 2014-01-13 | 2019-08-20 | Conocophillips Company | Oil recovery with fishbone wells and steam |
| CN104453805B (zh) * | 2014-10-28 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油快速启动方法 |
| CN105756641A (zh) * | 2014-12-17 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 双水平井sagd循环预热连通的判断方法 |
| CA2915596C (en) * | 2014-12-18 | 2023-04-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for upgrading in situ heavy oil |
| US10370949B2 (en) * | 2015-09-23 | 2019-08-06 | Conocophillips Company | Thermal conditioning of fishbone well configurations |
| CN110284862B (zh) * | 2019-03-19 | 2021-04-13 | 西南石油大学 | 注非凝结气和就地燃烧开采底水稠油油藏中剩余油的方法 |
| CN110242266B (zh) * | 2019-07-08 | 2021-07-16 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd水平井组暂堵分段扩容储层改造方法 |
| CN110984944B (zh) * | 2019-11-22 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提升条带状高水饱油藏开发效果的压裂方法 |
| CA3119126A1 (en) * | 2020-05-22 | 2021-11-22 | Cenovus Energy Inc. | Methods for producing hydrocarbons from thin, heterogenous pay reservoirs |
| CA3085901C (en) * | 2020-07-06 | 2024-01-09 | Eavor Technologies Inc. | Method for configuring wellbores in a geologic formation |
| US11802467B2 (en) * | 2021-01-15 | 2023-10-31 | Cenovus Energy Inc. | Process for preparing a well for a hydrocarbon recovery operation by redirecting produced emulsion during startup to a low-pressure surface line |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1999067503A1 (en) * | 1998-06-23 | 1999-12-29 | Alberta Energy Company Ltd. | Convective heating startup for heavy oil recovery |
| US20100243249A1 (en) * | 2009-03-25 | 2010-09-30 | Conocophillips Company | Method for accelerating start-up for steam assisted gravity drainage operations |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1130201A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US7228908B2 (en) * | 2004-12-02 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells |
| CN1676870B (zh) * | 2005-04-20 | 2010-05-05 | 太原理工大学 | 对流加热油页岩开采油气的方法 |
| CA2549614C (en) * | 2006-06-07 | 2014-11-25 | N-Solv Corporation | Methods and apparatuses for sagd hydrocarbon production |
| CA2593585C (en) * | 2006-07-24 | 2012-10-02 | Uti Limited Partnership | In situ heavy oil and bitumen recovery process |
| US7628204B2 (en) * | 2006-11-16 | 2009-12-08 | Kellogg Brown & Root Llc | Wastewater disposal with in situ steam production |
| CN101122226A (zh) * | 2007-09-06 | 2008-02-13 | 太原理工大学 | 高温烃类气体对流加热油页岩开采油气的方法 |
| CN101382061A (zh) * | 2007-09-07 | 2009-03-11 | 新奥科技发展有限公司 | 煤层气热采新工艺 |
| US20090260811A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Jingyu Cui | Methods for generation of subsurface heat for treatment of a hydrocarbon containing formation |
| US8171999B2 (en) * | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
| CA2690105C (en) | 2009-01-16 | 2014-08-19 | Resource Innovations Inc. | Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery |
| US8464792B2 (en) * | 2010-04-27 | 2013-06-18 | American Shale Oil, Llc | Conduction convection reflux retorting process |
-
2012
- 2012-11-15 CN CN201280062527.6A patent/CN104145078A/zh active Pending
- 2012-11-15 US US13/677,961 patent/US9303500B2/en active Active
- 2012-11-15 EA EA201490962A patent/EA029006B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-11-15 WO PCT/CA2012/050810 patent/WO2013071434A1/en active Application Filing
- 2012-11-15 MX MX2012013308A patent/MX343261B/es active IP Right Grant
- 2012-11-15 EP EP12850624.3A patent/EP2780541A4/en not_active Withdrawn
- 2012-11-15 CA CA2795659A patent/CA2795659C/en active Active
- 2012-11-16 AR ARP120104326A patent/AR088895A1/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1999067503A1 (en) * | 1998-06-23 | 1999-12-29 | Alberta Energy Company Ltd. | Convective heating startup for heavy oil recovery |
| US20100243249A1 (en) * | 2009-03-25 | 2010-09-30 | Conocophillips Company | Method for accelerating start-up for steam assisted gravity drainage operations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694317C1 (ru) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR088895A1 (es) | 2014-07-16 |
| MX2012013308A (es) | 2013-05-15 |
| EA201490962A1 (ru) | 2014-10-30 |
| EP2780541A1 (en) | 2014-09-24 |
| WO2013071434A1 (en) | 2013-05-23 |
| US20130118737A1 (en) | 2013-05-16 |
| CA2795659C (en) | 2019-12-31 |
| CA2795659A1 (en) | 2013-05-16 |
| MX343261B (es) | 2016-10-31 |
| EP2780541A4 (en) | 2016-01-20 |
| CN104145078A (zh) | 2014-11-12 |
| US9303500B2 (en) | 2016-04-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029006B1 (ru) | Способ инициирования парогравитационного дренажа | |
| CA2975611C (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| US8464792B2 (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| US7921907B2 (en) | In situ method and system for extraction of oil from shale | |
| CA2698454C (en) | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface | |
| US10550681B2 (en) | Bottom-up gravity-assisted pressure drive | |
| CA3006750C (en) | In situ hydrocarbon recovery from pay zones between low permeability layers in a stratified reservoir region | |
| US9284827B2 (en) | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion | |
| EA026516B1 (ru) | Термическая мобилизация залежей тяжелых углеводородов | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| CA2856914C (en) | In situ combustion with a mobile fluid zone | |
| RU2597040C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| Hallam et al. | Pressure-up blowdown combustion: A channeled reservoir recovery process | |
| US3409083A (en) | Petroleum recovery by thermal backflow | |
| RU2563892C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| RU2615554C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии | |
| RU2597041C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| RU2604073C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| RU2578141C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| CA2889447C (en) | Cooperative multidirectional fluid injection and enhanced drainage length in thermal recovery of heavy oil | |
| RU2605993C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов |
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 TJ TM RU |