EP0075515A1 - Procédé et installation de récupération du pétrole par combustion in situ - Google Patents

Procédé et installation de récupération du pétrole par combustion in situ Download PDF

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EP0075515A1
EP0075515A1 EP82401680A EP82401680A EP0075515A1 EP 0075515 A1 EP0075515 A1 EP 0075515A1 EP 82401680 A EP82401680 A EP 82401680A EP 82401680 A EP82401680 A EP 82401680A EP 0075515 A1 EP0075515 A1 EP 0075515A1
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EP
European Patent Office
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oxygen
injection
injection well
flame front
oil
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EP82401680A
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Guy Savard
Robert Gum Hong Lee
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Air Liquide Canada Inc
Canadian Liquid Air Ltd
Original Assignee
Air Liquide Canada Inc
Canadian Liquid Air Ltd
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Publication date
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0078—Nozzles used in boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Definitions

  • the invention relates to the recovery of petroleum by in situ combustion from deposits located in underground sedimentary formations.
  • Process regulation is essential and complex. To follow the advance of the combustion front and to predict operating problems, it is necessary to obtain basic data and analyze them, in particular the air speed and its pressure, the water injection rate. , gas evacuation speed in different wells, casing pressures on production wells, gas analysis, oil and water production rate, measurements temperature res. Other data, which are needed more rarely, but on a regular basis, include the density and viscosity of the oil leaving each well, the determination of chlorine in water, the p3 of water, the pressure drop of the injectors.
  • the first group of data makes it possible to make calculations on the movement of the forehead, the efficiency of combustion and the use of oxygen.
  • the second set of data makes it possible to make corrections to the calculated data and to prepare for the arrival of the thermal front in a production well.
  • the invention relates to an improved process for recovering petroleum by in situ combustion from underground formations.
  • in situ combustion is regulated by the strategic placement of one or more fluid conduits, starting from the surface and crossing the overburden to reach the treatment zone, at a point located at a certain distance from the injection well, the regulating fluid being introduced into the deposit via said conduit, independently of the fluid injected into the injection well.
  • the control fluid introduced is oxygen, serving as auxiliary combustion gas and replacing the injection of a gas supporting combustion such as air in the well. injection.
  • the fluid conduit is located near the injection well, but it is separated by a short distance, so as to allow the establishment, on the surface, of a separate regulation equipment.
  • oxygen and water can be introduced alternately, the oxygen being sent through the fluid conduit and the water through the injection well.
  • a regulating fluid conduit is placed in this zone, and oxygen is introduced to accelerate the flame front and improve the scanning.
  • a regulation conduit in this area and introduce appropriate fluids to slow the flame front and improve sweeping.
  • the invention is preferably used with a conventional in situ combustion model, preferably a multi-well mesh type well layout arrangement, in which air and water are introduced into a well.
  • injection which leaves the surface and crosses overburden to reach the oil field, in an injection zone, under conditions leading to the combustion of part of the oil and the flow of a part of the oil through a processing zone to at least one production well, disposed at a certain distance from the injection well;
  • an oxygen introduction conduit is placed strategically, extending from the surface and crossing the overburden to the oil deposit, in the treatment zone.
  • the oxygen conduit is placed near the injection well, but at a sufficient distance so that the equipment for regulating oxygen at the surface is distinct from the equipment.
  • the separate oxygen conduit may be approximately 3 to 4.6 m from the injection well.
  • air and water in a representative treatment cycle, are introduced alternately into the injection well to advance the flame front to a certain point.
  • the air injection is then stopped, then the injection well is used to introduce essentially only water.
  • the air is replaced by oxygen, which is introduced into the deposit by the oxygen pipe to continue the advance of the flame front.
  • the invention also relates to a method of recovering petroleum from an underground sedimentary formation by the wet combustion process, method according to which there is an injection well, equipped to introduce air, or l water, or both, under conditions ensuring the combustion of part of the oil by air, and a certain number of production wells, arranged at a certain distance from the injection well, towards which one is s' drain the oil through a processing area.
  • An oxygen duct separated from the surface crosses the overburden and arrives in the formation treatment zone, at a point located at a relatively short distance from the injection well.
  • the injection well is fitted with conventional, relatively complex air and water control equipment. The fact that the oxygen pipe is separated considerably simplifies the surface control system for both the air injection well and the oxygen pipe.
  • FIG. 1 represents an arrangement for the implantation of "three-mesh" wells, comprising three injection wells A, A and A 2 .
  • a series of production wells B are placed, for example, symmetrically with respect to the injection well A, at a certain distance from the latter. Air is injected through the injection well A into the underground formation in an injection area, to allow combustion of the oil.
  • the production wells B located in the production areas are equipped with pumping means so that, when the combustion begins in the vicinity of the injection well A, the fluids, which include combustion products, water, steam and petroleum are entrained from the injection zone near well A, through a treatment zone, to reach a production zone at well B.
  • a flame front is produced in the treatment zone between the injection area and the production area.
  • a cycle is carried out according to which air is introduced for two days, then water for one day, and this cycle is repeated continuously for several months or several years.
  • the injection well A is located in the center of the mesh and the production wells B are at the corners of the hexagon, at a distance of approximately 122m.
  • the oil formation can be several tens to several hundred meters from the surface, for example 610 m.
  • the thickness of the formation can range from a minimum of 0.3 m to more than 30 m. For example, most of the oil found in the Lloydminister area occurs in formations about 6 m thick. Exploitation can continue for several months before recovery begins in the production wells of oil from on-site combustion.
  • an oxygen conduit C starts from the surface, crosses overburden and arrives in the oil deposit, in the treatment zone, at a relatively short distance from the injection well A.
  • the oxygen duct C can be 4.6 m from the injection well.
  • the oxygen duct be located at a certain distance from the injection well so as to allow independent realization l 'exploitation of both. In all cases, a fluid must constantly flow through the oxygen pipe and through the injection well.
  • the injection of air and water is stopped in the injection well A and the introduction of oxygen in the oxygen line, alternating with the injection of water into the injection well.
  • the production well pumps are turned on and a certain amount of oil is extracted before in situ combustion.
  • the flame can then be lit, for example by lowering a gas burner into the injection well, by sending air or natural gas to promote combustion.
  • the burner can either stay in place, or be recovered, depending on the circumstances.
  • Figure 2 is a theoretical view of what happens during in situ wet combustion.
  • This figure is a vertical section through an underground sedimentary formation containing petroleum, also known as an oil deposit, which has undergone wet combustion.
  • the formation consists of an injection zone surrounding the injection well A, intended to introduce air to maintain the combustion of petroleum in the deposit and water to modify the heat transfer according to the method of wet combustion, and a production area surrounding the production well B, intended to extract the fluids pushed forward by the flame front. Between these two zones is a treatment zone, and the different materials making up this zone, at a particular stage of operation, are indicated by legends in the figure.
  • a gas injection tube 0 is strategically placed in the treatment zone to introduce oxygen intended to promote combustion or to regulate the advance of the flame front, as will be described. in detail below.
  • an oxygen pipe so that it enters the burned region, then introduce oxygen to promote combustion, oxygen which will replace the air injected into well A.
  • oxygen pipe in the case of wet combustion, one can alternate the introduction of oxygen into the oxygen duct and the introduction of water into the injection well.
  • a representative method could include two days of oxygen injection and one day of water injection, during the entire treatment period, which can last up to several years.
  • the injection well A is approximately 125 m (a) from the production well B.
  • the thickness of the sedimentary formation is between 0.3 and 30m, and it can be at a depth of about 610m, being covered by overburden in which there may be additional sedimentary oil formations separated by rock.
  • Oxygen line C should be placed approximately 3.0 to 4.6 m from the injection well.
  • FIG. 4 represents an installation according to the invention, in vertical section, in an underground formation.
  • the reference A desires an air-water injection well.
  • the well consists of a borehole, lined with a steel casing 15, which starts from the surface, descends through the overburden and arrives in the underground sedimentary formation in which the oil deposit is found.
  • the borehole, outside the casing 15, is suitably filled with standard filling materials which form an envelope 17 internally lining the borehole.
  • the casing 17 is lined with perforations 19 to allow the fluids to exit the borehole.
  • the casing 15 is lined with a casing shoe 21.
  • a lined tube 23 starts from a well head 25, located on the surface, to arrive at a recoverable "packer" 26, the lower end of which is centered in the 'envelope 17.
  • An air and water pipe 27 leaves an injection unit, and can send to the wellhead 25 air or water under pressure.
  • Valves 29 and 31 are provided, as well as check valves 33 and full-flow valves 35 and 36 to regulate the flow of air or water to the tube 23.
  • the devices placed above from well A are frequently called "Christmas tree".
  • an oxygen conduit C is placed, formed by a borehole housing a steel casing 37 and a concrete casing 36 filling the space between the borehole and the casing.
  • An oxygen tube 41 which extends beyond the casing 37 and passes through a recoverable "packer” 43 to come out from below, extends into the borehole.
  • the oxygen tube starts from the surface, crosses the overburden and enters the underground sedimentary formation, in the treatment zone located between the injection well A and the production wells.
  • oxygen 45 starts from a pressurized oxygen source, passes through a full-flow valve 47 and arrives at the oxygen tube 41. Since only oxygen is introduced into the conduit C, the tube 41 does not need to be made of an expensive stainless steel such as that which is necessary for the injection well A where the presence of water causes corrosion. In addition, only relatively simple oxygen control equipment is required.
  • the lower end of the oxygen tube has a safety injector D, which is described in detail below.
  • Figure 5 is an enlarged partial vertical section of the bottom of the oxygen pipe.
  • the end of the tube 41 carries an external thread intended to receive a cylindrical connector member 51 over its entire length.
  • the member 51 has an internal bore, which has a cylindrical part 53, enlarged and tapped, meshing with the end of the pipe 41.
  • the bore narrows into a frustoconical part 54 to arrive at a groove 55, which defines the inlet of a throttled central cylindrical passage 57.
  • the lower end of the element 51 has an annular recess 58, which receives the end of a pipe 59 made of nickel alloy.
  • the pipe 59 and the connector member 51 are welded to each other at 61.
  • a tip element 63 is mounted at the lower end of the pipe 59.
  • the element 63 has a cylindrical body over its entire length, with an upper annular recess 60 receiving the end of the pipe 59.
  • the element 63 and the pipe 59 are welded to each other at 65.
  • the body of the element 63 has a central passage, which has an upper frustoconical part 67 narrowing to a short cylindrical groove 69, then widening in part frustoconical 71 ending in a shorter and wider frustoconical part 73.
  • Parts 51 and 63 are made of a non-fissurable nickel alloy.
  • the dimensions of the oxygen pipe depend to a large extent on the force required to pull the "packer".
  • the smallest diameter would be approximately 51 mm, the largest of 254 mm, 178 mm corresponding to a practical intermediate diameter. This diameter must be sufficient to allow the introduction of cement.
  • a tube with a diameter of 51 mm is sufficient.
  • the maximum diameter corresponds to a pipe which can be part of the well itself and still be cemented.
  • the pressure is generally the same as that of air, and is between 28 and 70 kg / cm 2 .
  • An empirical calculation method calculates the pressure, which will be about half a pound for 30 cm deep. The specific pressure depends on both the depth and the porosity of the formation.
  • the boreholes can have any diameter.
  • a plunger is provided to expel the cement.
  • a unit on the surface supplies oxygen at low pressure at a rate of at least 18 tonnes per day, and compresses it to a pressure of 28 to 70 kgs / cm2.
  • the oxygen line must be equipped to allow rapid replacement of oxygen with other fluids.
  • At least part of the passage, through which the oxygen-containing gas is introduced, must be throttled so as to have a diameter such that the speed of the gas is greater than the maximum speed of the flame likely to to occur.
  • This injector has throttled grooves, arranged in series, followed by an outlet opening of increasing diameter intended to allow the expansion of the gas. in order to reduce its speed and minimize the sanding effect inside the casing.
  • the safety injector as shown can be used not only for oxygen, but also for oxygen mixed with another fluid having desirable properties for the in situ combustion of a hydrocarbon deposit, for example CO 2 , N 2 air, H 2 0, etc ...
  • the tube downstream of the packer must resist cracking in contact with oxygen, heat, corrosion and erosion. Besides this, the tube must have maximum security. In an oil formation, for example, there may be disturbances and fuel seepage inside and around the injection tube.
  • a hydrocarbon can burn in the presence of air giving a flame having a certain speed. If the same hydrocarbon burns with oxygen, its flame propagation rate may be much higher.
  • the methane-air mixture gives a maximum flame propagation speed of 0.46 m / s, while the methane-oxygen flame has a maximum propagation speed of 4.57m / s.
  • the hydrogen-air mixture has a maximum flame propagation speed of 3 m / s, while the hydrogen-oxygen flame has a maximum flame propagation speed of 14 m / s.
  • the propagation speed of the flame H 2 -0 2 is about ron 19.81 m / s under a pressure of 21 kg / cm 2 , about 28.35 m / s under a pressure of 63 kg / cm2, and 30.48 m / s under a pressure of 105 kg / cm 2 .
  • a nozzle can be installed at the outlet of the tube, to accelerate the oxidizing gas to a speed greater than the maximum speed of propagation of the flame, to avoid a flashback in the tube.
  • one or more other nozzles can be placed upstream of the outlet nozzle, to resist any backfire.
  • the flow rate of the oxidizing gas through the tube (which has sufficient mechanical strength) is high enough for the speed of the gas to be greater than the maximum speed of propagation of the flame likely to be at the level of the well. injection, it is not necessary to use nozzles accelerating the oxidizing gas.
  • nozzles can be in the form of a straight bore, or they can be of a venturi type, such as that shown in FIG. 5, intended to avoid cracks in contact with oxygen which would reduce the resistance mechanical, and to prevent any backfire in the tube.
  • it is relatively resistant to corrosion.
  • a tube with a diameter of 50.8mm, nomenclature 80 is used (that is to say a tube having an external diameter of 60.31 mm and an internal diameter of 49.21 mm, the spacing of its walls being 5.5 mm), for its mechanical resistance, because it has a free length of 550m.
  • a venturi nozzle is placed at the bottom, at the injector outlet. As additional security, another nozzle is placed upstream.
  • the injector is designed, for example, for an oxygen flow rate of 84,950 m 3 / day under a pressure of 31.5 kg / cm2 at room temperature.
  • the groove of the venturi nozzle has a diameter of approximately 11.4 mm, which allows the oxidizing gas to have a speed of 30.5 m / s, a speed which is higher than any flame propagation speed that can be encountered at the bottom an injection well or an oxygen pipe.
  • the outlet orifice (s) of the injector may be in the form of one or more holes. Each hole must be dimensioned so as to give the oxidizing gas injected a speed greater than the maximum flame propagation speed that can be encountered.
  • the downhole injector can only be used for oxidizing gas or a mixture of gases, or it can be used alternately with water injection, intermittently.
  • it can be used for the oxidizing gas and the mixture of gases with the other injected fluids (for example H 2 0 and / or air), injected into the formation by another injection well.
  • the other injected fluids for example H 2 0 and / or air
  • water, air or other fluids need not be free of hydrocarbons (e.g. petroleum).
  • all the fluids intended for the injection well must be injected into the formation using only this single injector, all the fluids must be free of petroleum, in particular when the oxidizing gas is oxygen.
  • the invention is characterized by the introduction, defined in a strategic manner, of oxygen instead of air as a gas promoting combustion; by oxygen is meant here an oxygen having a volume concentration of 90% (under normal conditions), or more, and preferably a concentration of at least 99.5%.
  • the theoretical scanning efficiency which can be obtained with oxygen is about 45 to 50%, which is considerably lower than when using air.
  • CO 2 in the oil which decreases its viscosity, increases the production rate and decreases the entrainment of nitrogen in the production well.
  • oxygen the emulsion formed is easier to dissolve.
  • the product leaving the production well, when using air contains petroleum and sand, water, gas, C0 2 and nitrogen, a little methane, a little hydrogen and a little sulfur.
  • the tube must simply have sufficient mechanical strength to withstand the forces applied during its installation, and its outlet orifice must be suitably shaped so as to withstand the temperatures to which it may be exposed.
  • the tube When, for example, the duct is installed in front of the flame front, the tube can be protected by a jacket of water or thick cement. There must always be a flow of fluid through the tube, in the same way as in the injection well, to avoid any backflow in the conduit.
  • the extreme flexibility of using a pipe of this type for injecting oxygen is clear from the description above.
  • conduits can go up to levels below which water is injected into the injection well in the case of wet combustion.
  • oxygen can be introduced near the bottom of the oil deposit or at intermediate points.

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Abstract

On place un conduit (41) de fluide dans une zone de traitement entre les puits d'injection (A) et les puits de production (B), et on le fait traverser par un fluide de régulation, par exemple l'oxygène, pour modifier le front de flamme, de l'eau pouvant être injectée dans le puits d'injection en alternance avec l'oxygène pour poursuivre la combustion par voie humide.

Description

  • L'invention concerne la récupération du pétrole par combustion in situ à partir de gisements se trouvant dans des formations sédimentaires souterraines.
  • Des procédés de récupération du pétrole par combustion in situ à partir de formations souterraines sont décrits dans les textes publiés suivants : "The Petroleum Reservoir", cours de formation accélérée de Selley, Anstey et Donohue, International Human Resources Development Corporation, Boston, Mass, 1981 ; le manuel "Enhanced Recovery of Residual and Heavy Oils", 2ème édition, sous la direction de M.M. Schumacher, édité par Noyes Data Corporation, Parkridge, New Jersey, Etats-Unis, 1980 ; "Heavy Oil Recovery by In Situ Combustion" par le Dr Phillip D. White, Tejas Petroleum Engineers Inc., Dallas, Texas, communication présentée par la S.P.E., Section Dallas, séminaire de formation continue, printemps 1980 ; "Twenty Years Operation of an In Situ Combustion Project", par Jenkins et Kirkpatrick, Petroleum Society of C.I.M., 1978 ; et un article intitulé "In Situ Combustion Process - Results of a Five-Well Field Experiment, Southern Oklahoma", par Rosa, White et McNeil, Magnolia Petroleum Company, Dallas, Society of Petroleum Engineers of AIME, présenté lors de la 33ème Réunion Annuelle d'Automne de la Société, Houston, du 5 au 8 octobre 1958.
  • L'article de White indique qu'en 1979, les procédés de combustion in situ ne représentaient encore qu'un faible pourcentage de la totalité de la production du pétrole par les méthodes thermiques. Il en conclut que l'un des éléments dissuasifs réside en ce que les procédés par combustion exigent un effort technique beaucoup plus intense que les autres procédés. En effet, ces procédés nécessitent des équipements bien conçus destinés à la régulation des puits, à une collecte rapide et précise des données, à une analyse rapide des données et, également, des opérateurs sur le terrain parfaitement formés. L'article indique que ces améliorations ne pourront être apportées que si ce type de procédé est très largement répandu.
  • La régulation du procédé est essentielle et complexe. Pour suivre l'avance du front de combustion et pour prévoir les problèmes d'exploitation, il faut obtenir des données de base et les analyser, en particulier la vitesse de l'air et sa pression, le taux d'injection de l'eau, la vitesse d'évacuation des gaz dans les différents puits, les pressions de cuvelage sur les puits de production, l'analyse du gaz, le taux de production de l'huile et de l'eau, les mesures de la température. Parmi les autres données, dont on a besoin plus rarement, mais d'une manière régulière, il faut citer la densité et la viscosité du pétrole sortant de chaque puits, le dosage du chlore dans l'eau, le p3 de l'eau, la chute de pression des injecteurs. Le premier groupe de données permet de faire des calculs sur le mouvement du front, l'efficacité de la combustion et l'utilisation de l'oxygène. Le deuxième ensemble de données permet d'apporter des corrections aux données calculées et de se préparer à l'arrivée du front thermique dans un puits de production.
  • Compte tenu de ce qui précède, l'invention a pour objet un procédé amélioré de récupération de pétrole par combustion in situ à partir de formations souterraines.
  • Selon le procédé de l'invention, la combustion in situ est régulée par la mise en place stratégique d'un ou plusieurs conduits de fluide, partant de la surface et traversant les morts-terrains pour arriver à la zone de traitement, en un point situé à une certaine distance du puits d'injection, le fluide de régulation étant introduit dans le gisement par l'intermédiaire dudit conduit, indépendamment du fluide injecté dans le puits d'injection. Selon un mode de réalisation préféré de l'invention, le fluide de régulation introduit est de l'oxygène, servant de gaz auxiliaire de combustion et remplaçant l'injection d'un gaz entretenant la combustion tel que l'air dans le puits d'injection. Dans ce cas, le conduit de fluide se trouve à proximité du puits d'injection, mais il en est séparé par une faible distance, de façon à permettre la mise en place, à la surface, d'un équipement de régulation distinct. Dans le cas d'un procédé de combustion par voie humide, on peut introduire alternativement l'oxygène et l'eau, l'oxygène étant envoyé par le conduit de fluide et l'eau par le puits d'injection.
  • Selon un autre mode de réalisation, quand, lors de la surveillance du front de flamme propagé par l'air provenant du puits d'injection, on détecte une zone froide dans laquelle le front de flamme se déplace par exemple trop lentement pour s'immiscer dans la géométrie de la disposition d'implantation de puits et pour l'efficacité du balayage, on place un conduit de fluide de régulation dans cette zone, et on introduit de l'oxygène pour accélérer le front de flamme et améliorer le balayage. Ou bien encore, si lors de la surveillance, on voit que le front de flamme avance trop rapidement dans une certaine zone, on peut introduire un conduit de régulation dans cette zone et introduire des fluides appropriés pour ralentir le front de flamme et améliorer le balayage.
  • L'invention est de préférence utilisée avec un modèle classique de combustion in situ, de préférence une disposition d'implantation de puits du type à mailles à plusieurs puits, dans lequel on introduit de l'air et de l'eau dans un puits d'injection, qui part de la surface et traverse les morts-terrains pour arriver dans le gisement de pétrole, dans une zone d'injection, dans des conditions conduisant à la combustion d'une partie du pétrole et à l'écoulement d'une partie du pétrole à travers une zone de traitement vers au moins un puits de production, disposé à une certaine distance du puits d'injection; Selon l'invention, on place d'une manière stratégique un conduit d'introduction d'oxygène, s'étendant de la surface et traversant les morts-terrains jusqu'au gisement de pétrole, dans la zone de traitement. Selon un mode de réalisation de l'invention, le conduit d'oxygène est placé à proximité du puits d'injection, mais à une distance suffisante pour que l'équipement de régulation de l'oxygène à la surface soit distinct de l'équipement de régulation relativement complexe se trouvant à la tête du puits d'injection. Par exemple, dans une disposition d'implantation de puits du type à mail- hexagonales à plusieurs puits, dans laquelle le puits d'injection est situé à environ 122 m de plusieurs, par exemple six puits de production, le conduit d'oxygène séparé peut se trouver à environ 3 à 4,6 m du puits d'injection.
  • Dans ce mode de réalisation, l'air et l'eau, dans un cycle de traitement représentatif, sont introduits alternativement dans le puits d'injection pour faire avancer le front de flamme jusqu'à un certain point. On arrête alors l'injection d'air, puis on utilise le puits d'injection pour introduire essentiellement uniquement de l'eau. On remplace l'air par de l'oxygène, qui est introduit dans le gisement par le conduit d'oxygène pour continuer l'avance du front de flamme.
  • L'invention concerne aussi un mode de récupération du pétrole à partir d'une formation sédimentaire souterraine par le procédé de combustion par voie humide, mode selon lequel on a un puits d'injection, équipé pour introduire de l'air, ou de l'eau, ou les deux, dans des conditions assurant la combustion d'une partie du pétrole par l'air, et un certain nombre de puits de production, disposés à une certaine distance du puits d'injection, vers lesquels on fait s'écouler le pétrole à travers une zone de traitement. Un conduit d'oxygène séparé part de la surface, traverse les morts-terrains et arrive dans la zone de traitement de la formation, en un point situé à une certaine distance, relativement faible, du puits d'injection. Le puits d'injection est équipé d'un appareillage de régulation classique, relativement complexe, de l'air et de l'eau. Le fait que le conduit d'oxygène soit séparé simplifie considérablement le système de régulation à la surface tant pour le puits d'injection d'air que pour le conduit d'oxygène.
  • L'invention sera mieux comprise au vu de la description qui suit et des dessins annexés, qui représentent des exempies de réalisation de l'invention, dessins dans lequels :
    • - la figure 1 est un schéma, en vue de dessus, illustrant une disposition d'implantation de trois mailles de puits, équipés selon l'invention ;
    • - la figure 2 est une coupe verticale schématique d'une formation souterraine sédimentaire, à grande échelle ;
    • - la figure 3 est un diagramme schématique montrant une courbe représentative de la répartition des températures dans une formation qui a subi un procédé classique de combustion in situ, à l'échelle de la figure 2 ;
    • - la figure 4 est une coupe verticale schématique, partiellement en élévation, d'une formation dans laquelle est placée une installation de combustion par voie humide équipée selon l'invention ;
    • - la figure 5 est une coupe verticale d'un injecteur de sécurité selon l'invention.
  • La figure 1 représente une disposition d'implantation de puits "à trois mailles", comprenant trois puits d'injection A, A et A2. Une série de puits de production B sont placés par exemple d'une manière symétrique par rapport au puits d'injection A, à une certaine distance de ce dernier. On injecte de l'air à travers le puits d'injection A dans la formation souterraine dans une zone d'injection, pour permettre la combustion du pétrole. Les puits de production B se trouvant dans les zones de production sont équipés de moyens de pompage de sorte que, quand la combustion commence au voisinage du puits d'injection A, les fluides, qui comprennent des produits de combustion, de l'eau, de la vapeur et du pétrole, sont entraînés de la zone d'injection au voisinage du puits A, à travers une zone de traitement, pour arriver à une zone de production au puits B. Un front de flamme est produit dans la zone de traitement entre la zone d'injection et la zone de production.
  • Selon un mode représentatif d'une combustion classique par voie humide, on effectue un cycle selon lequel on introduit de l'air pendant deux jours, puis de l'eau pendant un jour, et l'on répète ce cycle d'une manière continue pendant plusieurs mois ou plusieurs années. Par exemple, le puits d'injection A est situé au centre de la maille et les puits de production B se trouvent aux coins de l'hexagone, à une distance d'environ 122m. La formation pétrolifère peut se trouver à de plusieurs dizaines à plusieurs centaines de mètres de la surface, par exemple à 610 m. L'épaisseur de la formation peut aller d'un minimum de 0,3 m à plus de 30 m. Par exemple, la plus grande partie du pétrole que l'on rencontre dans la zone de Lloydminister se présente dans des formations d'épaisseur d'environ 6 m. L'exploitation peut se continuer pendant plusieurs mois avant que ne commence la récupération, dans les puits de production, du pétrole provenant de la combustion in situ.
  • Selon l'invention, un conduit d'oxygène C part de la surface, traverse les morts-terrains et arrive dans le gisement de pétrole, dans la zone de traitement, à une certaine distance, relativement faible, du puits d'injection A. Par exemple, dans la disposition d'implantation représentée, le conduit d'oxygène C peut être à 4,6 m du puits d'injection.
  • Bien que cette distance ne soit pas critique, il n'en reste pas moins qu'il est souhaitable que le conduit d'oxygène se trouve à une certaine distance du puits d'injection de façon à permettre de réaliser d'une manière indépendante l'exploitation de l'un et de l'autre. Dans tous les cas, un fluide doit s'écouler en permanence à travers le conduit d'oxygène et à travers le puits d'injection.
  • Selon l'invention, une fois que le front de flamme a avancé dans la zone de traitement, jusqu'au point souhaité, on arrête l'injection d'air et d'eau dans le puits d'injection A et on introduit de l'oxygène dans le conduit d'oxygène, en alternance avec l'injection d'eau dans le puits d'injection.
  • Dans une opération caractéristique de démarrage, on met en marche les pompes du puits de production et on extrait une certaine quantité de pétrole avant la combustion in situ. On peut ensuite allumer la flamme, par exemple en descendant un brûleur à gaz dans le puits d'injection, en envoyant de l'air ou du gaz naturel pour favoriser la combustion. Le brûleur peut ou bien rester en place, ou bien être récupéré, selon les circonstances.
  • La figure 2 est une vue théorique de ce qui se passe lors d'une combustion in situ par voie humide. Cette figure est une coupe verticale d'une formation souterraine sédimentaire contenant du pétrole, également dénommée gisement de pétrole, qui a subi une combustion par voie humide. La formation se compose d'une zone d'injection entourant le puits d'injection A, destiné à introduire de l'air pour entretenir la combustion du pétrole dans le gisement et de l'eau pour modifier le transfert de chaleur selon la méthode de combustion par voie humide, et d'une zone de production entourant le puits de production B, destiné à extraire les fluides poussés en avant par le front de flamme. Entre ces deux zones se trouve une zone de traitement, et les différentes matières composant cette zone, à un stade particulier de l'exploitation, sont indiquées par des légendes sur la figure. Selon l'invention, un tube d'injection de gaz 0 est placé d'une manière stratégique dans la zone de traitement pour introduire l'oxygène destiné à favoriser la combustion ou réguler l'avance du front de flamme, comme on va le décrire en détail ci-après. Par exemple, dès que le front de flamme est arrivé en un certain point, (voir figure 2), on peut placer un conduit d'oxygène, de façon à ce qu'il pénètre dans la région brûlée, puis introduire de l'oxygène pour favoriser la combustion, oxygène qui remplacera l'air injecté dans le puits A. Dans le cas d'une combustion par voie humide, on peut alterner l'introduction d'oxygène dans le conduit d'oxygène et l'introduction d'eau dans le puits d'injection. Une méthode représentative pourrait comprendre deux jours d'injection d'oxygène et un jour d'injection d'eau, pendant toute la période de traitement, qui peut durer jusqu'à plusieurs années.
  • Dans la disposition d'implantation du type comportant trois mailles à sept puits représentée à la figure 1, le puits d'injection A est à environ 125 m (a) du puits de production B. La zone de traitement, entre le puits A et les puits B, couvre environ 4 hectares. L'épaisseur de la formation sédimentaire est comprise entre 0,3 et 30m, et elle peut être à une profondeur d'environ 610 m, en étant recou- verte par des morts-terrains dans lesquels il peut y avoir des formations pétrolifères sédimentaires supplémentaires séparées par de la roche. Le conduit d'oxygène C doit être placé à environ 3,0 à 4,6 m du puits d'injection.
  • La figure 4 représente une installation selon l'invention, en coupe verticale, dans une formation souterraine. Sur cette figure, le repère A désire un puits d'injection d'air-eau. Le puits est formé d'un puits de forage, garni d'un cuvelage en acier 15, qui part de la surface, descend à travers les morts-terrains et arrive dans la formation sédimentaire souterraine dans laquelle se trouve le gisement de pétrole. Le trou de forage, à l'extérieur du cuvelage 15, est rempli d'une manière appropriée de matériaux de remplissage standards qui forment une enveloppe 17 doublant intérieurement le trou de forage. L'enveloppe 17 est garnie de perforations 19 pour permettre aux fluides de sortir du trou de forage. Le cuvelage 15 est garni d'un sabot de cuvelage 21. Un tube garni 23 part d'une tête de puits 25, située à la surface, pour arriver à un "packer" récupérable 26, dont l'extrêmité inférieure est centrée dans l'enveloppe 17. Une conduite d'air et d'eau 27 part d'une unité d'injection, et peut envoyer à la tête de puits 25 de l'air ou de l'eau sous pression. Des robinets- vannes 29 et 31 sont prévus, de même que des clapets de retenue 33 et des vannes à passage intégral 35 et 36 pour réguler l'écoulement d'air ou d'eau vers le tube 23. Les appareils placés au-dessus du puits A sont fréquemment appelés "arbre de Noël".
  • A une certaine distance du puits d'injection A, est placé un conduit d'oxygène C, formé d'un trou de forage logeant un cuvelage en acier 37 et une enveloppe en béton 36 remplissant l'espace entre le trou de forage et le cuvelage. Un tube d'oxygène 41, qui se prolonge au-delà du cuvelage 37 et traverse un "packer" récupérable 43 pour ressortir par le bas, s'étend dans le trou de forage. Le tube d'oxygène part de la surface, traverse les morts-terrains et pénètre dans la formation sédimentaire souterraine, dans la zone de traitement se trouvant entre le puits d'injection A et les puits de production B. Une conduite d'alimentation en oxygène 45 part d'une source d'oxygène sous pression, traverse une vanne à passage intégral 47 et arrive au tube d'oxygène 41. Comme, seul de l'oxygène est introduit dans le conduit C, le tube 41 n'a pas besoin d'être réalisé en un acier inoxydable onéreux tel que celui qui est nécessaire pour le puits d'injection A où la présence d'eau provoque une corrosion. De plus, on n'a besoin que d'un équipement de régulation de l'oxygène relativement simple.
  • L'extrémité inférieure du tube d'oxygène possède un injecteur de sécurité D, qui est décrit en détail ci-après.
  • La figure 5 est une coupe verticale partielle agrandie du fond du conduit d'oxygène. L'extrémité du tube 41 porte un filetage extérieur destiné à recevoir un organe connecteur 51 cylindrique sur toute sa longueur. L'organe 51 possède un alésage intérieur, lequel possède une partie cylindrique 53, élargie et taraudée, engrénant avec l'extrêmité du tuyau 41. L'alésage se rétrécit en une partie tronconique 54 pour arriver à une gorge 55, qui définit l'entrée d'un passage cylindrique central étranglé 57. L'extrémité inférieure de l'élément 51 possède un évidement annulaire 58, qui reçoit l'extrê- mité d'un tuyau 59 en alliage de nickel. Le tuyau 59 et l'organe connecteur 51 sont soudés l'un à l'autre en 61.
  • Un élément de bout 63 est monté à l'extrêmité inférieure du tuyau 59. L'élément 63 possède un corps cylindrique sur toute sa longueur, avec un évidement annulaire supérieur 60 recevant l'extrémité du tuyau 59. L'élément 63 et le tuyau 59 sont soudés l'un à l'autre en 65. Le corps de l'élément 63 possède un passage central, lequel possède une partie tronconique supérieure 67 se rétrécissant jusqu'à une courte gorge cylindrique 69, puis s'élargissant en une partie tronconique 71 se terminant par une partie tronconique plus courte et plus large 73. Les pièces 51 et 63 sont en un alliage de nickel non fissurable.
  • Les dimensions du conduit d'oxygène dépendent pour une grande part de la force nécessaire à la traction du "packer". Le diamètre le plus petit serait d'environ 51 mm, le plus grand de 254 mm, 178 mm correspondant à un diamètre intermédiaire pratique. Ce diamètre doit être suffisant pour permettre d'introduire du ciment. En ce qui concerne l'introduction de l'oxygène, il suffit d'un tube d'un diamètre de 51 mm. Le diamètre maximum correspond à un conduit qui peut faire partie du puits proprement dit et être quand même cimenté. Pour favoriser la combustion, la pression est généralement la même que celle de l'air, et elle est comprise entre 28 et 70 kg/cm2. Une méthode de calcul empirique permet de calculer la pression, qui sera d'environ une demi-livre pour 30 cm de profondeur. La pression spécifique dépend à la fois de la profondeur et de la porosité de la formation. Les trous de forage peuvent avoir un diamètre quelconque. Il est prévu un piston plongeur pour chasser le ciment. Une unité se trouvant à la surface fournit de l'oxygène à basse pression à raison d'au moins 18 tonnes par jour, et le comprime à une pression de 28 à 70 kgs/cm2. Le conduit d'oxygène doit être équipé de façon à permettre le remplacement rapide de l'oxygène par d'autres fluides.
  • Pour des raisons de sécurité, au moins une partie du passage, à travers lequel le gaz contenant l'oxygène est introduit, doit être étranglée de façon à avoir un diamètre tel que la vitesse du gaz soit supérieure à la vitesse maximum de la flamme susceptible de se produire. C'est ce que l'on obtient en utilisant un injecteur tel que celui décrit sur la figure 5. Cet injecteur possède des gorges étranglées, disposées en série, suivies d'un orifice de sortie de diamètre croissant destiné à permettre la détente du gaz dans le but de diminuer sa vitesse et réduire au maximum l'effet de sablage à l'intérieur du cuvelage.
  • L'injecteur de sécurité tel que représenté est utilisable, non seulement pour l'oxygène, mais aussi pour l'oxygène mélangé à un autre fluide présentant des propriétés souhaitables pour la combustion in situ d'un gisement d'hydrocarbures, par exemple CO2, N2 air, H 20, etc...
  • Le tube en aval du "packer" doit résister à la fissuration au contact de l'oxygène, à la chaleur, à la corrosion et à l'érosion. Outre celà, le tube doit présenter une sécurité maximum. Dans une formation d'hydrocarbures, par exemple, il peut se produire des perturbations et y avoir des suintements de combustibles à l'intérieur et autour du tube d'injection.
  • Un hydrocarbure peut brûler en présence d'air en donnant une flamme ayant une certaine vitesse. Si ce même hydrocarbure brûle avec de l'oxygène, sa vitesse de propagation de flamme peut être beaucoup plus élevée. Par exemple, le mélange méthane-air donne une vitesse maximum de propagation de flamme de 0,46 m/s, tandis que la flamme méthane-oxygène présente une vitesse maximum de propagation de 4,57m/s. Le mélange hydrogène-air présente une vitesse maximum de propagation de flamme de 3 m/s, tandis que la flamme hydrogène-oxygène présente une vitesse maximum de propagation de flamme de 14 m/s. Comme, parmi les différentes espèces possibles que l'on peut rencontrer dans une formation d'hydrocarbures lors d'une combustion in situ, c'est le mélange hydrogène-oxygène qui donne une flamme ayant la vitesse de propagation maximum la plus élevée, il est impératif, du point de vue de la sécurité, de prendre ses précautions contre la vitesse de propagation de cette flamme.
  • Un autre facteur qu'il convient de prendre en considération est l'effet de la pression sur la vitesse de propagation de la flamme. Par exemple, la vitesse de propagation de la flamme H2-02 est d'environ 19,81 m/s sous une pression de 21 kg/cm2, d'environ 28,35 m/s sous une pression de 63 kg/cm2, et de 30,48 m/s sous une pression de 105 kg/cm2.
  • Lors de la conception des tubes d'injection au fond du forage, il faut en outre pendre en compte la résistance mécanique. Pour obtenir la résistance mécanique voulue, le diamètre intérieur du tube est généralement trop grand, de façon à permettre au gaz oxydant de s'écouler à une vitesse suffisamment élevée pour éviter un retour de flamme dans le tube. Dans ce cas, on peut installer une buse à la sortie du tube, pour accélérer le gaz oxydant jusqu'à une vitesse supérieure à la vitesse maximum de propagation de la flamme, pour éviter un retour de flamme dans le tube. Pour avoir une sécurité supplémentaire, on peut placer une ou plusieurs autres buses en amont de la buse de sortie, pour résister à tout retour de flamme.
  • Si le débit du gaz oxydant à travers le tube (qui présente une résistance mécanique suffisante) est suffisamment élevé pour que la vitesse du gaz soit plus grande que la vitesse maximum prévue de propagation de la flamme susceptible de se trouver au niveau du puits d'injection, il n'est pas nécessaire de faire appel à des buses accélérant le gaz oxydant.
  • Ces buses peuvent se présenter sous la forme d'un alésage droit, ou bien elles peuvent être d'un type à venturi, tel que celui représenté sur la figure 5, destiné à éviter les fissurations au contact de l'oxygène qui diminueraient la résistance mécanique, et à empêcher tout retour de flamme dans le tube.
  • De préférence, on choisira par exemple le monel, pour sa résistance à la combustion au contact de l'oxygène gazeux. De plus, il est relativement résistant à la corrosion. On utilise un tube de diamètre de 50,8mm, nomenclature 80 (c'est-à-dire un tube ayant un diamètre externe de 60,31 mm et un diamètre interne de 49,21 mm, l'espacement de ses parois étant de 5,5 mm), pour sa résistance mécanique, car il présente une longueur libre de 550m.
  • Pour éviter un retour de flamme, on place une buse à venturi au fond, à l'orifice de sortie de l'injecteur. A titre de sécurité complémentaire, on place une autre buse en amont.
  • L'injecteur est conçu par exemple pour un débit d'oxygène de 84.950 m3/jour sous une pression de 31,5 kg/cm2 à la température ambiante. Pour être certain que l'on évitera le retour de flamme grâce à l'une ou l'autre des deux buses, la gorge de la buse à venturi présente un diamètre d'environ 11,4 mm, ce qui permet au gaz oxydant d'avoir une vitesse de 30,5 m/s, vitesse qui est plus élevée que toute vitesse de propagation de flamme que l'on peut rencontrer au fond d'un puits d'injection ou d'un conduit d'oxygène.
  • L'orifice ou les orifices de sortie de l'injecteur peuvent se présenter sous la forme d'un ou plusieurs trous. Chaque trou doit être dimensionné de façon à donner au gaz oxydant injecté une vitesse supérieure à la vitesse maximum de propagation de flamme que l'on peut rencontrer.
  • L'injecteur au fond du trou ne peut être utilisé que pour le gaz oxydant ou un mélange de gaz, ou bien il peut être utilisé en alternance avec une injection d'eau, de manière intermittente. Par exemple, il peut être utilisé pour le gaz oxydant et le mélange de gaz avec les autres fluides injectés (par exemple H20 et / ou air), injectés dans la formation par un autre puits d'injection. Dans ce cas, l'eau, l'air ou les autres fluides n'ont pas besoin d'être exempts d'hydrocarbures (par exemple de pétrole). Par ailleurs, si tous les fluides destinés au puits d'injection doivent être injectés dans la formation en n'utilisant que ce seul injecteur, tous les fluides devront être exempts de pétrole, en particulier quand le gaz oxydant est l'oxygène.
  • L'invention est caractérisée par l'introduction, définie d'une manière stratégique, de l'oxygène en remplacement de l'air en tant que gaz favorisant la combustion ; par oxygène, on entend ici un oxygène ayant une concentration en volume de 90 % (dans les conditions normales), ou plus, et de préférence une concentration d'au moins 99,5 %.
  • Le fait d'utiliser un conduit d'oxygène séparé permet, par rapport à un puits d'injection équipé pour injecter de l'air et de l'eau, d'introduire d'une manière sélective l'oxygène sans faire appel aux dépenses très élevées, du point de vue technique et matériel, d'un puits d'injection équipé pour l'injection d'oxygène. Par exemple, du fait de la présence d'éléments et de composés corrosifs dans l'eau, qui, en présence d'oxygène, ont tendance à accélérer l'action de la corrosion, il est nécessaire d'utiliser dans un puits d'injection des matériaux donnant une protection suffisante contre la corrosion. Ces matériaux peuvent être par exemple des aciers inoxydables, de l'inconel, du monel, de l'haystellite, etc. De plus, la présence de pétrole dans l'air éjecté, provoquée par la lubrification du compresseur d'air peut, en présence d'oxygène, créer un risque d'explosion. Pour résoudre ce problème, il faut faire appel à des filtres à huiles spéciaux. L'installation nécessaire, rour des raisons de sécurité, à la régulation des débits de l'air et/ou de l'oxygène exige une installation complexe en surface.
  • Si l'on utilise un conduit séparé pour l'injection de l'oxygène, on évite ces problèmes. L'eau ne s'écoule pas à travers le conduit d'oxygène, de sorte que ce dernier est entièrement sec et il n'est pas nécessaire d'utiliser des matériaux anti-corrosion. On peut donc utiliser des tubes en acier moins cher. Compte tenu du coût relativement plus faible de ce conduit d'oxygène, on peut en utiliser plusieurs en des points successifs au fur et à mesure de l'avance du front de flamme. Il peut aussi être souhaitable, dans certaines conditions, d'utiliser de l'oxygène avec différentes concentrations d'air, d'azote ou de dioxyde de carbone ou d'autre gaz en un ou plusieurs points de la disposition d'implantation de puits de façon à produire des effets spéciaux tels que décrits dans la présente invention.
  • Le rendement théorique de balayage que l'on peut obtenir avec de l'oxygène est d'environ 45 à 50 %, ce qui est considérablement plus faible que quand on utilise de l'air. En effet, il y a moins de ballast d'azote et une pression partielle de CO2 plus élevée dans l'oxygène combiné au coke. Il y a plus de CO2 dans le pétrole, ce qui diminue sa viscosité, augmente le débit de production et diminue l'entraînement d'azote dans le puits de production. Il est difficile de dissoudre l'émulsion qui se forme au niveau du puits de production quand on utilise de l'air en tant que gaz favorisant la combustion. Quant on utilise l'oxygène, l'émulsion formée est plus facile à dissoudre. Le produit sortant du puits de production, quand on utilise l'air, contient du pétrole et du sable, de l'eau, du gaz, du C02 et de l'azote, un peu de méthane, un peu d'hydrogène et un peu de soufre. Quand on utilise de l'oxygène, il y a très peu d'azote, plus de C02, moins de sable, d'eau et de méthane. Le débit critique d'air serait d'environ 5.660 m par puits et par jour. Avec ce même débit critique, on a cinq fois plus d'oxygène, un débit de production plus élevé, un entraînement plus faible et on récupère un tiers de plus de pétrole.
  • Les différents avantages qu'il y a à utiliser l'oxygène, par rapport à l'air, dans une combustion in situ, ont été décrits dans le brevet canadien N° 770.434, Moore du 31 octobre 1967, et dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N°3.208.519, Moore du 28 septembre 1965. Ces brevets décrivent les avantages qu'il y a à utiliser de l'oxygène ou un gaz contenant jusqu'à 80 j,1. d'oxygène libre. Cependant, le procédé de l'invention ne doit pas être confondu avec ceux décrits dans les brevets de Moore, qui utilisent un puits d'injection, à la fois pour l'oxygène et pour l'eau. Au contraire, selon l'invention, on effectue l'introduction de l'oxygène dans un conduit simple séparé dans lequel l'oxygène peut être envoyé par l'intermédiaire d'un train de tiges de faible coût, par exemple en acier doux au carbone. Le tube doit simplement présenter une résistance mécanique suffisante pour résister aux forces appliquées lors de son installation, et son orifice de sortie doit être convenablement façonné de façon à résister aux températures auxquelles il risque d'être exposé. Quand, par exemple, le conduit est installé en avant du front de flamme, le tube peut être protégé par une enveloppe d'eau ou un ciment épais. Il doit toujours y avoir un écoulement de fluide à travers le tube, de la même façon que dans le puits d'injection, pour éviter tout reflux dans le conduit. L'extrême souplesse d'utilisation d'un conduit de ce type pour l'injection d'oxygène ressort clairement de la description ci-dessus.
  • Il existe un certain nombre de brevets décrivant des variantes du procédé de combustion in situ, comportant l'injection d'autres substances en même temps que l'air et/ou l'eau, et il n'est pas jugé nécessaire de les étudier en détail, car elles sont connues dans la technique et n'affectent en rien la réalisation générale du procédé selon l'invention. En outre, il est bien entendu que la représentation de l'implantation des puits est simplifiée. On a représenté une disposition d'implantation de puits à trois mailles, mais il peut y avoir un nombre quelconque de mailles dans le plan d'implantation d'un champ. En outre, on n'a pas représenté les puits d'observations, qui sont souvent utilisés pour étudier la nature des formations sédimentaires souterraines. Il est bien entendu que les différents moyens utilisés dans ce but et pour surveiller l'avance du front de flamme peuvent être utilisés en combinaison avec l'invention.
  • L'utilisation d'un ou plusieurs conduits d'oxygène séparés permet aussi une grande souplesse pour l'injection de l'oxygène dans la formation, non seulement au-dessus de la zone de traitement, mais aussi à différents niveaux. Par exemple, des conduits peuvent aller jusqu'à des niveaux en dessous desquels l'eau est injectée dans le puits d'injection dans le cas d'une combustion par voie humide. Par exemple, l'oxygène peut être introduit au voisinage du fond du gisement de pétrole ou en des points intermédiaires. Quand l'eau a tendance à s'écouler vers le bas et l'oxygène vers le haut, une disposition de ce genre peut améliorer les interactions entre l'oxygène introduit et l'eau injectée en ce qui concerne la propagation et la régulation du front de flamme. Avec un simple conduit, le niveau de l'orifice de sortie peut être plus facilement ajusté qu'avec un puits d'injection.
  • Les critères concernant les quantités relatives d'oxygène et d'eau qu'il faut injecter aux différents stades de la combustion in situ et dans les différents états produits par cette dernière ont déjà été établis. D'une manière générale, le rapport entre l'eau et l'oxygène libre doit être inférieur à celui auquel la combustion s'éteindrait, Simultanément, il faut injecter suffisamment d'eau dans le puits d'injection pour maintenir la perméabilité à l'eau de la partie chauffée du gisement en arrière du front de flamme et pour réduire la température à l'intérieur de cette partie chauffée. Les quantités précises, pour un traitement donné, dépendent de différents facteurs, comme cela est étudié dans l'état actuel de la technique.

Claims (20)

1. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir d'une formation sédimentaire constituant un gisement de pétrole, selon lequel on introduit de l'air dans un puits d'injection s'étendant de la surface et traversant les morts-terrains jusqu'à l'intérieur du gisement de pétrole, dans une zone d'injection, de façon à brûler une partie du pétrole et à faire en sorte que les fluides, dont le pétrole, s'écoulent à travers une zone de traitement vers au moins un puits de production disposé à une certaine distance du puits d'injection, caractérisé en ce que l'on introduit de l'oxy- gène dans un conduit séparé partant de la surface, traversant les morts-terrains, et arrivant dans le gisement de pétrole, ledit conduit étant proche, mais à une certaine distance, du puits d'injection.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on introduit de l'air et de l'eau dans le puits d'injection pour faire avancer le front de flamme jusqu'à un certain point, puis on arrête l'introduction de l'eau et on introduit de l'oxygène dans le conduit d'oxygène pour poursuivre l'avance du front de flamme.
3. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir d'une formation sédimentaire souterraine, selon lequel on introduit par un passage aménagé dans un puits d'injection un gaz entretenant la combustion, ou de l'eau, ou les deux, de façon à brQ- ler une partie du pétrole et à faire en sorte que les fluides, dont le pétrole, s'écoulent vers au moins un puits de production disposé à une certaine distance du puits d'injection, dans une zone de traitement, caractérisé en ce que l'on introduit de l'oxygène par un passage distinct, séparé du premier passage mentionné ci-dessus, partant de la surface et traversant les morts-terrains jusqu'à la formation, ledit oxygène étant introduit dans la formation séparément de l'eau.
4. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que l'on fait progresser le front de flamme jusqu'à un certain point de la zone de traitement, puis on place un conduit séparé en arrière dudit front de flamme, après son passage, et on introduit de l'oxygène dans ledit conduit d'injection séparé, de façon à ce que l'oxygène atteigne la zone brûlée, épuisée en hydrocarbures, pour favoriser la combustion du coke en créant une source supplémentaire de chaleur en arrière du front de flamme.
5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'oxygène est injecté dans le conduit d'oxygène séparé à une vitesse supérieure à la vitesse maximum de propagation de la flamme au voisinage immédiat du conduit d'oxygène.
6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'avance du front de flamme à travers la zone de traitement est régulée par le positionnement de conduits d'oxygène supplémentaires à l'intérieur de la zone de traitement pour augmenter l'efficacité du balayage.
7. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, lorsque se produisent des irrégularités perturbatrices de la symétrie du schéma de la combustion in situ, on place au moins un conduit d'oxygène séparé partant de la surface et traversant les morts-terrains jusque dans la zone de traitement, et on introduit un fluide dans ledit conduit pour modifier l'avance du front de flamme, dans le but d'améliorer la symétrie du balayage.
8. Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que la symétrie du balayage est améliorée et régulée par le positionnement sélectif de conduits de fluide et par l'introduction, dans lesdits conduits, d'un fluide régulateur de combustion.
9. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir de formations sédimentaires souterraines contenant un gisement de pétrole, selon lequel on introduit de l'air dans un puits d'injection, partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, dans une zone d'injection, de façon à brûler une partie du pétrole dans le but de former un front de flamme et à provoquer l'écoulement des fluides, dont le pétrole, vers un certain nombre de puits de production dont les fluides sont extraits, lesdits puits de production étant placés à une certaine distance du puits d'injection de façon à former une disposition d'implantation de puits, caractérisé en ce que l'on démarre et on poursuit la combustion du pétrole dans le gisement par injection d'air dans le puits d'injection pour produire le front de flamme et faire avancer ledit front de flamme vers les puits de production en traversant une partie de la zone de traitement, puis on arrête l'injection d'air et on introduit de l'oxygène dans au moins un conduit séparé partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de.pétrole, dans la zone de traitement, au voisinage du puits d'injection, et on poursuit ladite injection d'oxygène pour faire avancer le front de flamme à travers une autre partie de la zone de traitement.
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que l'on introduit de l'eau en alternance avec l'air au fur et à mesure que le front de flamme avance à travers la première partie de la zone de traitement, et on injecte de l'eau dans le puits d'injection en alternance avec l'introduction de l'oxygène dans le conduit d'oxygène.
11. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir d'une formation sédimentaire souterraine constituant un gisement de pétrole, selon lequel on injecte un gaz contenant de l'oxygène, et de l'eau, dans une zone d'injection se trouvant dans le gisement de pétrole de façon à brûler une partie dudit pétrole pour former un front de flamme et à faire en sorte que les fluides, dont le pétrole, s'écoulent à travers une zone de traitement vers au moins un puits de production disposé à une certaine distance du puits d'in- jeotion, caractérisé en ce que l'on injecte l'eau dans un puits d'injection et en ce.que le gaz contenant de l'oxygène est de l'oxygène et est introduit par un conduit séparé partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole dans la zone de traitement.
12. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir d'une formation sédimentaire souterraine contenant un gisement de pétrole, selon lequel on introduit de l'air dans un puits d'injection partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, dans une zone d'injection, de façon à brûler une partie dudit pétrole pour former un front de flamme et à faire en sorte que les fluides, dont le pétrole, s'écoulent vers un certain nombre de puits de production formant une disposition d'implantation de puits avec le puits d'injection, les fluides étant extraits desdits puits de production à une certaine distance du puits d'injection, on démarre et on poursuit la combustion du pétrole dans le gisement par injection d'air dans le puits d'injection pour produire le front de flamme, on injecte ensuite de l'air et de l'eau dans le puits d'injection pour faire avancer le front de flamme à travers une section de la zone de traitement jusqu'au point où il y a une distorsion du balayage du front de flamme sous l'effet du ralentissement dudit front de flamme dans une certaine partie de la zone de traitement, caractérisé en ce que l'on introduit de l'oxygène dans un conduit d'oxygène partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans ladite certaine partie de la zone de traitement de façon à faire avancer le front de flamme pour améliorer le cheminement de ce dernier.
13. Procédé de récupération de pétrole par combustion in situ à partir d'une formation sédimentaire souterraine constituant un gisement de pétrole, selon lequel on introduit de l'air dans un puits d'injection partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, dans une zone d'injection, de façon à brûler une partie du pétrole et à faire en sorte que les fluides, dont le pétrole, s'écoulent à travers une zone de traitement vers au moins un puits de production situé à une certaine distance du puits d'injection, caractérisé en ce que l'on démarre et on poursuit la combustion du pétrole dans le gisement par injection d'air dans le puits d'injection pour produire un front de flamme, on fait avancer ledit front de flamme à travers une partie de la zone de traitement vers le ou les puits de production, puis on arrête l'injection d'air et on introduit de l'oxygène dans un conduit séparé, partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, dans la zone de traitement, au voisinage du puits d'injection, et on poursuit cette injection d'oxygène pour faire avancer le front de flamme à travers une autre partie de ladite zone de traitement.
14. Procédé selon la revendication 13, caractérisé en ce que l'on introduit de l'eau en alternance avec l'air pour faire avancer le front de flamme à travers la première partie de la zone de traitement, puis on introduit de l'oxygène dans un conduit séparé partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, à l'intérieur de la zone de traitement au voisinage du puits d'injection, et on introduit de l'eau dans le puits d'injection en alternance avec l'oxygène dans le conduit d'oxygène.
15. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'on introduit l'oxygène dans le conduit séparé à un niveau inférieur à celui auquel l'eau est injectée dans le puits d'injection.
16. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'on injecte l'oxygène dans plusieurs conduits séparés à des niveaux respectivement différents, en-dessous du niveau auquel l'eau est injectée dans le puits d'injection.
17. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on introduit l'oxygène par des passages étranglés de façon à augmenter sa vitesse d'introduction dans la zone de traitement.
18. Installation pour la récupération de pétrole par combustion in situ à partir de formations sédimentaires souterraines contenant un gisement de pétrole, caractérisée en ce qu'elle comprend un puits d'injection partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans le gisement de pétrole, dans une zone d'injection, ledit puits d'injection étant équipé de moyens pour injecter de l'air et de l'eau ; une pluralité de puits de production dans une zone de production séparée de la zone d'injection par une zone de traitement, chacun desdits puits de production étant équipé de moyens pour extraire des fluides de la formation ; au moins un conduit de fluide partant de la surface, traversant les morts-terrains et arrivant dans la zone de traitement en un point situé à une certaine distance du puits d'injection, ledit conduit de fluide étant équipé de moyens pour introduire de l'oxygène dans la formation.
19. Installation selon la revendication 18, caractérisée en ce que les moyens pour introduire l'oxygène comprennent un tube d'injection cylindrique au fond du puits, possédant une extrémité d'entrée et une extrémité de sortie ; un premier élément d'étranglement, monté sur l'orifice d'entrée, possédant un corps cylindrique sur toute sa longueur garni d'un passage central, ledit passage possédant une partie élargie qui reçoit l'extrêmité d'entrée d'un tuyau de descente, ledit corps se terminant par un raccord recevant l'extrêmité d'entrée du tube d'injection, soudé à ce dernier ; un élément de buse, monté sur l'extrêmité de sortie du tube d'injection, possédant un corps cylindrique sur toute sa longueur garni d'un passage central et possédant un raccord reçu par l'extrêmité de sortie du tube d'injection ; au moins l'un des étranglements et éléments de buse possédant un étranglement destiné à augmenter la vitesse du gaz sous pression.
20. Installation selon la revendication 19, caractérisée en ce que l'extrêmité de sortie du passage aménagé dans l'élément de buse s'élargit pour permettre la détente de l'oxygène à l'orifice de sortie.
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