RU2305176C2 - Внутрипластовая добыча из содержащего углеводороды пласта с использованием барьеров - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к обработке подземных пластов и, в частности, к формированию барьеров вокруг зоны обработки для предотвращения перемещения флюидов в зону или из зоны обработки. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу устраняют перемещения флюидов в первую обрабатываемую зону пласта из окружающей части пласта, нагревают часть первой обрабатываемой зоны для повышения температуры в первой обрабатываемой зоне свыше температуры пиролиза, управляют вводом тепла из нагревателей в часть для создания по существу равномерной проницаемости в части, осуществляют добычу смеси из пласта, управляют давлением в первой обрабатываемой зоне пласта для управления составом смеси, добываемой из пласта. 41 з.п. ф-лы, 15 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится, в целом, к способам и системам для обработки подземных пластов. В частности, данное изобретение относится к формированию барьеров вокруг зоны обработки с целью воспрещения перемещения флюидов в или из зоны обработки.

Уровень техники

Углеводороды, добываемые из подземных (например, осадочных) пластов, часто используют в качестве источников энергии, сырья и продуктов потребления. Беспокойство по поводу истощения доступных углеводородных ресурсов и понижение общего качества добываемых углеводородов привело к разработке процессов для более эффективного извлечения, обработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Внутрипластовые процессы можно использовать для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов. Химические и/или физические свойства углеводородных материалов внутри подземного пласта иногда необходимо изменять для обеспечения более простого извлечения из подземных пластов. Химические и физические изменения могут включать внутрипластовые реакции, в результате которых могут образовываться удаляемые флюиды, изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, изменения фазы и/или изменения вязкости углеводородного материала внутри пласта. Флюид может быть, но, не ограничиваясь этим, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твердых частиц, который имеет характеристики потока, аналогичные потоку жидкости.

Были приложены значительные усилия для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из содержащих углеводороды пластов. Однако в настоящее время все еще имеются содержащие углеводороды пласты, из которых нельзя экономически выгодно добывать углеводороды, водород и/или другие продукты. Таким образом, все еще имеется потребность в улучшенных способах и системах для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных содержащих углеводороды пластов.

Некоторые содержащие углеводороды пласты содержат природные географические признаки, которые воспрещают перемещение флюидов в и/или из содержащих углеводороды пластов. Перемещение флюидов в или из содержащего углеводороды пласта, который подлежит использованию для добычи желаемых продуктов, необходимо иногда воспрещать для экономически выгодного и благоприятного для окружающей среды использования содержащего углеводороды пласта.

Раскрытие изобретения

В одном варианте выполнения углеводороды внутри содержащего углеводороды пласта (например, пласта, содержащего уголь, нефтеносный сланец, тяжелые углеводороды или их комбинации) можно подвергать внутрипластовой переработке внутри пласта с целью получения смеси углеводородных продуктов высокого качества, водорода и/или других продуктов. Можно использовать источники тепла для нагревания части содержащего углеводороды пласта до температур, которые обеспечивают пиролиз углеводородов. В некоторых вариантах выполнения из содержащего углеводороды пласта можно добывать синтез-газ.

Углеводороды, водород и другие флюиды пласта можно удалять из пласта через эксплуатационные скважины. В некоторых вариантах выполнения флюиды пласта можно извлекать в парообразной фазе. В других вариантах выполнения флюиды пласта можно извлекать в жидкой и парообразной фазах или в жидкой фазе. Для добычи из пласта улучшенных продуктов температурой и давлением, по меньшей мере, в одной части пласта можно управлять во время пиролиза.

В некоторых вариантах выполнения можно воспрещать миграцию флюидов в и/или из обрабатываемой зоны. Воспрещение миграции флюидов можно осуществлять перед, во время и/или после внутрипластового процесса обработки. Например, миграцию флюидов можно воспрещать во время подачи тепла от источников тепла, по меньшей мере, в часть обрабатываемой зоны. Для воспрещения миграции в и/или из обрабатываемой зоны в пласте можно использовать барьеры. Барьеры могут включать, но, не ограничиваясь этим, естественно возникающие части и/или устанавливаемые части. В некоторых вариантах выполнения барьер является низкотемпературной зоной или замороженным барьером, образованным с помощью скважин замораживания, установленных вокруг периметра обрабатываемой зоны.

Краткое описание чертежей

Преимущества данного изобретения следуют для специалистов в данной области техники из последующего подробного описания вариантов выполнения со ссылками на чертежи, на которых изображено:

фиг.1 - вариант выполнения части обрабатываемых зон, образованных с помощью периферийных скважин, на виде сверху;

фиг.2 - вариант выполнения системы внутрипластового процесса переработки, используемой для обработки тонкого богатого пласта, на виде сбоку;

фиг.3 - вариант выполнения системы внутрипластового процесса переработки, на виде сбоку;

фиг.4 - вариант выполнения системы внутрипластового процесса переработки с одним установленным верхним периферийным барьером и одним установленным нижним периферийным барьером, на виде сбоку;

фиг.5 - вариант выполнения обрабатываемых зон, образованных с помощью периферийных барьеров, имеющих дуговые части, при этом центры дуговых частей образуют сетку из равносторонних треугольников, на виде сверху;

фиг.6 - вариант выполнения обрабатываемых зон, образованных с помощью периферийных барьеров, расположенных радиально вокруг центральной точки, на виде сверху;

фиг.7 - часть обрабатываемой зоны, заданной двойным кольцом скважин замораживания, на виде сверху;

фиг.8 - скважина замораживания, которая направленно пробурена в пласте, так что скважина замораживания входит в пласт в первом вскрытии и выходит из пласта во втором вскрытии, на виде сбоку;

фиг.9 - скважины замораживания, которые образуют барьер вдоль сторон и концов падающего содержащего углеводороды слоя в пласте, на виде сбоку;

фиг.10 - вариант выполнения скважины замораживания и вариант выполнения источника тепла, которые можно использовать во время внутрипластового процесса конверсии;

фиг.11 - вариант выполнения скважины замораживания, которая воспрещает протекание воды;

фиг.12 - вариант выполнения скважины замораживания для содержащего углеводороды пласта;

фиг.13 - вариант выполнения обрабатываемой зоны, окруженной двумя кольцами скважин замораживания и кольцом скважин для мониторинга;

фиг.14 - вариант выполнения обрабатываемой зоны, окруженной кольцом водопонижающих скважин;

фиг.15 - вариант выполнения обрабатываемой зоны, окруженной двумя кольцами водопонижающих скважин.

Хотя возможны различные модификации и альтернативные варианты выполнения, на чертежах показаны специальные варианты выполнения в качестве примеров, описание которых приводится ниже. Чертежи могут не соответствовать масштабу. Однако следует отметить, что чертежи и их подробное описание не должны ограничивать данное изобретение раскрытыми частными вариантами выполнения, а наоборот, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в идею и объем данного изобретения, заданный прилагаемой формулой изобретения.

Осуществление изобретения

Последующее описание относится, в целом, к системам и способам для обработки содержащего углеводороды пласта (например, пласта, содержащего уголь (включая лигнит, сапропелит и т.д.), нефтеносный сланец, углистый сланец, шунгиты, кероген, битумы, нефть, кероген и нефть в породе с низкой проницаемостью, тяжелые углеводороды, асфальтиты, природные минеральные воски, пласты, в которых кероген блокирует добычу других углеводородов и т.д.). Такие пласты можно обрабатывать для получения углеводородных продуктов относительно высокого качества, водорода и других продуктов.

"Углеводороды" обозначают молекулы, образованные первично с помощью атомов углерода и водорода. Углеводороды могут содержать также другие элементы, такие как, но, не ограничиваясь этим, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды могут быть, но, не ограничиваясь этим, керогеном, битумом, пиробитумом, нефтью, природными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут быть расположены внутри или смежно с минеральными породами внутри земли. Породы могут включать, но, не ограничиваясь этим, осадочную породу, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. "Углеводородные жидкости" являются жидкостями, которые содержат углеводороды. Углеводородные жидкости могут включать, увлекать или быть увлеченными неуглеводородными жидкостями (например, водородом ("Н₂"), азотом ("N₂"), моноксидом углерода, диоксидом углерода, сероводородом, водой и аммиаком).

"Пласт" включает один или более содержащих углеводород слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. "Покрывающий слой" и/или "подстилающий слой" включают один или более типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). В некоторых вариантах выполнения процесса внутрипластовой конверсии покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать содержащий углеводороды слой или содержащие углеводороды слои, которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются воздействию температуры во время процесса внутрипластовой конверсии, что приводит к значительному изменению характеристик содержащих углеводороды слоев покрывающего слоя и/или подстилающего слоя. Например, подстилающий слой может содержать сланец или аргиллит. В некоторых случаях покрывающий слой и подстилающий слой могут быть в некоторой степени проницаемыми.

Понятия "флюиды пласта" или "добываемые флюиды" относятся к флюидам, удаляемым из содержащего углеводороды пласта, и могут включать флюид пиролиза, синтез-газ, подвижный углеводород и воду (пар). Понятие "подвижный флюид" относится к флюидам внутри пласта, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. Флюиды пласта могут включать углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды.

"Источником тепла" является любая система для обеспечения нагревания, по меньшей мере, части пласта по существу посредством переноса тепла с помощью проводимости и/или излучения. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, размещенный внутри канала. Источник тепла может также включать источники тепла, которые генерируют тепло посредством сжигания топлива снаружи или внутри пласта, такие как поверхностные горелки, забойные газовые горелки, беспламенные распределенные топки и природные распределенные топки. Дополнительно к этому предусмотрено, что в некоторых вариантах выполнения тепло, создаваемое или генерируемое в одном или более источниках тепла, может подаваться с помощью других источников энергии. Другие источники тепла могут непосредственно нагревать пласт, или же энергия может подаваться в среду переноса тепла, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует отметить, что один или более источников тепла, которые подают тепло в пласт, могут использовать различные источники энергии. Например, при заданном пласте некоторые источники тепла могут подавать тепло из электрических резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут подавать тепло за счет сгорания, а некоторые источники тепла могут создавать тепло из одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, ветровой энергии, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Источник тепла может содержать нагреватель, который обеспечивает тепло для зоны, близкой или окружающей место нагревания, такого как нагревательная скважина.

"Нагреватель" является любой системой для генерирования тепла в скважине или в зоне вблизи скважины. Нагреватели могут быть, но, не ограничиваясь этим, электрическими нагревателями, горелками, камерами сгорания, которые вступают с реакцию с материалом внутри пласта или же добываемым из пласта (например, природные распределенные топки), и/или их комбинациями. "Блок источников тепла" обозначает несколько источников тепла, которые образуют группу, которая повторяется для создания схемы источников тепла внутри пласта.

"Скважина" означает отверстие в пласте, выполненное посредством бурения или ввода канала в пласт. Скважина может иметь по существу круговое поперечное сечение или другие формы поперечного сечения (например, круговые, овальные, прямоугольные, треугольные, щелевые или другие регулярные или нерегулярные формы). В данном описании понятия "скважина" и "отверстие", когда они относятся к отверстию в пласте, могут использоваться взаимозаменяемо понятием "стволы скважины".

"Теплопроводность" является свойством материала, которое определяет скорость распространения тепла в устойчивом состоянии между двумя поверхностями материала при заданной разнице температур между двумя поверхностями.

"Конденсируемые углеводороды" являются углеводородами, которые конденсируются при температуре 25°С и абсолютном давлении в одну атмосферу. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов, имеющих число атомов углерода более 4. "Неконденсируемые углеводороды" являются углеводородами, которые не конденсируются при температуре 25°С и абсолютном давлении в одну атмосферу. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды, имеющие число атомов углерода менее 5.

Термин "Падение" относится к пласту, который наклонен вниз или отклоняется относительно плоскости, параллельной поверхности земли, при предположении, что поверхность является плоской (т.е. горизонтальной поверхностью). "Наклон" является углом, который страт или сходный объект образует с горизонтальной плоскостью. Термин "Круто падающий пласт, содержащий углеводороды", относится к пласту, содержащему углеводороды, лежащему под углом, по меньшей мере, 20° к горизонтальной плоскости. "Наклон вниз" относится к направлению вниз относительно направления падения пласта. "Наклон вверх" относится к направлению вверх относительно направления падения пласта. Термин "Простирание" относится к направлению в углеводородном пласте, которое перпендикулярно направлению падения.

Термин "Оседание" означает направление вниз относительно исходного уровня поверхности пласта.

Углеводороды внутри содержащего углеводороды пласта (например, пласта, содержащего уголь, нефтеносный сланец, тяжелые углеводороды или их комбинации) можно подвергать внутрипластовой конверсии внутри пласта с целью получения смеси углеводородных продуктов высокого качества, водорода и/или других продуктов. Можно использовать источники тепла для нагревания части содержащего углеводороды пласта до температур, которые обеспечивают пиролиз углеводородов. Углеводороды, водород и другие флюиды пласта можно удалять из пласта через одну или более эксплуатационных скважин. Можно использовать барьеры как препятствие к перемещению флюидов (например, созданных флюидов и/или подземных вод) в и/или из части пласта, подвергаемой процессу внутрипластовой переработки. Барьеры можно создавать в части пласта перед, во время и/или после подачи тепла из одного или более источников тепла в обрабатываемую зону. Например, барьеры можно создавать в части пласта, которая перед этим подвергалась процессу переработки.

Объем пласта, который подвергается, подлежит или был подвержен процессу внутрипластовой обработки, можно называть обрабатываемой зоной. В некоторых вариантах выполнения барьеры могут ограничивать обрабатываемую зону. В качестве альтернативного решения барьеры можно создавать в части обрабатываемой зоны. Барьеры могут включать, но, не ограничиваясь этим, естественно возникающие части (например, покрывающий слой и подстилающий слой), скважины замораживания, зоны замороженных барьеров, зоны низкотемпературных барьеров, стены из жидкого цементного раствора, стены из серы, водопонижающие скважины, нагнетательные скважины, барьер, образованный гелем, созданным в пласте, барьер, созданный с помощью осаждения солей в пласте, барьер, образованный с помощью реакции полимеризации в пласте, листы, принудительно введенные в пласт, и их комбинации.

Естественно возникающие части пласта, которые образуют часть периметра барьера, могут включать непроницаемые по существу слои пласта. В некоторых вариантах выполнения установленные части периферийного барьера можно создавать по необходимости для задания отдельных обрабатываемых зон. Скважины внутрипластового процесса переработки (ICP-скважины) могут быть расположены внутри обрабатываемых зон. Скважины внутрипластового процесса переработки включают источники тепла, водопонижающие скважины обрабатываемой зоны, скважины мониторинга и другие типы скважин, используемых во время внутрипластовой переработки.

Процесс внутрипластовой переработки может включать обеспечение тепла для части содержащего углеводороды пласта и управление температурой, скоростью нарастания температуры и/или давлением внутри нагреваемой части. Температурой и/или скоростью повышения температуры нагреваемой части можно управлять посредством изменения энергии, подаваемой в источники тепла в пласте.

Управление давлением и температурой внутри содержащего углеводороды пласта влияет на свойства добываемых флюидов пласта. Например, состав и качество добываемых из пласта флюидов можно изменять путем варьирования среднего давления и/или средней температуры в выбранной области нагреваемой части пласта. Качество добываемых флюидов можно оценивать на основе характеристик флюидов, таких как, но, не ограничиваясь этим, плотность API, процентное содержание олефинов в добываемых флюидах пласта, отношение этена к этану, атомное отношение водорода к углероду, процентное содержание углеводородов в добываемых флюидах пласта, имеющих число атомов углерода более 25, общая эквивалентная добыча (газа и жидкости), общая добыча жидкостей и/или выход жидкости в процентах при анализе Фишера.

В одном варианте выполнения внутрипластового процесса переработки давление внутри выбранной части содержащего углеводороды пласта можно увеличивать до выбранного давления во время пиролиза. Выбранное давление может быть внутри диапазона, приблизительно, от около 2 бар (абсолютное значение) до 72 бар (абсолютное значение) или же в некоторых вариантах выполнения, приблизительно, от 2 бар (абсолютное значение) до 36 бар (абсолютное значение). В качестве альтернативного решения выбранное давление может быть внутри диапазона, приблизительно, от 2 бар (абсолютное значение) до 18 бар (абсолютное значение). В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса переработки большинство углеводородных флюидов можно добывать из пласта, имеющего давление в диапазоне, приблизительно, от 2 бар (абсолютное значение) до 18 бар (абсолютное значение). Давление во время пиролиза может изменяться или его можно изменять. Давление можно варьировать для изменения и/или управления составом добываемых флюидов пласта, для управления процентным содержанием конденсируемого флюида по сравнению с не конденсируемым флюидом, и/или для управления плотностью API добываемого флюида. Например, уменьшение давления может приводить к большему содержанию конденсируемого флюида. Конденсируемый флюид может иметь большее процентное содержание олефинов.

Нагревание пласта от источников тепла, расположенных в пласте, может обеспечивать равномерную по существу проницаемость нагреваемой части содержащего углеводороды пласта. Равномерная по существу проницаемость может замедлить перетекание флюидов пласта и позволить добычу всех частей нагреваемой части. Оцениваемая (например, вычисленная или оцениваемая) проницаемость любой выбранной части в пласте, имеющей равномерную по существу проницаемость, не может изменяться более чем в 10 раз от оцениваемой средней проницаемости выбранной части.

Проницаемость выбранного участка внутри нагреваемого углеводородсодержащего пласта может быстро возрастать, если выбранный участок нагревается.

Проницаемость слабопроницаемого углеводородсодержащего пласта может быть менее 0,1 миллидарси (9,9·10^-17 м²) перед обработкой. В некоторых вариантах выполнения пиролиз, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта может превышать проницаемость внутри выбранной части, примерно, 10 миллидарси, 100 миллидарси, 1 дарси, 10 дарси, 20 дарси или 50 дарси. Проницаемость выбранной секции части может увеличиться, примерно, в 100, 1000, 10000, 100000 или более раз.

На фиг.1 показан вариант выполнения обрабатываемых зон 100, окруженных периферийным барьером 102. Каждая обрабатываемая зона 100 может быть участком пласта, который подвергается, будет подвержен или подвергался процессу внутрипластовой переработки. Периферийный барьер 102 может включать установленные части и естественно залегающие части пласта. Естественно залегающие части пласта, которые образуют часть периферийного барьера, могут включать не проницаемые по существу слои пласта. Примеры естественно залегающих периферийных барьеров включают покрывающие слои и подстилающие слои. Установленные части периферийного барьера 102 могут быть образованы по необходимости для задания отдельных обрабатываемых зон 100.

Внутри обрабатываемых зон 100 могут быть расположены скважины внутрипластового процесса переработки 104. Скважины внутрипластового процесса переработки 104 могут включать источники тепла, эксплуатационные скважины, водопонижающие скважины обрабатываемой зоны, скважины мониторинга и другие типы скважин, используемые во время внутрипластовой переработки. Как показано на фиг.1, скважины замораживания 106 образуют зоны замораживания 108 вокруг обрабатываемых зон 100.

Различные обрабатываемые зоны 100 могут совместно использовать барьерные секции для минимизации длины периферийного барьера 102, подлежащего образованию. Периферийный барьер 102 может замедлять перетекание флюидов в обрабатываемую зону 100, подвергаемую внутрипластовой переработке. В основном периферийный барьер 102 может воспрещать перемещение воды пласта в обрабатываемую зону 100. Пластовая вода обычно включает воду и растворенный в воде материал (например, соли). Если разрешить перемещение пластовой воды в обрабатываемую зону 100 во время внутрипластового процесса переработки, то плановая стоимость процесса увеличится, поскольку добавится стоимость дополнительной энергии, связанной с испарением воды пласта, и стоимость дополнительной обработки флюидов, связанной с удалением, разделением и обработкой дополнительной воды во флюиде пласта, извлекаемом из пласта. Большое количество воды пласта, перемещающейся в обрабатываемую зону, может препятствовать повышению температуры с помощью источников тепла внутри частей обрабатываемой зоны 100 до желаемых температур.

Периферийный барьер 102 может замедлить нежелательное перемещение флюидов пласта из обрабатываемой зоны 100 во время внутрипластового процесса переработки. Периферийные барьеры 102 между смежными обрабатываемыми зонами 100 могут обеспечивать выполнение в смежных обрабатываемых зонах различных процессов внутрипластовой переработки. Например, первая обрабатываемая зона может подвергаться пиролизу, вторая обрабатываемая зона, смежная с первой обрабатываемой зоной, может подвергаться генерированию синтез-газа, а в третьей обрабатываемой зоне, смежной с первой обрабатываемой зоной и/или второй обрабатываемой зоной, может выполняться внутрипластовой процесс добычи растворов. Рабочие условия внутри различных обрабатываемых зон могут иметь различные температуры, давления, темпы добычи, скорости нагнетания тепла и т.д.

Периферийный барьер 102 может задавать ограниченный объем пласта, который подвергается процессу внутрипластовой переработки. Ограниченный объем пласта известен как обрабатываемая зона 100. Задание ограниченного объема пласта, подлежащего обработке, может обеспечивать более простое управление рабочими параметрами внутри ограниченного объема. В некоторых пластах слой, содержащий углеводороды, который перерабатывается по месту залегания, расположен в той части пласта, которая является проницаемой и/или имеет трещины. Без периферийного барьера 102 флюиды пласта, созданные во время внутрипластовой переработки, могут перемещаться из объема пласта, подвергаемого обработке. Поток флюида пласта из объема пласта, подвергаемого обработке, может препятствовать поддерживанию желаемого давления внутри части пласта, подвергаемой обработке. Таким образом, задание ограниченного объема пласта, подлежащего обработке, путем использования периферийного барьера 102 может обеспечивать управление давлением внутри ограниченного объема. Управление количеством флюида, удаляемого из обрабатываемой зоны 100 через скважины стравливания давления, эксплуатационные скважины и/или источники нагревания, обеспечивает управление давлением внутри обрабатываемой зоны. В некоторых вариантах выполнения скважины стравливания давления являются перфорированными обсадными трубами, расположенными внутри или вблизи скважин источников тепла, которые имеют герметичные обсадные трубы, такие как беспламенные распределенные топки.

Использование периферийных барьеров некоторых типов (например, замороженных барьеров и цементированных стенок) может позволить контроль давления в отдельно взятой обрабатываемой зоне 100.

Неуправляемый поток или перемещение флюида пласта из обрабатываемой зоны 100 может отрицательно влиять на возможность эффективного поддерживания желаемой температуры внутри обрабатываемой зоны 100. Периферийный барьер 102 может воспрещать перемещение горячего флюида пласта из обрабатываемой зоны 100. Замедление перемещения флюида через периметр обрабатываемой зоны 100 может ограничивать конвективные потери тепла во флюиде, удаляемом из пласта через эксплуатационные скважины, и/или во флюиде, удаляемом для управления давлением внутри обрабатываемой зоны.

Возможность управления составом продуктов пиролиза, образующихся при обработке пласта, иллюстрируют, в частности, экспериментальные данные. Например, обработка нефтеносных сланцев Грин Ривер при различных давлениях и температуре показала, что изменение отношения олефина к парафину в продуктах пиролиза имеет вполне устойчивые закономерности. Более высокие давления и более низкие температуры способствуют получению самых низких отношений олефина к парафину. При заданной температуре отношение быстро уменьшается с повышением давления. При температуре около 325°С и абсолютном давлении около 2,5 бар отношение олефина к парафину составляет приблизительно 0,07; при той же температуре, но давлении около 4,5 бар отношение уменьшается до 0,04; повышение давления до 7,9 бар приводит к уменьшению отношения приблизительно до 0,01, а при давлении около 14,8 бар отношение составляет приблизительно 0,005.

Во время внутрипластовой переработки тепло, подаваемое в пласт, может приводить к образованию трещин внутри обрабатываемой зоны 100. Некоторые трещины могут проходить в направлении периметра обрабатываемой зоны 100. Распространяющаяся трещина может пересекать водоносный пласт и позволять пластовой воде входить в обрабатываемую зону 100. Пластовая вода, входящая в обрабатываемую зону 100, может не допускать повышения температуры пласта с помощью источника тепла в части обрабатываемой зоны до температуры, значительно превышающей температуру испарения пластовой воды, входящей в пласт. Кроме того, трещины могут позволять флюиду пласта, образованному во время внутрипластовой переработки, перемещаться из обрабатываемой зоны 100.

Периферийный барьер 102 вокруг обрабатываемой зоны 100 может ограничивать действие распространения трещины на процесс внутрипластовой переработки. В некоторых вариантах выполнения периферийные барьеры 102 расположены достаточно далеко от обрабатываемой зоны 100, так что трещины, которые образуются в пласте, не оказывают влияния на целостность периферийного барьера. Периферийные барьеры 102 могут быть расположены на расстоянии более 10 м, 40 м или 70 м от скважин внутрипластового процесса переработки 104. В некоторых вариантах выполнения периферийный барьер 102 может быть расположен смежно с обрабатываемой зоной 100. Например, замороженный барьер, образованный с помощью скважин 106 замораживания, может быть расположен вблизи источников тепла, эксплуатационных скважин или других скважин. Скважины 104 внутрипластового процесса конверсии могут быть расположены на расстоянии менее 1 м от скважин замораживания, хотя и большее расстояние может преимущественно ограничивать влияние замороженного барьера на скважины внутрипластового процесса переработки и ограничивать влияние нагревания пласта на замороженный барьер.

В некоторых вариантах выполнения периферийного барьера и, в частности, для естественных периферийных барьеров скважины внутрипластового процесса переработки 104 могут быть расположены в периферийном барьере 102 или вблизи периферийного барьера. Например, скважины внутрипластового процесса переработки 104 можно использовать для обработки углеводородного слоя 110, который является тонким богатым углеводородным слоем. Скважины внутрипластового процесса переработки могут быть расположены в покрывающем слое 112 и/или подстилающем слое 114 вблизи углеводородного слоя 110, как показано на фиг.2. Скважины внутрипластового процесса переработки 104 могут включать нагревательные эксплуатационные скважины, которые нагревают пласт и удаляют флюид из пласта. Тонкий богатый углеводородный слой 110 может иметь толщину более около 0,2 м и менее около 8 м, и продуктивность от, приблизительно, 250 л нефти на метрическую тонну до 1670 л на метрическую тонну. Покрывающий слой 112 и подстилающий слой 114 могут быть частями периферийного барьера 102 для системы внутрипластовой переработки, используемой для обработки тонкого богатого углеводородного слоя 110. Потери тепла в покрывающем слое 112 и/или подстилающем слое 117 могут быть приемлемыми для добычи из богатого углеводородного слоя 110. В других вариантах выполнения расположения скважин внутрипластового процесса переработки для обработки тонких богатых углеводородных слоев скважины внутрипластового процесса переработки могут быть расположены внутри тонкого углеводородного слоя или тонких углеводородных слоев.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса переработки периферийный барьер может быть самогерметизирующимся. Например, пластовая вода вблизи замороженного барьера, созданного с помощью скважин замораживания, может замерзать и герметизировать замороженный барьер, если замороженный барьер будет разрушен за счет сдвига или образования трещины в пласте. В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса переработки можно наблюдать за распространением трещин в пласте. Если обнаруживается трещина, которая распространяется в направлении периметра обрабатываемой зоны, то можно регулировать управляемый параметр (например, давление или вводимую энергию) для воспрещения распространения трещины в окружающий периферийный барьер.

Периферийные барьеры могут быть полезными для выполнения задач регулирования и/или для исключения существенного влияния внутрипластового процесса переработки на другие зоны вблизи обрабатываемой зоны (например, на уровень грунтовых вод или другие характеристики окружающей зоны). Пласт внутри периферийного барьера можно обрабатывать с использованием внутрипластового процесса переработки. Периферийный барьер может препятствовать воздействию внутрипластового процесса переработки на пласт на другой стороне периферийного барьера. Периферийные барьеры могут замедлять перетекание флюида из обрабатываемой зоны. Периферийные барьеры могут замедлять повышение температуры до температуры пиролиза на другой стороне периферийного барьера.

Можно использовать различные типы барьеров для образования периферийного барьера вокруг обрабатываемой зоны. Периферийный барьер может быть, но, не ограничиваясь этим, замороженным барьером, окружающим обрабатываемую зону, водопонижающими скважинами, стенкой из цементного раствора, образованной в пласте, серным цементным барьером, барьером, образованным с помощью геля, создаваемого в пласте, барьером, образованным посредством осаждения солей в пласте, барьером, образованным с помощью реакции полимеризации в пласте, листами, введенными в пласт, или их комбинациями.

На фиг.3 показана на виде сбоку часть варианта выполнения обрабатываемой зоны 100, имеющей периферийный барьер 102, образованный покрывающим слоем 112, подстилающим слоем 114 и скважинами замораживания 106 (на фиг.3 показана лишь одна скважина замораживания). Часть скважины замораживания 106 и периферийный барьер 102, образованный с помощью скважины замораживания, проходит в подстилающий слой 114. Части источников 116 тепла и части эксплуатационных скважин 118 могут проходить через низкотемпературную зону 108, образованную с помощью скважин замораживания 106. В некоторых вариантах выполнения периферийный барьер 102 может не проходить в подстилающий слой 114 (например, периферийный барьер может проходить в углеводородный слой 110 достаточно близко к подстилающему слою, или же некоторая часть углеводородного слоя может служить в качестве периферийного барьера). Подстилающий слой 114 может быть слоем скальных пород, который воспрещает поток флюида в или из обрабатываемой зоны 100. В некоторых вариантах выполнения часть подстилающего слоя может быть содержащим углеводороды материалом, который не должен подвергаться внутрипластовой переработке.

Покрывающий слой 112 может проходить над обрабатываемой зоной 100. Покрывающий слой 112 может включать часть содержащего углеводороды материала, который не подлежит внутрипластовой переработке. Покрывающий слой 112 может замедлять поток флюида в или из обрабатываемой зоны 100.

Некоторые пласты могут включать подстилающий слой 114, который является проницаемым или содержит трещины, которые обеспечивают поток флюида в или из обрабатываемой зоны 100. Часть периферийного барьера 102 может быть образована ниже обрабатываемой зоны 100 для воспрещения потока флюида в обрабатываемую зону и/или для воспрещения выхода флюида пласта во время процесса внутрипластовой переработки.

Если в содержащем углеводороды материале присутствует большое количество воды, то можно использовать водопонижающие скважины 120 для удаления воды из обрабатываемой зоны после того, как периферийный барьер сформирован. Если содержащий углеводороды материал не содержит большого количества воды, то можно активировать источники тепла. Источники тепла могут испарять воду внутри пласта, а водяной пар можно удалять из обрабатываемой зоны через эксплуатационные скважины.

На фиг.4 показана обрабатываемая зона 100, имеющая часть периферийного барьера 102 ниже обрабатываемой зоны. Периферийный барьер может быть замороженным барьером, образованным с помощью скважин 106 замораживания. В некоторых вариантах выполнения периферийный барьер под обрабатываемой зоной может следовать геологическому пласту (например, вдоль линии падения угольного пласта).

Некоторые пласты могут включать покрывающий слой 112, который является проницаемым или содержит трещины, которые обеспечивают поток флюида в или из обрабатываемой зоны 100. Часть периферийного барьера 102 может быть образована над обрабатываемой зоной для препятствования потока флюида в обрабатываемую зону и/или для воспрещения выхода флюида пласта во время внутрипластовой переработки. На фиг.4 показан вариант выполнения внутрипластового процесса переработки, использующий часть периферийного барьера 102, образованную над обрабатываемой зоной 100. В некоторых вариантах выполнения периферийный барьер над обрабатываемой зоной может следовать вдоль геологического пласта (например, вдоль линии падения пласта). В некоторых вариантах выполнения периферийный барьер над обрабатываемой зоной может быть образован в виде поверхностного покрытия, расположенного на поверхности пласта или вблизи нее. Такой периферийный барьер может обеспечивать обработку пласта, в которой углеводородный слой, подлежащий обработке, находится близко к поверхности.

Периферийный барьер может иметь любую желаемую форму. В некоторых вариантах выполнения части периферийных барьеров могут следовать вдоль линий геологических признаков и/или свойств. В некоторых вариантах выполнения части периферийных барьеров могут иметь круговую, квадратную, прямоугольную или многоугольную форму. Части периферийных барьеров могут иметь также нерегулярные формы. Периферийный барьер, имеющий круговую форму, может предпочтительно охватывать большую зону, чем другие регулярные многоугольные формы, которые имеют тот же периметр. Например, при одинаковом периметре круговой барьер окружает на, приблизительно, 27% больше площади, чем квадратный барьер. Использование круговых периферийных барьеров может требовать меньше скважин и/или меньше материала для охвата желаемой зоны по сравнению с периферийными барьерами другой регулярной формы. В некоторых вариантах выполнения используются квадратные, прямоугольные или другие многоугольные периферийные барьеры для соответствия линиям свойств и/или для соответствия регулярной сетке размещения скважин источников нагревания и эксплуатационных скважин.

На фиг.5 показан на виде сверху вариант выполнения периферийного барьера, который образует обрабатываемую зону 100 в пласте. Центры дуговых частей периферийных барьеров 102 расположены у вершин воображаемых равносторонних треугольников. Воображаемые равносторонние треугольники изображены пунктирными линиями. Первый периферийный барьер 102' может быть образован в пласте для задания первой обрабатываемой зоны 100'.

Может быть образован второй барьер 102''. Второй барьер 102'' и первый барьер 102' могут задавать вторую обрабатываемую зону 100''. Второй барьер 102'' может иметь дуговую часть с радиусом, который по существу равен радиусу первого кругового барьера 102'. Центр второго барьера 102'' может быть расположен так, что если бы второй барьер был образован в виде полного круга, то второй барьер соприкасался бы с первым барьером по существу в точке касания. Второй барьер 102'' может включать линейные секции 122, которые обеспечивают охват большей площади при той же или меньшей длине периферийного барьера, чем потребовалась бы при завершении второго барьера в виде круга. В некоторых вариантах выполнения второй барьер 102'' может не содержать линейных секций и второй барьер может соприкасаться с первым барьером в точке касания или в зоне касания. Вторая обрабатываемая зона 100'' может быть задана частями первого кругового барьера 102' и второго барьера 102''. Площадь второй обрабатываемой зоны 100'' может быть больше площади первой обрабатываемой зоны 100'.

Третий барьер 102''' может быть образован смежно с первым барьером 102' и вторым барьером 102''. Третий барьер 102''' может быть соединен с первым барьером 102' и вторым барьером 102" для задания третьей обрабатываемой зоны 100'''. Могут быть образованы дополнительные барьеры для образования обрабатываемых зон с целью обработки желаемых частей пласта.

На фиг.6 показан вариант выполнения конфигурации барьеров, в котором периферийные барьеры 102 образованы радиально вокруг центральной точки. В одном варианте выполнения наземные средства для обработки добытых флюидов, извлекаемых из пласта, расположены внутри центральной зоны 124, заданной первым периферийным барьером 102'. Расположение наземных средств в центре может уменьшить полную длину трубопроводов, необходимых для транспортировки флюида пласта к обрабатывающему оборудованию. В альтернативных вариантах выполнения скважины внутрипластового процесса переработки расположены в центральной зоне, а наземные средства расположены вне сетки барьеров.

Кольцо пласта между вторым барьером 102'' и первым барьером 102' может быть обрабатываемой зоной 100'. Вокруг второго барьера 102'' может быть образован третий барьер 102'''. Сетку барьеров можно при необходимости расширять. Кольцо пласта между внутренним барьером и наружным барьером может быть обрабатываемой зоной. Если площадь кольца является слишком большой, чтобы ее обрабатывать как единое целое, то можно формировать линейные секции 122, проходящие от внутреннего барьера к наружному барьеру с целью разделения кольца на несколько обрабатываемых зон. В некоторых вариантах выполнения расстояние между барьерными кольцами может быть одинаковым. В других вариантах выполнения расстояние между барьерными кольцами можно изменять для регулирования площади, охватываемой барьерами.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса конверсии пластовую воду можно удалять из обрабатываемой зоны перед, во время или после формирования барьера вокруг пласта. Источники тепла, эксплуатационные скважины и другие скважины внутрипластового процесса переработки можно устанавливать в пласте перед, во время или после формирования барьера. Некоторые эксплуатационные скважины могут быть соединены с насосами, которые удаляют пластовую воду из обрабатываемой зоны. В других вариантах выполнения внутри обрабатываемой зоны могут быть созданы водопонижающие скважины для удаления пластовой воды из обрабатываемой зоны. Удаление воды из обрабатываемой зоны перед нагреванием до температуры пиролиза для внутрипластовой конверсии может уменьшить энергию, необходимую для повышения температуры частей пласта внутри обрабатываемой зоны до температуры пиролиза за счет исключения необходимости испарения всей пластовой воды внутри обрабатываемой зоны.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса переработки можно использовать скважины замораживания для образования низкотемпературной зоны вокруг части обрабатываемой зоны. "Скважина замораживания" относится к скважине или отверстию в пласте, используемыми для охлаждения части пласта. В некоторых вариантах выполнения охлаждение может быть достаточным для вызывания замораживания материала (например, пластовой воды), которая может присутствовать в пласте. В других вариантах выполнения охлаждение может не приводить к замораживанию; однако охлаждение может служить для замедления потока флюида в или из обрабатываемой зоны посредством заполнения части пространства пор жидким флюидом.

В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания можно поддерживать при температурах, значительно более низких, чем температура замерзания пластовой воды. Тепло может передаваться из слоя к скважинам замораживания, так что вокруг скважин замораживания образуется низкотемпературная зона. Часть пластовой воды, которая находится или протекает в низкотемпературную зону, может замерзать с образованием барьера для потока флюида. Скважины замораживания могут быть расположены и работать так, что низкотемпературная зона, образованная каждой скважиной замораживания, накладывается и соединяется с низкотемпературной зоной, образованной, по меньшей мере, одной смежной скважиной замораживания.

Секции скважин замораживания, которые способны создавать низкотемпературные зоны, могут быть лишь частью полной линии скважин замораживания. Например, часть каждой скважины замораживания может быть изолирована вблизи покрывающего слоя, так что воспрещается перенос тепла между скважинами замораживания и покрывающим слоем. Скважины замораживания могут образовывать низкотемпературную зону вдоль сторон содержащей углеводороды части пласта. Низкотемпературная зона может проходить выше и/или ниже части содержащего углеводороды слоя, подлежащего внутрипластовой переработке. Способность использования лишь частей скважин замораживания для формирования низкотемпературной зоны обеспечивает экономное использование скважин замораживания при формировании барьеров для обрабатываемых зон, которые находятся относительно глубоко внутри пласта.

Периферийный барьер, образованный с помощью скважин замораживания, может иметь несколько преимуществ по сравнению с барьерами, образованными с помощью других способов. Периферийный барьер, образованный скважинами замораживания, можно формировать глубоко внутри грунта. Периферийный барьер, образованный скважинами замораживания, может не требовать соединительного отверстия вокруг периметра обрабатываемой зоны. Соединительное отверстие обычно необходимо для стенок из цементного раствора или некоторых других типов периферийных барьеров. Периферийный барьер, образованный скважинами замораживания, образуется за счет переноса тепла, а не переноса массы. Гелевые, полимерные или другие типы периферийных барьеров зависят от переноса массы внутри пласта с целью формирования периферийного барьера. Перенос тепла в пласт может изменяться по всему пласту на относительно небольшую величину (например, обычно менее чем в 2 раза внутри слоя пласта). Перенос массы в пласте может изменяться во всем пласте на значительно большую величину (например, в 10⁸ раз или более внутри слоя пласта). Периферийный барьер, образованный скважинами замораживания, может иметь большую целостность и его можно проще формировать и поддерживать, чем периферийный барьер, который требует переноса массы при формировании.

Периферийный барьер, образованный скважинами замораживания, может обеспечивать тепловой барьер между различными обрабатываемыми зонами и между окружающими частями пласта, которые должны оставаться не обработанными. Тепловой барьер обеспечивает возможность обработки смежных обрабатываемых зон с помощью различных процессов. Обрабатываемые зоны могут работать с разными давлениями, температурами, скоростями нагревания и/или темпами удаления флюида пласта. Тепловой барьер может препятствовать пиролизу углеводородного материала на наружной стороне барьера при нагревании обрабатываемой зоны.

Формирование замороженного периферийного барьера вокруг обрабатываемой зоны с помощью скважин замораживания может быть более экономичным и благоприятным для внутрипластового процесса переработки по сравнению с работой водопонижающих скважин вокруг обрабатываемой зоны. Скважины замораживания могут быть менее дорогостоящими в установке, работе и обслуживании, чем водопонижающие скважины. Обсадные трубы для водопонижающих скважин необходимо иногда выполнять из стойкого к коррозии металла для выдерживания коррозии от пластовой воды в течение внутрипластового процесса переработки. Скважины замораживания можно выполнять из углеродистой стали. Водопонижающие скважины могут облегчать распространение флюида пласта из обрабатываемой зоны. Вода, добываемая из водопонижающих скважин, может содержать часть флюида пласта. Такую воду необходимо обрабатывать с целью удаления углеводородов и другого материала перед удалением воды. Водопонижающие скважины могут препятствовать повышению давления внутри обрабатываемой зоны до желаемой величины, поскольку водопонижающие скважины постоянно удаляют флюид из пласта.

Присутствие воды в низкотемпературной зоне может обеспечивать образование замороженного барьера. Замороженный барьер может быть сплошной непроницаемой структурой. После создания замороженного барьера энергия, необходимая для поддерживания замороженного барьера, может быть значительно снижена по сравнению с энергией, необходимой для создания замороженного барьера. В некоторых вариантах выполнения уменьшение стоимости энергии может составлять 10 или более раз. В других вариантах выполнения уменьшение стоимости может быть не таким большим, например, уменьшение может, приблизительно, происходить в 3 или 4 раза.

Во многих пластах содержащие углеводороды части пласта насыщены или содержат достаточное количество пластовой воды для обеспечения создания замороженного барьера. В некоторых пластах воду можно добавлять в пласт вблизи скважин замораживания после и/или во время формирования низкотемпературной зоны, так чтобы мог создаваться замороженный барьер.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса конверсии низкотемпературную зону можно создавать вокруг обрабатываемой зоны. Во время нагревания обрабатываемой зоны вода может выделяться из обрабатываемой зоны в виде пара и/или увлеченной флюидами пласта воды. В целом, при первоначальном нагревании обрабатываемой зоны вода, присутствующая в пласте, начинает перераспределяться, прежде чем будет создано существенное количество углеводородов. Вода может быть свободной водой и/или освобожденной водой, которая была связана или соединена с глинами или минералами ("связанная вода"). Освобожденная вода может протекать в низкотемпературную зону. Вода может конденсироваться и по существу затвердевать в низкотемпературной зоне с образованием замороженного барьера.

Пиролизованные углеводороды и/или окисленные углеводороды могут образовывать водяной пар во время внутрипластовой переработки. Значительную часть созданного водяного пара можно удалять из пласта через эксплуатационные скважины. Небольшая часть созданного водяного пара может перемещаться в направлении периметра обрабатываемой зоны. При приближении воды к низкотемпературной зоне, образованной скважинами замораживания, часть воды может конденсироваться в жидкую воду в низкотемпературной зоне. Если низкотемпературная зона является достаточно холодной или если жидкая вода перемещается в достаточно холодную низкотемпературную зону, то вода может замерзать.

В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания могут создавать низкотемпературную зону, которая не приводит к замерзанию флюида пласта. Например, если имеется недостаточно воды или другого флюида с относительно высокой температурой замерзания в пласте вокруг скважин замораживания, то скважины замораживания могут не создавать замороженный барьер. Вместо этого может образовываться низкотемпературная зона. По время внутрипластового процесса конверсии флюид пласта может мигрировать в низкотемпературную зону. Часть флюида пласта (например, углеводороды с низкой точкой замерзания) может конденсироваться в низкотемпературной зоне. Конденсированный флюид может заполнять поровое пространство внутри низкотемпературной зоны. Конденсированный флюид может образовывать барьер для дополнительного потока флюида в или из низкотемпературной зоны. Часть флюида пласта (например, водяной пар) может конденсироваться и замерзать внутри низкотемпературной зоны с образованием замороженного барьера. Конденсированный флюид пласта и/или замерзший флюид пласта могут образовывать барьер для дополнительного потока флюида в или из низкотемпературной зоны.

Скважины замораживания можно запускать в работу задолго до запуска источников тепла, которые будут нагревать обрабатываемую зону. Запуск скважин замораживания перед запуском источников тепла обеспечивает формирование толстого связанного замороженного периферийного барьера, прежде чем начнется повышение температуры пласта в обрабатываемой зоне. В некоторых вариантах выполнения источники тепла, которые расположены на большом расстоянии от периметра обрабатываемой зоны, можно запускать перед, одновременно или вскоре после запуска скважин замораживания.

Источники тепла могут быть не в состоянии пробивать замороженный барьер во время тепловой обработки обрабатываемой зоны. В некоторых вариантах выполнения замороженный периферийный барьер может продолжать расширяться значительное время после начала нагревания. Теплопроводность горячего, сухого пласта может быть значительно меньше теплопроводности замороженного пласта. Разница в теплопроводности между горячим, сухим пластом и замороженным пластом приводит к тому, что холодная зона расширяется с большей скоростью, чем горячая зона. Даже если источники тепла расположены относительно близко к скважинам замораживания, которые образовали замороженный барьер (например, около 1 м от скважин замораживания, которые образовали замороженный барьер), источники тепла обычно не способны пробивать замороженный барьер, если в скважины замораживания подается хладагент. В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса конверсии скважины замораживания расположены на значительном расстоянии от источников тепла и других скважин внутрипластового процесса переработки. Расстояние может быть около 3 м, 5 м, 10 м, 15 м или более. Замороженный барьер, образованный скважинами замораживания, может расширяться на внешней стороне периферийного барьера, даже когда источники тепла нагревают пласт на внутренней стороне периферийного барьера.

Флюид в низкотемпературных зонах 108 с температурой замерзания выше температуры низкотемпературных зон может затвердевать в низкотемпературных зонах с образованием периферийного барьера 102, как показано на фиг.1. Обычно флюид, который затвердевает с образованием периферийного барьера 102, является частью пластовой воды. Два или более рядов скважин замораживания могут быть установлены вокруг обрабатываемой зоны 100 для формирования более толстой низкотемпературной зоны 108, чем можно формировать с использованием одного ряда скважин замораживания. На фиг.7 показаны два ряда скважин 106 замораживания вокруг обрабатываемой зоны 100. Скважины 106 замораживания могут быть расположены вокруг всей обрабатываемой зоны 100, или же скважины замораживания могут быть расположены вокруг части обрабатываемой зоны. В некоторых вариантах выполнения остальные части обрабатываемой зоны, где скважины замораживания окружают не всю обрабатываемую зону, окружают естественные барьеры для флюида пласта (такие как не имеющий трещин, по существу не проницаемый материал пласта) и/или искусственные барьеры (например, стены из цементного раствора или соединенные друг с другом листовые барьеры).

Если обрабатываемую зону окружают более одного ряда скважин замораживания, то скважины в первом ряду могут быть расположены в шахматном порядке со скважинами во втором ряду. В варианте выполнения системы скважин замораживания, показанной на фиг.7, первое разделяющее расстояние 126 имеется между скважинами 106 замораживания в ряду скважин замораживания. Второе разделяющее расстояние 128 имеется между скважинами 106 замораживания в первом ряду и во втором ряду. Первое разделяющее расстояние 128 составлять около 10-75% (например, 30-60% или 50%) первого разделяющего расстояния 126. Можно использовать также другие разделяющие расстояния и сетки размещения скважин замораживания.

На фиг.4 показан вариант выполнения внутрипластового процесса конверсии со скважинами 106 замораживания, которые создают низкотемпературную зону 106 под частью пласта, низкотемпературную зону над частью пласта и низкотемпературную зону вдоль периметра части пласта. Части источников 116 тепла и части эксплуатационных скважин 118 могут проходить через низкотемпературную зону 108, образованную скважинами 106 замораживания. Части источников 116 тепла и части эксплуатационных скважин 118, которые проходят через низкотемпературную зону 108, могут быть изолированы для замедления переноса тепла в низкотемпературную зону. Изоляция может включать, но, не ограничиваясь этим, вспененный цемент, воздушный зазор между изолированным вкладышем, расположенным в эксплуатационной скважине, или их комбинации.

Скважины замораживания могут быть расположены в пласте так, что имеется минимальное отклонение в ориентации одной скважины замораживания относительно смежной скважины замораживания. Чрезмерное отклонение может создавать большое разделяющее расстояние между смежными скважинами замораживания, которое не позволит образовываться соединительной низкотемпературной зоне между смежными скважинами замораживания. Факторы, которые могут влиять на введение скважин замораживания в грунт, включают, но не ограничиваясь этим, время введения скважины замораживания, глубину, на которую следует вводить скважины замораживания, свойства пласта, желаемую ориентацию скважин и стоимость. Скважины замораживания относительно небольшой глубины можно вводить в некоторые пласты ударным и/или вибрационным способом. Скважины замораживания можно вводить ударным и/или вибрационным способом до глубины от около 1 м до около 100 м без чрезмерного отклонения в ориентации скважин замораживания относительно смежных скважин замораживания в некоторых типах пластов. Скважины замораживания, расположенные глубоко в пласте или в пластах со слоями, которые сложно бурить, можно размещать в пласте с помощью направленного бурения и/или геологического управления. Можно использовать также электрические, магнитные и/или другие сигналы, создаваемые в одной смежной скважине замораживания, для направленно пробуриваемых скважин, так чтобы сохранялось желаемое расстояние между смежными скважинами. Относительно точное управление расстоянием между скважинами замораживания является важным фактором для минимизации времени, необходимого для завершения создания низкотемпературной зоны.

На фиг.8 показан вариант выполнения скважины замораживания 106, которая направленно пробурена в пласт. Скважина замораживания 106 может входить в пласт в первом месте вскрытия и выходить из пласта в другом месте вскрытия, так что оба конца скважины замораживания находятся над поверхностью земли. Поток хладагента через скважину замораживания 106 может понижать температуры пласта вблизи скважины замораживания с образованием низкотемпературной зоны 108. Хладагент, проходя через скважину замораживания 106, может проходить через смежную скважину замораживания или скважины замораживания. Можно наблюдать за температурой хладагента. Когда температура хладагента превысит желаемую величину, хладагент можно направлять в блок или блоки охлаждения для понижения температуры хладагента перед повторной циркуляцией хладагента через скважины замораживания. Использование скважин замораживания, которые как входят, так и выходят из пласта, может исключить необходимость размещения входного канала хладагента и выходного канала хладагента в каждой скважине замораживания.

Скважины замораживания 106, показанные на фиг.8, образуют часть замороженного барьера 102 под водным объектом 130. Водный объект 130 может быть любым типом водного объекта, таким как пруд, озеро, ручей или река. В некоторых вариантах выполнения водный объект может быть подземным водным объектом, таким как подземный поток или река. Скважина замораживания 106 является одной из скважин замораживания, которые воспрещают миграцию воды вниз из водного объекта 130 в содержащий углеводороды слой 110.

На фиг.9 показаны скважины замораживания 106, используемые для формирования низкотемпературной зоны на стороне содержащего углеводороды слоя 110. В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания 106 могут быть расположены в не содержащем углеводороды слое, который расположен смежно с содержащим углеводороды слоем 110. В показанном варианте выполнения скважины замораживания 106 ориентированы вдоль падения содержащего углеводороды слоя 110. В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания можно вводить в пласт с двух разных направлений или по существу перпендикулярно поверхности грунта для ограничения длины скважин замораживания. Скважину замораживания 106' и другие скважины замораживания можно вводить в содержащий углеводороды слой с образованием периферийного барьера, который воспрещает поток флюида вдоль содержащего углеводороды слоя. При необходимости можно устанавливать дополнительные скважины замораживания для формирования периферийных барьеров для препятствования потоку флюидов в или из покрывающего слоя 112 или подстилающего слоя 114.

В некоторых вариантах выполнения в пласт 110 могут проходить водопонижающие скважины 120, как показано на фиг.3. Водопонижающие скважины 120 можно использовать для удаления пластовой воды из содержащего углеводороды слоя 110 после образования скважинами замораживания 106 периферийного барьера 102. Вода может протекать через содержащий углеводороды слой 110 по существующей системе трещин и каналов. Лишь незначительное число водопонижающих скважин 120 может быть необходимо для удаления воды из обрабатываемой зоны 100, поскольку пласт может иметь большую проницаемость за счет существующей системы трещин и каналов. Водопонижающие скважины 120 могут быть расположены относительно близко к скважинам замораживания 106. В некоторых вариантах выполнения водопонижающие скважины могут быть временно закрыты после удаления воды. Если водопонижающие скважины расположены вблизи скважин замораживания или низкотемпературной зоны, созданной скважинами замораживания, то водопонижающие скважины могут быть заполнены водой. Расширение низкотемпературной зоны 108 может приводить к замерзанию воды, расположенной в водопонижающих скважинах, для герметизации водопонижающих скважин. Водопонижающие скважины 120 могут быть снова открыты после завершения внутрипластовой переработки. После внутрипластовой переработки водопонижающие скважины 120 можно использовать во время процедур зачистки для нагнетания или извлечения флюидов.

В некоторых вариантах выполнения выбранные эксплуатационные скважины, источники тепла или другие типы скважин внутрипластового процесса конверсии можно временно преобразовывать в водопонижающие скважины посредством соединения насосов с выбранными скважинами. Преобразованные скважины могут дополнять водопонижающие скважины или устранять необходимость в отдельных водопонижающих скважинах. Преобразование других скважин в водопонижающие скважины может исключать расходы, связанные с бурением скважин для водопонижающих скважин.

На фиг.10 показан вариант выполнения системы скважин для обработки пласта. Содержащий углеводороды слой 110 может включать выщелоченную/растресканную часть 132 и не выщелоченную/не растресканную часть 134. Пластовая вода может протекать через выщелоченную/растресканную часть 132. Не выщелоченная/не растресканная часть 134 может быть не насыщенной и относительно сухой. В некоторых вариантах выполнения выщелоченная/растресканная часть 132 может быть на 100 м или более ниже покрывающего слоя 112, и выщелоченная/растресканная часть может проходить на 200 м или более в пласт. Не выщелоченная/не растресканная часть 134 может проходить на 400 м или более глубоко в пласт.

Источники тепла 116 могут проходить в подстилающий слой 114 ниже не выщелоченной/не растресканной части 134. Эксплуатационные скважины могут проходить в не выщелоченную/не растресканную часть пласта. Эксплуатационные скважины могут иметь перфорацию или же могут быть открытыми скважинами, вдоль частей, проходящих в выщелоченную/растресканную часть и не выщелоченные/не растресканные части содержащего углеводороды слоя. Скважины замораживания 106 могут проходить вблизи или на небольшое расстояние в не выщелоченную/не растресканную часть 134. Скважины замораживания 106 могут быть смещены относительно источников тепла 116 и эксплуатационных скважин на расстояние, достаточное для обеспечения оставления углеводородного материала под скважинами замораживания без пиролиза во время обработки пласта (например, около 30 м). Скважины замораживания 106 могут воспрещать протекание пластовой воды в содержащий углеводороды слой 110. Предпочтительно нет необходимости в том, чтобы скважины замораживания 106 проходили по всей длине углеводородного материала, подлежащего внутрипластовой конверсии, поскольку не выщелоченная/не растресканная часть 134 под скважинами замораживания 106 может оставаться необработанной. Если обработка пласта создает тепловые трещины в не выщелоченной/не растресканной части 134, которые распространяются в направлении и/или за скважины замораживания 106, то трещины могут оставаться ориентированными по существу горизонтально. Горизонтально ориентированные трещины могут не пересекать выщелоченную/растресканную часть 132 для обеспечения входа пластовой воды в обрабатываемую зону 100.

В некоторых вариантах выполнения хладагент можно подавать в скважину замораживания 106 через канал 140 холодной стороны. Хладагент может протекать через скважину замораживания 106 в каналы 138 теплой стороны. Каналы 140 холодной стороны и каналы 138 теплой стороны (как показано на фиг.10) могут быть изолированными трубами из полимера, такими как HDPE (полиэтилен высокой плотности). В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания скважина замораживания 106 может включать порт 136. Термоизмерительные зонды, такие как резистивные температурные устройства, могут быть введены в порт 136.

Для формирования низкотемпературной зоны можно использовать различные типы систем охлаждения. Определение подходящей системы охлаждения может быть основано на многих факторах, включая, но не ограничиваясь этим, тип скважины замораживания, расстояние между смежными скважинами замораживания; хладагент, временные рамки, в которые необходимо создать низкотемпературную зону; глубина низкотемпературной зоны, разница температур, которую испытывает хладагент, химические и физические свойства хладагента, экологические соображения относительно удаления, протечки или утечки хладагента, стоимость, поток пластовой воды в пласт, состав и свойства пластовой воды и различные свойства пласта, такие как теплопроводность, температуропроводность и теплоемкость.

Для формирования низкотемпературной зоны можно использовать несколько различных типов скважин замораживания. Используемый тип скважины замораживания может зависеть от типа системы охлаждения, используемой для создания низкотемпературной зоны. Типом системы охлаждения может быть, но не ограничиваясь этим, дозированная система охлаждения, циркуляционная система охлаждения, система охлаждения с использованием цикла испарения, система охлаждения с использованием цикла абсорбции-десорбции. Различные типы систем охлаждения можно использовать в различные периоды во время формирования низкотемпературной зоны. В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания могут содержать обсадную трубу. В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания могут содержать перфорированную обсадную трубу или обсадные трубы с другими типами отверстий. В некоторых вариантах выполнения часть скважины замораживания может быть открытой скважиной.

В системах охлаждения можно использовать жидкий хладагент, который циркулирует через скважины замораживания. В системе циркуляции жидкости используется перенос тепла между циркулирующей жидкостью и пластом без изменения фазового состояния значительной части хладагента. Жидкость может быть любым типом переносящего тепло флюида, способного работать при низких температурах. Некоторые из желательных свойств жидкого хладагента состоят в следующем: низкая рабочая температура, низкая вязкость, высокая удельная теплоемкость, высокая теплопроводность, низкая коррозийность и низкая токсичность. Низкая рабочая температура хладагента обеспечивает создание большой низкотемпературной зоны вокруг скважины замораживания. Низкая рабочая температура жидкости должна составлять около -20°С или ниже. Флюиды, имеющие низкую рабочую температуру около или ниже -20°С, включают растворы определенных солей (например, растворы, содержащие хлорид кальция или хлорид лития). Другие растворы солей могут включать соли определенных органических кислот (например, формат калия, ацетат калия, цитрат калия, формат аммония, ацетат аммония, цитрат аммония, цитрат натрия, формат натрия, ацетат натрия). Жидкостью, которую можно использовать в качестве хладагента при температурах ниже -50°С, является Freezium®, предлагаемая фирмой Kemira Chemicals (Хельсинки, Финляндия). Другим жидким хладагентом является раствор аммония в воде с содержанием аммония между около 20 мас.% и около 40 мас.%.

Для формирования низкотемпературной зоны для внутрипластового процесса конверсии пласта может быть желательным использование хладагента, имеющего начальную низкую температуру около -50°С или ниже. Хладагенты, имеющие начальную температуру выше около -50°С, можно также использовать, однако такие хладагенты могут требовать более длительного времени для соединения низкотемпературных зон, создаваемых отдельными скважинами замораживания. Дополнительно к этому для таких хладагентов могут требоваться более короткие расстояния между скважинами замораживания и/или большее число скважин замораживания.

Для понижения температуры жидкого хладагента до низкой рабочей температуры можно использовать блок охлаждения. В некоторых вариантах выполнения в блоке охлаждения можно использовать цикл испарения аммиака. Блоки охлаждения предлагаются фирмами Cool Man Inc. (Милвоки, Висконсин), Gartner Refrigeration & Manufacturing (Минеаполис, Миннесота) и другими поставщиками. В некоторых вариантах выполнения можно использовать каскадную систему охлаждения с использованием на первой стадии аммиака, а на второй стадии - диоксида углерода. Циркулирующий через скважины замораживания хладагент может содержать 30 мас.% аммиака в воде (водный аммиак).

Для формирования и/или поддерживания низкотемпературной зоны можно использовать систему охлаждения с циклом испарения. Жидкий хладагент можно вводить в несколько скважин. Хладагент может поглощать тепло из пласта и испаряться. Испаренный хладагент может возвращаться в блок охлаждения, который сжимает хладагент в жидкость и снова вводит хладагент в скважины замораживания. Хладагент может быть, но не ограничиваясь этим, жидким азотом, аммиаком, диоксидом углерода, углеводородом с низким молекулярным весом (например, пропаном, изобутаном, циклопентаном) и/или смесями аммиака и воды (например, смесью около 30% аммиака и воды). После испарения флюид можно снова превращать в жидкость в блоке охлаждения и направлять обратно в скважины замораживания. Использование циркуляционной системы охлаждения может обеспечивать экономичное формирование и/или поддерживание длинной низкотемпературной зоны, которая окружает большую обрабатываемую зону.

В некоторых вариантах выполнения скважина замораживания 106 может проходить в углеводородный слой 110, как показано на фиг.11. В кольцевом пространстве 137 между скважиной замораживания 106 и углеводородным слоем 110 могут быть расположены одна или несколько перегородок. Вода может протекать через содержащий углеводороды слой 110 через выщелоченную/растресканную часть 132 в кольцевое пространство 137 и покрывающий слой 112. Перегородки 135 могут воспрещать или замедлять поток воды в кольцевое пространство 137. Замедление скорости потока воды в кольцевое пространство 137 может повышать скорость замерзания воды в кольцевом пространстве за счет увеличения времени контакта между водой и скважиной замораживания 106. Перегородки 135 могут включать покрытый резиной металл, пластмассу и т.д. В некоторых вариантах выполнения перегородки 135 могут быть цементными улавливателями.

На фиг.12 показан вариант выполнения скважины замораживания 106. Скважина замораживания 106 может иметь первый конец 146 в первом месте на поверхности и второй конец 148 во втором месте на поверхности. Скважина 106 замораживания может содержать первый канал 142 и второй канал 144. В некоторых вариантах выполнения первый канал 142 и второй канал 144 могут быть концентричными или коаксиальными каналами. В одном варианте выполнения, как показано на фиг.12, второй канал 144 расположен коаксиально внутри первого канала 142. Первый канал 142 и второй канал 144 могут быть выполнены из нержавеющей стали или других подходящих материалов, химически стойких относительно хладагента. В некоторых вариантах выполнения первый канал 142 и второй канал 144 могут содержать изолированные части в покрывающем слое 112. Части первого канала 142 и/или части второго канала 144, которые расположены смежно с не охлаждаемыми частями пласта, могут содержать изолирующий материал (например, полиэтилен высокой плотности), и/или части каналов могут быть изолированы с помощью изоляционного материала. Части первого канала 142 и/или части второго канала 144, которые расположены смежно с охлаждаемыми частями пласта, могут быть выполнены из теплопроводного материала (например, меди или медного сплава). Теплопроводный материал может облегчать перенос тепла между пластом и хладагентом в канале.

Хладагент можно подавать в первый канал 142 на втором конце 148 скважины замораживания 106. Хладагент можно подавать во второй канал 144 на первом конце 146 скважины замораживания 106. В одном варианте выполнения хладагент в первом канале 142 (который протекает от второго конца 148 в направлении первого конца 146) может протекать в противопотоке хладагенту во втором канале 144 (который протекает от первого конца 146 в направлении второго конца 148). В некоторых вариантах выполнения хладагент может протекать с одним направлением потока через скважину замораживания 106 (т.е. хладагент подается в первый канал 142 и второй канал 144 на одном и том же конце скважины замораживания). Протекание хладагента в противопотоке в коаксиальных каналах может обеспечивать более равномерное охлаждение углеводородного слоя 110 и создание более равномерных температур в обрабатываемой зоне. Дополнительно к этому низкое давление в хладагенте можно поддерживать за счет протекания хладагента через канал с отверстиями на обоих концах канала в противоположность протеканию хладагента через канал только с одним открытым концом. Каналы лишь с одним открытым концом обычно имеют изгиб или разворот внутри скважины замораживания, что может увеличивать давление хладагента.

В некоторых вариантах выполнения хладагент, выходящий из первого канала 142 и/или второго канала 144, можно использовать повторно в другой скважине замораживания или же возвращать в ту же скважину замораживания. Например, хладагент, выходящий из первого канала 142, можно подавать во второй канал 144. В некоторых вариантах выполнения хладагент можно сжимать перед повторным использованием. В некоторых вариантах выполнения в выбранных местах вдоль длины первого канала 142 и второго канала 144 могут быть расположены распорки для воспрещения физического соприкосновения каналов друг с другом.

Расстояние между смежными скважинами замораживания может зависеть от нескольких различных факторов. Факторы могут включать, но не ограничиваясь этим, физические свойства материала пласта, тип системы охлаждения, тип хладагента, скорость потока материала в или из обрабатываемой зоны, заданной скважинами замораживания, время формирования низкотемпературной зоны и экономические соображения. Затвердевший или частично затвердевший материал пласта может обеспечивать большее разделительное расстояние между скважинами замораживания. Разделительное расстояние между скважинами замораживания в затвердевшем или частично затвердевшем материале пласта может быть, приблизительно, от 3 м до 10 м или больше. В одном варианте выполнения расстояние между смежными скважинами замораживания составляет около 5 м. Расстояние между скважинами замораживания в не затвердевшем или по существу не затвердевшем материале пласта должно быть меньше, чем расстояние в затвердевшем материале пласта. Разделительное расстояние между скважинами замораживания в не затвердевшем материале может быть 1 м или более.

В одном варианте выполнения скважины замораживания могут быть расположены между внутренним рядом и наружным рядом водопонижающих скважин. Внутренний ряд водопонижающих скважин и наружный ряд водопонижающих скважин могут работать с минимальной разницей давлений, так что поток флюида между внутренним рядом водопонижающих скважин и наружным рядом водопонижающих скважин является минимальным. Водопонижающие скважины могут удалять пластовую воду между наружным рядом и внутренним рядом водопонижающих скважин. Скважины замораживания можно активировать после удаления пластовой воды с помощью водопонижающих скважин. Скважины замораживания могут охлаждать пласт между внутренним рядом и наружным рядом водопонижающих скважин с целью формирования низкотемпературной зоны. Мощность, подаваемую в водопонижающие скважины, можно ступенчато понижать после формирования скважинами замораживания соединенной низкотемпературной зоны, которая способна замораживать пластовую воду. Уменьшение мощности, подаваемой в водопонижающие скважины, может обеспечивать вхождение некоторого количества воды в низкотемпературную зону. Вода может замерзать с образованием замороженного барьера. Работу водопонижающих скважин можно прекращать после полного формирования замороженного барьера.

Расположение скважин замораживания можно изменять в зависимости от многочисленных факторов. Факторы могут включать, но, не ограничиваясь этим, преобладающее направление потока флюидов внутри пласта, тип используемой системы охлаждения, расстояние между скважинами замораживания и характеристики пласта, такие как глубина, длина, толщина и падения. Расположение скважин замораживания может также изменяться вдоль пласта в соответствии с изменениями геологических стратов. В некоторых вариантах выполнения скважины замораживания могут быть расположены вблизи содержащих углеводороды частей пласта. В некоторых вариантах выполнения некоторые скважины замораживания могут быть расположены в содержащих углеводороды частях, в то время как другие скважины замораживания располагаются вблизи содержащих углеводороды частей. Расположение источников тепла, водопонижающих скважин и/или эксплуатационных скважин может также изменяться в зависимости от факторов, влияющих на расположение скважин замораживания.

Число скважин замораживания, необходимое для окружения площади, увеличивается со значительно меньшей скоростью, чем число скважин внутрипластового процесса конверсии, необходимых для тепловой обработки окруженной зоны при увеличении размера окруженной зоны. Это объясняется уменьшением отношения поверхности к объему при уменьшении радиуса обрабатываемой зоны.

Можно проводить тестирование для определения или подтверждения формирования замороженного барьера. Тест может быть, но не ограничиваясь этим, импульсным тестом, тестом давления и/или химическим тестом с использованием индикатора. Если тесты показывают, что замороженный периферийный барьер не создан скважинами замораживания, то можно определить местоположение незавершенной секции периферийного барьера. Импульсные тесты могут указывать не сформированные части периферийного барьера. Тесты с использованием изотопов указывают общее направление, в котором имеется незавершенная часть периферийного барьера.

Поверхность земли может быть герметизирована от грунта, скважин внутрипластового процесса конверсии, скважин замораживания и от другого оборудования, проходящего через поверхность земли. Покров грунта может воспрещать выход флюида пласта в атмосферу и/или воспрещать проникновение дождевой воды или протекающей воды в обрабатываемую зону с поверхности грунта. Выбор покрывающего материала можно производить с учетом температур и химических веществ, воздействующих на него. В вариантах выполнения, в которых покрывающий слой является достаточно толстым, так что на температуру на поверхности грунта не влияет, или же лишь незначительно повышает нагревание пласта, покрывающий слой может быть полимерным листом. Для более тонких покрывающих слоев, когда нагревание пласта может существенно влиять на температуру у поверхности грунта, покров грунта может быть выполнен из металлических листов, расположенных над обрабатываемой зоной.

В некоторых процессах низкотемпературную зону можно использовать для изоляции обрабатываемой зоны. Обрабатываемую зону, окруженную низкотемпературной зоной, можно использовать в некоторых вариантах выполнения в качестве зоны хранения флюидов, добытых или необходимых на месте залегания. Флюиды можно отводить из других зон пласта в случае опасности. В качестве альтернативного решения флюиды можно хранить в обрабатываемой зоне для последующего использования. Низкотемпературная зона может воспрещать поток хранящихся флюидов из обрабатываемой зоны в зависимости от характеристик хранящихся флюидов. Замороженная барьерная зона может быть необходима для замедления потока определенных хранящихся флюидов из обрабатываемой зоны. Другие процессы, для которых может быть благоприятным использование изолированной обрабатываемой зоны, могут включать, но не ограничиваясь этим, генерирование синтез-газа, повышение качества подаваемых потоков, содержащих углеводороды, фильтрацию подаваемых запасов и/или разработку растворов.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса конверсии три или более комплектов скважин могут окружать обрабатываемую зону. На фиг.13 показан вариант выполнения сетки скважин для внутрипластового процесса переработки. Обрабатываемая зона 100 может включать несколько источников тепла, эксплуатационные скважины и другие типы скважин 104 внутрипластового процесса конверсии. Обрабатываемая зона 100 может быть окружена первым комплектом скважин замораживания 150. Первый комплект скважин замораживания 150 может создавать замороженный барьер, который воспрещает миграцию флюида из обрабатываемой зоны 100 во время внутрипластового процесса конверсии.

Первый комплект скважин замораживания 150 может быть окружен комплектом скважин мониторинга 152 и/или нагнетания. Скважины мониторинга 152 и/или нагнетания можно использовать во время внутрипластового процесса переработки для мониторинга температуры и мониторинга присутствия флюида пласта (например, воды, пара, углеводородов и т.д.). Если обнаруживают углеводороды или пар, то это может указывать на разрыв замороженного барьера, созданного первым комплектом скважин замораживания 150. Могут быть приняты меры для определения местоположения разрыва в замороженном барьере. После определения местоположения разрыва могут быть приняты меры для устранения разрыва. В одном варианте выполнения можно ввести дополнительную скважину замораживания или скважины замораживания в пласт между первым комплектом скважин замораживания 150 и комплектом скважин 152 мониторинга и/или нагнетания с целью герметизации разрыва.

Комплект скважин мониторинга и/или нагнетания 152 может быть окружен вторым комплектом скважин замораживания 154. Второй комплект скважин замораживания 154 может формировать замороженный барьер, который замедляет перемещение флюида (например, воды) снаружи второго комплекта скважин замораживания в обрабатываемую зону. Второй комплект скважин замораживания 154 может также создавать барьер, который воспрещает миграцию флюида за второй комплект скважин замораживания, если замороженный барьер, созданный первым комплектом скважин замораживания 150, будет разорван. Замороженный барьер, созданный вторым комплектом скважин замораживания 154, может останавливать миграцию флюида пласта и обеспечивать достаточное время для устранения разрыва в замороженном барьере, образованном первым комплектом скважин замораживания 150. Если разрыв образуется в замороженном барьере, созданном первым комплектом скважин замораживания 150, то замороженный барьер, созданный вторым комплектом скважин замораживания 154, может ограничивать зону, в которую может протекать флюид пласта из обрабатываемой зоны, и тем самым зону, подлежащую очистке после завершения внутрипластового процесса конверсии.

Если комплект скважин мониторинга и/или нагнетания 152 обнаруживает присутствие пластовой воды, то это может указывать на разрыв второго комплекта скважин замораживания 154. Могут быть приняты меры для определения местоположения разрыва во втором комплекте скважин замораживания 154. После определения местоположения разрыва могут быть приняты меры для закрытия разрыва. В одном варианте выполнения можно ввести дополнительную скважину замораживания или скважины замораживания в пласт между вторым комплектом скважин замораживания 154 и комплектом скважин мониторинга и/или нагнетания 152 с целью герметизации разрыва.

Во многих вариантах выполнения не происходит разрыва замороженного барьера, созданного скважинами замораживания 150, во время внутрипластового процесса конверсии. Для очистки обрабатываемой зоны после завершения внутрипластового процесса конверсии можно деактивировать первый комплект скважин замораживания 150. Флюид можно вводить через скважины мониторинга 152 и нагнетания для повышения температуры замороженного барьера и принудительного возврата флюида в направлении обрабатываемой зоны 100. Флюид, принудительно направляемый в обрабатываемую зону 100, можно добывать через эксплуатационные скважины в обрабатываемой зоне. Если разрыв замороженного барьера, созданного первым комплектом скважин замораживания 150, обнаружен во время внутрипластового процесса конверсии, то можно использовать скважины мониторинга 152 и/или нагнетания для восстанавливания зоны между первым комплектом скважин замораживания 150 и вторым комплектом скважин замораживания 154 перед или одновременно с деактивацией первого комплекта скважин замораживания. Способность поддерживать замороженный барьер, образованный вторым комплектом скважин замораживания 154, после завершения внутрипластовой конверсии углеводородов в обрабатываемой зоне 100, может обеспечивать очистку обрабатываемой зоны с небольшим или без распространения загрязнений за пределы второго комплекта скважин замораживания 154.

Комплект скважин мониторинга 152 и/или нагнетания может быть расположен на расстоянии между первым комплектом скважин замораживания 150 и вторым комплектом скважин замораживания 154 для замедления замораживания скважин мониторинга и/или нагнетания. В некоторых вариантах выполнения некоторые или все скважины мониторинга и/или нагнетания 152 могут содержать источник тепла или источники тепла (например, электрический нагреватель, линию циркуляции флюида и т.д.), достаточные для устранения замораживания скважин мониторинга и/или нагнетания вследствие низкотемпературных зон, созданных скважинами замораживания 150 и скважинами замораживания 154.

В некоторых вариантах выполнения внутрипластового процесса конверсии обрабатываемую зону можно обрабатывать последовательно. Пример последовательной обработки обрабатываемой зоны с помощью различных процессов включает установку множества скважин замораживания внутри пласта вокруг обрабатываемой зоны. Насосные скважины располагают вблизи скважин замораживания внутри обрабатываемой зоны. После формирования низкотемпературной зоны включают насосные скважины для уменьшения содержания воды в обрабатываемой зоне. После уменьшения содержания воды с помощью насосных скважин низкотемпературная зона расширяется с охватом некоторых насосных скважин. В обрабатываемую зону подают тепло с использованием источников тепла. Из пласта добывают смесь. После извлечения из пласта большей части углеводородов, которые можно извлечь с помощью пиролиза, инициируют генерирование синтез-газа. После генерирования синтез-газа обрабатываемую зону используют в качестве блока хранения для флюидов, отводимых из других обрабатываемых зон внутри пласта. Отведенные флюиды добывают из обрабатываемой зоны. Прежде чем допустить таяние низкотемпературной зоны, обрабатываемую зону восстанавливают. Первой части низкотемпературной зоны, окружающей насосные скважины, позволяют растаять, открывая неизмененные части пласта. Во вторую часть низкотемпературной зоны подают воду для формирования зоны замороженного барьера. Через насосные скважины в обрабатываемую зону подают вытеснительный флюид. Вытеснительный флюид может перемещать некоторые остающиеся в пласте флюиды в направлении скважин, через которые добывают флюиды. Это перемещение может быть результатом дистилляции пара органических соединений, выщелачивания неорганических соединений в раствор вытеснительного флюида и/или результатом вытеснения флюидов из пор другим вытеснительным флюидом. Вытеснительный флюид нагнетают в обрабатываемую зону, пока удаляемый вытеснительный флюид не будет содержать остаточные флюиды в концентрации ниже приемлемого уровня. После ремонта обрабатываемой зоны в обрабатываемую зону нагнетают диоксид углерода с целью изоляции.

В других вариантах выполнения смежные обрабатываемые зоны можно подвергать одновременно воздействию различных процессов внутри отдельных низкотемпературных зон. Эти различные процессы могут требовать различных условий, например, относительно температуры и/или составляющих, которые необходимо добавлять в обрабатываемую область. В одном варианте выполнения одной низкотемпературной зоны может быть достаточно для изолирования одной обрабатываемой зоны от другой обрабатываемой зоны. Пример различных условий, необходимых для двух процессов, включает первую обрабатываемую зону, из которой добывают углеводороды при средней температуре около 310°С. Вторую обрабатываемую зону, смежную с первой, в это время подвергают изоляции, т.е. процессу, который в зависимости от изолируемого компонента может иметь оптимальную температуру, менее приблизительно, 100°С.

В некоторых вариантах выполнения может быть необходимым создание барьера как для переноса массы, так и для переноса тепла. Замороженную барьерную зону можно использовать для изоляции обрабатываемой зоны от окружающего пласта как термически, так и гидравлически. Например, первая обрабатываемая зона, в которой происходит пиролиз, должна быть изолирована как термически, так и гидравлически от второй обрабатываемой зоны, в которой хранятся флюиды.

Как показано на фиг.14 и 15, обрабатываемую зону 100 могут окружать водопонижающие скважины 120. Водопонижающие скважины 120, которые окружают обрабатываемую зону 100, можно использовать для обеспечения барьера для потока флюида в обрабатываемую зону или перемещения флюида из обрабатываемой зоны в окружающий пласт. В одном варианте выполнения единственное кольцо из водопонижающих скважин 120 окружает обрабатываемую зону 100. В других вариантах выполнения два или более колец водопонижающих скважин 120 окружают обрабатываемую зону. В некоторых вариантах выполнения, в которых используются несколько колец водопонижающих скважин 120, разницу давлений между смежными кольцами водопонижающих скважин можно минимизировать с целью замедления потока флюида между кольцами водопонижающих скважин. Во время обработки обрабатываемой зоны 100 пластовая вода, удаляемая с помощью водопонижающих скважин 120 в наружном кольце скважин, может быть по существу такой же, как и пластовая вода в зонах пласта, не подвергаемых внутрипластовой конверсии. Такую воду можно выпускать без обработки или с минимальной обработкой. Если удаляемая вода нуждается в обработке перед выпусканием, то воду можно пропускать через угольные слои или обрабатывать другим образом перед удалением из формации. Вода, удаляемая с помощью водопонижающих скважин 120 во внутреннем кольце, может содержать некоторые углеводороды. Воду с значительным количеством углеводородов можно использовать для генерирования синтез-газа. В некоторых вариантах выполнения воду с значительным количеством углеводородов можно пропускать через часть пласта, которая была подвергнута внутрипластовой переработке. Оставшийся уголь внутри части пласта может очищать воду посредством адсорбции углеводородов из воды.

В некоторых вариантах выполнения наружное кольцо скважин можно использовать для подачи флюида в пласт. В некоторых вариантах выполнения подаваемые флюиды могут увлекать за собой некоторые флюиды пласта (например, пары). Внутреннее кольцо водопонижающих скважин можно использовать для извлечения подаваемых флюидов и воспрещения перемещения паров. Извлеченные флюиды можно разделять на флюиды, подлежащие рециркуляции в пласт, и флюиды пласта. Рециркулируемые флюиды затем можно подавать в пласт. В некоторых вариантах выполнения градиент давления внутри части пласта может увеличивать извлечение подаваемых флюидов.

В качестве альтернативного решения внутреннее кольцо скважины можно использовать для водопонижения, в то время как наружное кольцо используется для уменьшения притока грунтовой воды. В некоторых вариантах выполнения внутреннее кольцо скважин используется для обезвоживания пласта, а флюид закачивают во внешнее кольцо для заключения паров во внутренней зоне.

Воду внутри обрабатываемой зоны 100 можно выкачивать из обрабатываемой зоны перед или во время нагревания пласта до температуры пиролиза. Удаление воды перед или во время нагревания может ограничивать количество воды, которое необходимо испарять с помощью источников тепла, так что источники тепла могут более эффективно повышать температуру пласта до температуры пиролиза.

В некоторых вариантах выполнения расстояние между водопонижающими скважинами 120 может быть кратным расстоянию между нагревательными и/или эксплуатационными скважинами. Некоторые водопонижающие скважины можно преобразовывать в нагревательные скважины и/или эксплуатационные скважины во время внутрипластового процесса конверсии содержащего углеводороды пласта. Расстояние между водопонижающими скважинами может зависеть от различных факторов, включая гидрологические характеристики пласта. В некоторых вариантах выполнения расстояние между водопонижающими скважинами может составлять 2 м, 5 м, 10 м, 20 м или более.

Расстояние между водопонижающими скважинами и скважинами внутрипластового процесса переработки, такими как источники тепла и эксплуатационные скважины, иногда должно быть большим. Расстояние иногда должно быть большим, чтобы водопонижающие скважины и скважины внутрипластового процесса конверсии не оказывали существенного влияния друг на друга. В одном варианте выполнения расстояние между водопонижающими скважинами и скважинами внутрипластового процесса конверсии должно составлять 30 м или более. Можно использовать большее или меньшее расстояние в зависимости от свойств пласта. Кроме того, расстояние между границей зоны переработки и водопонижающими скважинами должно быть большим, для того чтобы не оказывать влияния на уровень воды на прилегающей территории.

В свете данного описания для специалистов в данной области техники могут быть очевидными дополнительные модификации и альтернативные варианты выполнения различных аспектов изобретения. В соответствии с этим данное описание следует рассматривать лишь в качестве иллюстрации с целью демонстрации для специалистов в данной области техники общего принципа выполнения изобретения. Следует отметить, что показанные и описанные варианты выполнения изобретения необходимо рассматривать как предпочтительные в настоящее время варианты выполнения. Элементы и материалы можно заменять на показанные и описанные элементы и материалы, части и процессы можно выполнять в обратном порядке, и некоторые признаки изобретения можно использовать независимо, как очевидно для специалистов в данной области техники на основе данного описания. Можно выполнять изменения описанных элементов без отхода от идеи и объема изобретения, представленных в последующей формуле изобретения. Дополнительно к этому следует отметить, что описанные как независимые признаки можно объединять в определенных вариантах выполнения.

Claims (44)

1. Способ обработки содержащего углеводороды пласта, содержащий

устранение перемещения флюидов в первую обрабатываемую зону пласта из окружающей части пласта;

нагревание части первой обрабатываемой зоны для повышения температуры в первой обрабатываемой зоне свыше температуры пиролиза;

управление вводом тепла из нагревателей в часть нагреваемой зоны для создания, по существу, равномерной проницаемости в этой части зоны;

добычу смеси продуктов пиролиза из пласта; и

управление давлением в первой обрабатываемой зоне пласта для управления составом смеси продуктов пиролиза, добываемой из пласта.

2. Способ по п.1, в котором окружающая часть пласта содержит, по меньшей мере, одну часть сбоку, сверху или снизу первой обрабатываемой зоны пласта.

3. Способ по п.1, в котором перемещение флюидов в первую обрабатываемую зону и окружающую часть пласта содержит обеспечение барьера, по меньшей мере, для части пласта и/или создание барьера по меньшей мере в части пласта.

4. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий управление температурой, скоростью нагревания и/или количеством флюида, удаляемого из первой обрабатываемой зоны.

5. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий создание низкотемпературной барьерной зоны вблизи первой обрабатываемой зоны пласта.

6. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий создание замороженной барьерной зоны для устранения перемещения флюидов в или из обрабатываемой зоны.

7. Способ по п.6, в котором замороженная барьерная зона находится вблизи первой обрабатываемой зоны пласта.

8. Способ по п.6, в котором, по меньшей мере, один или более нагревателей расположены на расстоянии, приблизительно, более 5 м от замороженной барьерной зоны.

9. Способ по п.6, в котором, по меньшей мере, один или более нагревателей расположены на расстоянии, приблизительно, менее 1,5 м от замороженной барьерной зоны.

10. Способ по п.6, дополнительно предусматривающий растопление, по меньшей мере, части замороженной барьерной зоны, и в котором материал в растопленной замороженной барьерной зоне, по существу, не изменяется при воздействии тепла.

11. Способ по п.6, дополнительно предусматривающий подачу воды в замороженную барьерную зону.

12. Способ по п.6, дополнительно предусматривающий

расположение одной или более скважин мониторинга снаружи замороженной барьерной зоны;

подачу индикатора в первую обрабатываемую зону; и

мониторинг перемещения индикатора у одной или более скважин мониторинга.

13. Способ по п.6, дополнительно предусматривающий

расположение одной или более скважин мониторинга снаружи замороженной барьерной зоны;

подачу акустического импульса в первую обрабатываемую зону; и

мониторинг акустического импульса у одной или более скважин мониторинга.

14. Способ по п.6, дополнительно предусматривающий управление составом флюидов, добываемых из пласта, посредством управления давлением флюида в зоне, по меньшей мере, частично граничащей с замороженной барьерной зоной.

15. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна секция барьера содержит одну или более серных скважин.

16. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна секция барьера содержит одну или более водопонижающих скважин.

17. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна секция барьера содержит одну или более нагнетательных скважин и одну или более водопонижающих скважин.

18. Способ по любому из пп.1-17, дополнительно содержащий пиролиз, по меньшей мере, части содержащего углеводороды материала и/или генерирование синтез-газа, по меньшей мере, в части первой обрабатываемой зоны.

19. Способ по п.3, в котором обеспечение барьера содержит

подачу циркулирующего флюида в часть пласта, окружающую первую обрабатываемую зону; и

удаление циркулирующего флюида вблизи первой обрабатываемой зоны.

20. Способ по п.19, дополнительно предусматривающий препятствование выпуска флюида пласта в атмосферу земли и/или препятствование просачивания флюида с поверхности земли в первую обрабатываемую зону.

21. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна секция барьера содержит естественно возникающую часть, установленную часть, не проницаемую часть пласта и/или самогерметизирующуюся часть.

22. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна часть барьера содержит низкотемпературную зону и дополнительно содержащий понижение температуры в низкотемпературной зоне до температуры ниже температуры замерзания воды.

23. Способ по п.3, в котором, по меньшей мере, одна часть барьера содержит низкотемпературную зону и дополнительно содержащий растопление, по меньшей мере, части низкотемпературной зоны, при этом материал в растопленной части, по существу, не изменяется за счет приложения тепла, так что, по существу, сохраняется структурная целостность содержащего углеводороды пласта.

24. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий

обработку первой обрабатываемой зоны с использованием первого процесса обработки; и обработку второй обрабатываемой зоны с использованием второго процесса обработки.

25. Способ по п.24, дополнительно предусматривающий теплоизоляцию первой обрабатываемой зоны от окружающей части пласта.

26. Способ по п.24, дополнительно предусматривающий удаление жидкой воды, по меньшей мере, из части обрабатываемой зоны.

27. Способ по п.24, в котором первая обрабатываемая зона находится ниже уровня грунтовых вод.

28. Способ по п.24, дополнительно предусматривающий подачу хладагента во множество скважин замораживания, расположенных в части пласта.

29. Способ по п.28, дополнительно предусматривающий

охлаждение, по меньшей мере, части хладагента в блоке охлаждения с

использованием абсорбции; и

обеспечение источника тепловой энергии для блока охлаждения с использованием абсорбции.

30. Способ по п.29, в котором источник тепловой энергии содержит воду, пар, выхлопной газ и/или, по меньшей мере, часть добываемых флюидов.

31. Способ по любому из пп.29-30, в котором, по меньшей мере, одна из множества скважин замораживания расположена вдоль линии простирания или падения содержащей углеводороды части пласта.

32. Способ по п.28, в котором хладагент имеет температуру замерзания, приблизительно, менее -60°С.

33. Способ по п.28, в котором хладагент подают при температуре, приблизительно, менее -50°С.

34. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий добычу синтез-таза по меньшей мере, из части пласта.

35. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий удаление флюида из пласта и управление количеством флюида, удаляемого из пласта.

36. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий обеспечение стены из цементного раствора для части пласта.

37. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий замедление потока воды в или из, по меньшей мере, части обрабатываемой зоны.

38. Способ по п.24, в котором первая обрабатываемая зона окружена вся или частично одним или более отверстиями, и в котором, по меньшей мере, одно из отверстий содержит первый конец, который выходит на поверхность земли в первом месте, и второе отверстие, которое выходит на поверхность земли во втором месте.

39. Способ по п.38, в котором одно или более отверстий содержит первый канал, расположенный во втором канале.

40. Способ по п.39, в котором, по меньшей мере, одно отверстие содержит первый канал, расположенный во втором канале, при этом способ дополнительно содержит протекание хладагента через первый канал от первого конца, по меньшей мере, одного отверстия в направлении второго конца, по меньшей мере, одного отверстия, и протекание дополнительного хладагента через второй канал от второго конца, по меньшей мере, одного отверстия в направлении первого конца, по меньшей мере, одного отверстия.

41. Способ по п.40, в котором хладагент, протекающий через первый канал, протекает в противопотоке или в параллельном потоке дополнительному хладагенту, протекающему через второй канал.

42. Способ по п.38, дополнительно предусматривающий формирование, по меньшей мере, одного отверстия в пласте с помощью буровой установки с пересечением рек.

Приоритет по пунктам:

24.10.2001 по пп.1-37;

24.10.2002 по пп.38-42.

Images