RU2360105C2 - Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) - Google Patents
Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2360105C2 RU2360105C2 RU2007100150/03A RU2007100150A RU2360105C2 RU 2360105 C2 RU2360105 C2 RU 2360105C2 RU 2007100150/03 A RU2007100150/03 A RU 2007100150/03A RU 2007100150 A RU2007100150 A RU 2007100150A RU 2360105 C2 RU2360105 C2 RU 2360105C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal section
- steam
- oxidizing gas
- injection
- Prior art date
Links
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 19
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 93
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 93
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 69
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 58
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 35
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 abstract 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 33
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 33
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 18
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 241001566735 Archon Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Spray-Type Burners (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к повышению безопасности и продуктивности при извлечении нефти из подземного месторождения способом внутрипластового горения "от забоя к устью" с использованием горизонтальных добывающих скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет повышения расхода окисляющего газа в нагнетательную скважину и предотвращения его прорыва в добывающую скважину. Сущность изобретения: способ по одному из вариантов предусматривает: создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в подземный пласт; создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье; нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию; размещение в вертикальной части и, по меньшей мере, в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей с�
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к повышению безопасности и продуктивности при извлечении нефти из подземного месторождения способом внутрипластового горения "от забоя к устью" с использованием горизонтальных добывающих скважин, раскрытых, в частности, в патентах США №5,626,191 и №6,412,557.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В патентах США №5,626,191 и №6,412,557 описываются способы внутрипластового горения для добычи нефти из подземного пласта (100), в которых используется нагнетательная скважина (102), которая находится сравнительно высоко в нефтяном пласте (100), и добывающая скважина (103-106), заканчивающаяся в нижней части пласта (100). Добывающая скважина имеет горизонтальную секцию (107), которая направлена в целом перпендикулярно к идущему вбок от нагнетательной скважины (102) вертикальному фронту горения. Горизонтальная секция (107) размещается на пути распространения фронта горения. Воздух или другой окисляющий газ, например воздух, обогащенный кислородом, нагнетается через скважины 102, которые могут быть горизонтальными или вертикальными скважинами или представлять собой их комбинации. Способ в соответствии с патентом США №5,626,191 имеет обозначение "THAI™" (сокращение от "toe-to-heel air injection" - нагнетание воздуха от забоя к устью), а процесс в соответствии с патентом США №6,412,557 имеет обозначение "Capri™"; оба товарных знака принадлежат компании Archon Technologies Ltd., которая является дочерней по отношению к компании Petrobank Energy and Resources Ltd., г.Калгари, провинция Альберта, Канада.
Проблемой способов THAI™ и Capri™ является необходимость обеспечения безопасности, что связано с поступлением кислорода в горизонтальную скважину, в результате чего нефть будет гореть в скважине, создавая в ней высокие температуры, которые могут разрушать скважину. Указанное поступление кислорода не происходит, если расход нагнетания сравнительно невелик, однако высокие расходы нагнетания крайне необходимы для поддержания высоких уровней добычи нефти и интенсивной подачи кислорода к фронту горения. Известно, что интенсивная подача кислорода необходима для поддержания горения в режиме высокотемпературного окисления, при котором развиваются температуры, превышающие 350°С, и сгорающее топливо превращается в основном в двуокись углерода. При малых уровнях подаваемого кислорода происходит низкотемпературное окисление, и температуры не превышают 350°С. В режиме низкотемпературного окисления кислород соединяется с молекулами органических веществ, в результате чего образуются полярные соединения, которые стабилизируют вредные водонефтяные эмульсии и ускоряют процесс коррозии, что связано с образованием карбоновых кислот. И, наконец, использование сравнительно низких расходов нагнетания окислителя не обеспечивает удовлетворительного предотвращения горения в горизонтальной секции скважины.
Таким образом, имеется потребность в способе, который обеспечивает повышение расхода нагнетания окисляющего газа и в то же время предотвращает поступление кислорода в горизонтальную скважину. Такой способ предлагается в настоящем изобретении.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способы THAI™ и Capri™ определяются двумя движущими силами, которые перемещают нефть, воду и газообразные продукты горения в горизонтальную скважину с дальнейшим подъемом их на поверхность. Это давление и стекание под действием силы тяжести. Жидкости, в основном нефть, стекают в скважину под действием силы тяжести, поскольку скважина размещается в нижней части пласта. Градиент давления, который создается между пластом и скважиной, заставляет и газы, и жидкости поступать вниз в горизонтальную скважину.
На этапе предварительного прогрева пласта, или процесса запуска, в горизонтальной скважине осуществляется циркуляция пара, который подается через трубу, проходящую к забою скважины. Пар уходит обратно на поверхность через кольцевое пространство обсадной колонны. Эта процедура совершенно необходима в битуминозных пластах, поскольку холодная нефть, которая может поступать в скважину, будет очень вязкой, то есть будет плохо течь, и в результате может забивать скважину. Циркуляция пара также обеспечивается и через нагнетательную скважину, в этом случае пар нагнетается в пласт в зоне между нагнетательными скважинами и забоями горизонтальных скважин для нагрева нефти и повышения ее текучести перед началом нагнетания в пласт газа-окислителя.
В вышеуказанных патентах показано, что при непрерывной подаче газа-окислителя возникает квазивертикальный фронт горения, перемещающийся вбок в направлении от забоя горизонтальной скважины к ее устью. Таким образом, формируются две зоны пласта относительно положения зоны горения. В направлении забоя скважины находится зона низкого содержания нефти, которая заполнена в основном газом-окислителем, и на другой стороне находится зона пласта, содержащая холодную нефть или битум. При повышенных расходах нагнетания пластовое давление повышается, и скорость выделения топлива может быть превышена, так что газ, содержащий остаточный кислород, может выталкиваться в горизонтальную скважину в зоне низкого содержания нефти. При одновременном нахождении в скважине нефти и кислорода возникает горение с возможностью взрыва, причем развиваются высокие температуры, которые могут превышать 1000°С. Это может привести к непоправимому повреждению скважины, в том числе к разрушению противопесочных фильтров. Для обеспечения безопасной и бесперебойной добычи нефти необходимо предотвратить поступление кислорода в скважину и возникновение там температур, превышающих 425°С.
Несколько способов предотвращения поступления кислорода в добывающую скважину основываются на уменьшении перепада давления между пластом и горизонтальной скважиной. В одном из способов уменьшается расход нагнетания газа-окислителя для уменьшения пластового давления, и в другом способе уменьшается скорость снижения давления для повышения давления в скважине. Использование одного и другого способа приводит к снижению добычи нефти, что ухудшает экономическую эффективность. В соответствии с традиционными представлениями непосредственное нагнетание жидкости в скважину позволяет повысить в ней давление, однако пагубно сказывается на производительности скважины.
Для того чтобы преодолеть недостатки известных способов и повысить безопасность или увеличить продуктивность добычи углеводородных продуктов из подземного месторождения, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
(a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в подземный пласт;
(b) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
(c) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
(d) размещение трубы в добывающей скважине для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины;
(e) нагнетание в трубу среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, таким образом, чтобы среда подавалась по этой трубе в зону, прилегающую к забою горизонтальной секции; и
(f) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
(a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
(b) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которая при нагревании постепенно превращается в пар;
(c) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
(d) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, поступательно перемещающиеся в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
(e) нагнетание среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину; и
(f) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения содержит сочетание вышеуказанных стадий нагнетания среды в пласт через нагнетательную скважину, а также нагнетания среды через трубу в горизонтальной секции. Соответственно, в соответствии с этим другим вариантом настоящего изобретения предлагается способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, который состоит из следующих стадий:
a) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
b) создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которая при нагревании постепенно превращается в пар;
c) создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
d) размещение трубы в добывающей скважине для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины;
e) нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуются газообразные продукты сгорания, поступательно перемещающиеся в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
f) нагнетание среды, которая выбирается из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину и в трубу; и
g) извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
Если в качестве среды используется пар, он нагнетается в пласт/формацию либо через нагнетательную скважину, либо через добывающую скважину по размещенной в ней трубе, либо одновременно через обе скважины, причем нагнетание осуществляется в большинстве случаев под давлением 7000 кПа.
Если же в качестве среды используется вода, то в способе предполагается, что вода нагревается в процессе ее подачи в пласт и в результате превращается в пар. Вода, поступающая в пласт либо через нагнетательную скважину, либо через добывающую скважину по размещенной в ней трубе, либо одновременно через обе скважины, может нагреваться и превращаться в пар либо в процессе движения по скважинам, либо непосредственно на выходе из нагнетательной скважины и/или трубы добывающей скважины перед ее поступлением в пласт.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фигура 1 - схема способа THAI™ внутрипластового горения, на которой используются следующие обозначения:
А - верхний уровень месторождения тяжелой нефти или битума, В - нижний уровень такого месторождения/пласта.
С - вертикальная скважина, D - основная зона нагнетания газа-окислителя, например воздуха.
Е - основная зона нагнетания в пласт пара или неокисляющего газа. Это часть настоящего изобретения.
F - частично перфорированная обсадная труба горизонтальной скважины. Флюиды поступают в обсадную трубу и обычно поднимаются непосредственно на поверхность посредством естественного газлифта через другую трубу, размещенную в устье горизонтальной скважины (не показано).
G - труба внутри горизонтальной секции скважины. Открытый конец трубы может размещаться возле конца обсадной трубы, как показано на фигуре, или любом ином месте. Труба может быть гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра, которая может легко перемещаться внутри обсадной трубы. Это часть настоящего изобретения.
Элементы Е и G являются частями настоящего изобретения, и пар или неокисляющий газ могут нагнетаться в зоне Е и/или G. Е может быть частью отдельной скважины или частью той же самой скважины, используемой для нагнетания газа-окислителя. Нагнетательные скважины могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными или иными, и каждая из них может обслуживать несколько горизонтальных скважин.
Например, при использовании нескольких параллельных горизонтальных секций скважин, как это описано в патентах США №5,626,191 и №6,412,557, пар, вода или неокисляющий газ могут подаваться в любом месте между горизонтальными секциями скважин в непосредственной близости от их забоев.
Фигура 2 - схема модели месторождения. Эта схема выполнена не в масштабе. На ней показана только одна "симметричная часть". Полное расстояние между горизонтальными секциями равно 50 метров, однако только половина пласта должна быть описана в программе STARS™. Это позволяет сэкономить время моделирования. Симметричная часть имеет следующие габаритные размеры:
длина А-Е - 250 м; ширина A-F - 25 м; высота F-G - 20 м.
Скважины размещаются следующим образом.
Скважина J нагнетания газа-окислителя проходит через точку В в первом блоке (А-В) сетки в пятидесяти метрах от угла А. Забой горизонтальной скважины К располагается в первом блоке сетки между точками А и F, смещен на 15 м (В-С) от нагнетательной скважины J по длине пласта. Устье горизонтальной скважины К лежит в точке D, отстоящей на 50 м от угла Е пласта. Длина горизонтальной секции горизонтальной скважины К равна 135 м (C-D), она проходит на 2,5 м выше основания пласта (А-Е) в третьем блоке сетки.
Нагнетательная скважина J имеет перфорации в двух (2) зонах. Перфорации в зоне Н предназначены для нагнетания газа-окислителя, а перфорации в зоне I используются для подачи пара или неокисляющего газа. Горизонтальная секция (C-D) имеет перфорации, занимающие 50%, и содержит трубу, открытую возле забоя (не показано, см. фигуру 1).
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ THAI™ подробно описывается в патентах США №5,626,191 и №6,412,557, и ниже будет дано только его краткое описание. Газ-окислитель, обычно воздух, кислород или воздух, обогащенный кислородом, нагнетается в верхнюю часть пласта. Кокс, который сформировался ранее, потребляет кислород, поэтому нефть, находящаяся впереди зоны кокса, контактирует только с газами, не содержащими кислорода. Температура газообразных продуктов сгорания при высокотемпературном окислении кокса обычно составляет примерно 600°С и может достигать 1000°С. В зоне подвижной нефти эти горячие газообразные продукты и пар нагревают нефть до температур, превышающих 400°С, в результате чего происходит ее частичный крекинг, испарение некоторых компонентов и значительно снижается вязкость. Самые тяжелые компоненты нефти, такие как асфальтены, остаются в породе и будут сгорать в составе кокса позже, когда фронт горения достигнет этой зоны. В зоне подвижной нефти газообразные продукты и нефть стекают вниз в горизонтальную скважину под действием силы тяжести и в результате низкого давления в скважине. Зоны кокса и подвижной нефти перемещаются вбок от забоя горизонтальной скважины к ее устью. Часть пласта, находящаяся позади фронта горения, указана на фигуре 1 как Зона выгоревшей массы. Перед Зоной подвижной нефти находится холодная нефть.
По мере продвижения фронта горения Зона выгоревшей массы пласта заполняется газом-окислителем вместо жидкостей (нефть и вода). При этом возникает опасность поступления кислорода в часть горизонтальной скважины, находящуюся напротив Зоны выгоревшей массы, что может привести к загоранию нефти в скважине и развитию там очень высоких температур, которые могут повредить стальную обсадную трубу и в особенности противопесочные фильтры, которые используются для предотвращения поступления песка вместе с пластовыми флюидами. Если противопесочные фильтры неисправны, то рыхлый песок будет поступать в скважину, и возникнет необходимость в ее закрытии для очистки и ремонта с использованием цементных мостов. Эта операция очень трудоемка и опасна, поскольку скважина может содержать нефть и кислород во взрывоопасных концентрациях.
Для того чтобы оценить количественно влияние нагнетания флюидов в горизонтальную скважину, был проведен ряд сеансов численного моделирования процесса. Пар подавался в горизонтальную скважину с разными расходами нагнетания с использованием двух способов: (1) через трубу, помещенную внутри горизонтальной скважины, и (2) через отдельную скважину, проходящую возле основания пласта в непосредственной близости от забоя горизонтальной скважины. Оба этих способа снижали тенденцию поступления кислорода в скважину и при этом обладали следующими неожиданными достоинствами: увеличивался коэффициент извлечения нефти, а отложение кокса в скважине уменьшалось. Соответственно, могли использоваться более высокие расходы нагнетания газа-окислителя при обеспечении безопасности процесса.
Было обнаружено, что оба способа подачи пара в пласт обеспечивали безопасность процесса THAI™, что было связано с уменьшением тенденции поступления кислорода в горизонтальную скважину. В результате обеспечивалась возможность использования более высоких расходов нагнетания в пласт газа-окислителя и увеличение коэффициента извлечения нефти.
Было проведено обширное моделирование на компьютере процесса THAI™ для оценки эффекта снижения давления в горизонтальной скважине путем нагнетания пара или неокисляющего газа. При этом использовалось программное обеспечение STARS™ (модель внутрипластового горения), поставляемое компанией Computer Modelling Group, г.Калгари, провинция Альберта, Канада.
Таблица 4
Перечень параметров моделирования
Модель: STARS ™ 2003.13, компания Computer Modelling Group Limited
Размеры, используемые в модели:
Длина - 250 м, 100 блоков сетки
Ширина - 25 м, 20 блоков сетки
Высота - 20 м, 20 блоков сетки
Размеры блока сетки: 2,5 м × 2,5 м × 1,0 м (Д×Ш×В).
Горизонтальная добывающая скважина:
Скважина из дискретных элементов, имеющая горизонтальную секцию длиной 135 м,
проходящая между блоками сетки 26, 1, 3 - 80, 1, 3.
Забой смещен на 15 м от вертикальной скважины нагнетания воздуха.
Вертикальная нагнетательная скважина:
Зона нагнетания газа-окислителя (воздух): 20, 1, 1: 4 (4 верхних блока сетки)
Расходы нагнетания газа-окислителя: 65000 м3/сутки, 85000 м3/сутки или 100000 м3/сутки
Зоны нагнетания пара: 20, 1, 19: 20 (2 нижних блока сетки)
Параметры породы/флюида:
Компоненты: вода, битум, легкие фракции, метан, CO2, СО/N2, кислород, кокс
Неоднородность: Однородный песок.
Коэффициент проницаемости: 6,7 дарси (по горизонтали), 3,4 дарси (по вертикали)
Пористость: 33%
Коэффициенты насыщенности: Битум - 89%, вода - 20%, мольная концентрация газа - 0,114
Вязкость битума: 340000 сП при температуре 10°С.
Средний молекулярный вес битума: 550 AMU
Вязкость легкой фракции: 664 сП при температуре 10°С.
Средний молекулярный вес легкой фракции: 330 AMU
Физические условия:
Внутрипластовая температура: 20°С.
Естественное внутрипластовое давление: 2600 кПа.
Забойное давление: 4000 кПа.
Реакции:
1.1,0 битум → 0,42 легкая фракция + 1,3375 CH4 + 20 кокс
2. 1,0 битум + 16 O2 → 12,5 вода + 5,0 CH4 + 9,5 CO2 + 0,5 CO/N2 + 15 кокс
3. 1,0 кокс + 1,225 O2 → 0,5 вода + 0,95 CO2 + 0,05 CO/N2
ПРИМЕРЫ
Пример 1
В Таблице 1а приведены результаты моделирования для случая подачи 65000 м3/сутки воздуха (при стандартных значениях давления и температуры) в вертикальную нагнетательную скважину (Е на фигуре 1). Случай отсутствия подачи пара к основанию пласта в зоне I скважины J не является частью настоящего изобретения. При подаче 65000 м3/сутки воздуха поступление кислорода в горизонтальную скважину отсутствовало даже в том случае, когда пар не подавался, и максимальная температура скважины не превышала заданную отметку 425°С.
Однако, как можно видеть из нижеприведенных данных, подача небольших количеств пара на уровне 5 и 10 м3/сутки (указано эквивалентное количество воды) в нижнюю часть пласта (зона Е на фигуре 10) позволяет улучшить процесс, что прежде всего выражается в увеличении коэффициента извлечения нефти, хотя это и противоречит традиционным представлениям. Если в качестве нагнетаемой среды используется пар, то приводится объем воды, эквивалентный объему пара, так как трудно иначе определить объем подаваемого пара, который зависит от давления в пласте, которому подвергается пар. Конечно, когда в пласт нагнетается вода, и она превращается в пар при ее продвижении в пласт, количество образующегося пара просто эквивалентно указанному количеству воды, и это количество пара обычно составляет порядка 1000× (зависит от давления) количества подаваемой воды.
| Таблица 1а | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 65000 м3/сутки; пар подается к основанию пласта | |||||
| Расход нагнетания воздуха м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 410 | 90 | 0 | 35,1 | 28,3 |
| 5 | 407 | 79 | 0 | 38,0 | 29,0 |
| 10 | 380 | 76 | 0 | 43,1 | 29,8 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
Пример 2
В Таблице 1b приведены результаты, полученные при нагнетании пара в горизонтальную скважину по внутренней трубе G в зону, прилегающую к забою, с одновременным нагнетанием 65000 м3/сутки (при стандартных значениях давления и температуры) воздуха в верхнюю часть пласта. Максимальная температура скважины уменьшается пропорционально количеству нагнетаемого пара, и коэффициент извлечения нефти увеличивается по сравнению со случаем, когда пар не подается. Кроме того, по мере увеличения количества нагнетаемого пара уменьшается максимальное объемное содержание кокса, осаждающегося в скважине. Это выгодно, поскольку в этом случае перепад давления в скважине будет ниже, и меньшее сопротивление будет оказываться потоку флюидов при одном и том же перепаде давления по сравнению с тем случаем, когда не осуществляется нагнетание пара в зону забоя горизонтальной скважины.
| Таблица 1b | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 65000 м3/сутки; пар подается в трубу скважины | |||||
| Расход нагнетания воздуха, м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 410 | 90 | 0 | 35,1 | 28,6 |
| 5 | 366 | 80 | 0 | 43,4 | 30,0 |
| 10 | 360 | 45 | 0 | 43,4 | 29,8 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
Пример 3
В данном примере подача воздуха была повышена до 85000 м3/сутки (при стандартных значениях давления и температуры), и это приводило к поступлению в скважину кислорода, как это видно из Таблицы 2а. Для сравнительного случая, когда отсутствует подача пара, в скважину поступает кислород, и его концентрация составляет 8,8%. Максимальная температура скважины в этом случае достигает 1074°С, и осаждающийся кокс ухудшает проходимость скважины для флюидов на 97%. Использование одновременной подачи 12 м3/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) к основанию пласта по вертикальной нагнетательной скважине С (см. фигуру) обеспечивало отличный показатель нулевого содержания кислорода в скважине, приемлемое содержание кокса и хороший коэффициент извлечения нефти.
| Таблица 2а | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 85000 м3/сутки; пар подается к основанию пласта | |||||
| Расход нагнетания воздуха, м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 1074 | 97 | 8,8 | ||
| 5 | 518 | 80 | 0 | ||
| 12 | 414 | 43 | 0 | 36,1 | 33,4 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
Пример 4
В Таблице 2b приведены результаты для подачи 85000 м3/сутки воздуха (при стандартных значениях давления и температуры) с одновременным нагнетанием пара в скважину по внутренней трубе G (см. фигуру 1). Как и в предыдущем случае, требовалось подавать 10 м3/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для того, чтобы предотвратить поступление кислорода и приемлемую максимальную температуру скважины.
| Таблица 2b | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 85000 м3/сутки; пар подается в трубу скважины | |||||
| Расход нагнетания воздуха, м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 1074 | 100 | 8,8 | ||
| 5 | 500 | 96 | 1,8 | ||
| 10 | 407 | 45 | 0 | 37,3 | 33,2 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
Пример 5
Для того чтобы дополнительно проверить работу при высоких расходах нагнетания воздуха, было проведено несколько сеансов моделирования для расхода воздуха 100000 м3/сутки. Результаты, приведенные в Таблице За, показывают, что при одновременном нагнетании пара к основанию пласта (то есть в зоне В-Е вертикальное скважины С, см. фигуру 1) требовалось подавать 20 м3/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для прекращения поступления кислорода в горизонтальную секцию скважины в отличие от 10 м3/сутки пара (указан эквивалентный объем воды), подаваемого в случае расхода нагнетания воздуха 85000 м3/сутки.
| Таблица 3а | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 100000 м3/сутки; к основанию пласта подается пар | |||||
| Расход нагнетания воздуха, м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 1398 | 100 | 10,4 | ||
| 5 | 1151 | 100 | 7,2 | ||
| 10 | 1071 | 100 | 6,0 | ||
| 20 | 425 | 78 | 0 | 34,5 | 35,6 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
Пример 6
В Таблице 3b приведены результаты нагнетания пара в трубу G скважины (см. фигуру 1) при подаче в пласт 100000 м3/сутки воздуха. Как и в предыдущем случае (подача пара к основанию пласта), требовалось нагнетать 20 м3/сутки пара (указан эквивалентный объем воды) для того, чтобы прекратить поступление кислорода в горизонтальную секцию скважины.
| Таблица 3b | |||||
| РАСХОД НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА - 100000 м3/сутки; пар подается по трубе скважины | |||||
| Расход нагнетания воздуха, м3/сутки (эквивалентная вода) | Макс. температура скважины, °С | Макс. кол-во кокса в скважине, % | Макс. кол-во кислорода в скважине, % | Коэффициент извлечения битума, % OOIP | Средняя нефтеотдача, м3/сутки |
| *0 | 1398 | 100 | 10,4 | ||
| 5 | 997 | 100 | 6,0 | ||
| 10 | 745 | 100 | 3,8 | ||
| 20 | 425 | 38 | 0 | 33,9 | 35,6 |
| * Не является частью настоящего изобретения. | |||||
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
При нагнетании постоянного количества пара ежедневная добыча нефти повышается при увеличении расхода нагнетания воздуха. Такой результат является предсказуемым, поскольку увеличивается объем поступающего флюида. Однако неожиданным является то, что общее количество извлеченной нефти снижается при увеличении расхода нагнетания воздуха. Это наблюдается в течение всего времени нагнетания воздуха (времени, в течение которого фронт горения достигает устья горизонтальной скважины).
Хотя в описании рассматриваются и иллюстрируются предпочтительные варианты реализации изобретения, ясно, что изобретение не ограничивается этими конкретными вариантами. Специалисты в данной области могут предложить различные изменения и модификации. Для определения объема изобретения необходимо обратиться к нижеприведенной формуле изобретения.
Claims (17)
1. Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, содержащий следующие стадии:
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в подземный пласт;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей, в основном, горизонтальную секцию и соединенную с ней, в основном, вертикальную скважину, причем, в основном, горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
размещение в вертикальной части и, по меньшей мере, в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины поблизости от фронта горения, сформированного на некотором расстоянии вдоль горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ через трубу к забою горизонтальной секции добывающей скважины;
изменение зоны нагнетания пара, воды или неокисляющего газа за счет перемещения трубы относительно горизонтальной секции; и
извлечение через горизонтальную секцию добывающей скважины углеводородных продуктов.
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в подземный пласт;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей, в основном, горизонтальную секцию и соединенную с ней, в основном, вертикальную скважину, причем, в основном, горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье, находящееся в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной, и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания так, чтобы при этом обеспечивалось их поступательное перемещение в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
размещение в вертикальной части и, по меньшей мере, в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в горизонтальную секцию добывающей скважины поблизости от фронта горения, сформированного на некотором расстоянии вдоль горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ через трубу к забою горизонтальной секции добывающей скважины;
изменение зоны нагнетания пара, воды или неокисляющего газа за счет перемещения трубы относительно горизонтальной секции; и
извлечение через горизонтальную секцию добывающей скважины углеводородных продуктов.
2. Способ по п.1, в котором в качестве среды используют воду, которую нагревают в процессе ее подачи в пласт так, что она превращается в пар.
3. Способ по п.1, в котором нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной.
4. Способ по п.1, в котором стадия нагнетания среды содержит дополнительно создание такого давления в горизонтальной скважине, которое обеспечивает нагнетание среды в подземный пласт.
5. Способ по п.1, в котором в трубу нагнетают только неокисляющий газ или неокисляющий газ вместе с паром или водой.
6. Способ по п.1, в котором открытый конец трубы находится в непосредственной близости от забоя горизонтальной секции, чтобы обеспечить подачу пара или нагретого неокисляющего газа к забою.
7. Способ по п.1 или 6, в котором трубу частично вытягивают назад или иным способом перемещают вдоль горизонтальной секции для изменения расположения зоны нагнетания пара, воды или неокисляющего газа.
8. Способ по п.1, в котором пар, воду или неокисляющий газ или газы нагнетают непрерывно или через определенные промежутки времени.
9. Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, содержащий следующие стадии:
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта и дополнительно для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, и при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которая выбрана из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта и дополнительно для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, и при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которая выбрана из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
10. Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, содержащий следующие стадии:
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
создание по меньшей мере одной другой нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине для нагнетания газа-окислителя, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для нагнетания газа-окислителя для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которая выбрана из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в указанную другую нагнетательную скважину; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
создание по меньшей мере одной другой нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине для нагнетания газа-окислителя, чем устье;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для нагнетания газа-окислителя для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которая выбрана из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в указанную другую нагнетательную скважину; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
11. Способ по п.9 или 10, в котором в качестве среды используют воду, которую постепенно нагревают так, что она превращается в пар, который подают к нижней части пласта через дальний конец нагнетательной скважины.
12. Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, содержащий следующие стадии:
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта и дополнительно для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
размещение в вертикальной секции и по меньшей мере в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в указанную часть горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину и в трубу; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта и дополнительно для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
размещение в вертикальной секции и по меньшей мере в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в указанную часть горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в нагнетательную скважину и в трубу; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
13. Способ по п.12, в котором в качестве среды используют воду, которую нагревают в процессе ее подачи в пласт так, что ее превращают в пар.
14. Способ по п.12, в котором нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной.
15. Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения, содержащий следующие стадии:
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
создание по меньшей мере одной другой нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
размещение в вертикальной секции и по меньшей мере в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в указанную часть горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в указанную другую нагнетательную скважину и в трубу; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
создание по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нагнетания газа-окислителя в верхнюю часть подземного пласта;
создание по меньшей мере одной другой нагнетательной скважины для нагнетания в нижнюю часть подземного пласта пара, неокисляющего газа или воды, которую при нагревании постепенно превращают в пар;
создание по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальную секцию и соединенную с ней в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальная секция проходит по направлению к нагнетательной скважине и имеет устье в непосредственной близости от соединения горизонтальной секции с вертикальной добывающей скважиной и забой на другом ее конце, который расположен ближе к нагнетательной скважине, чем устье;
размещение в вертикальной секции и по меньшей мере в части горизонтальной секции добывающей скважины трубы для нагнетания пара, воды или неокисляющего газа в указанную часть горизонтальной секции добывающей скважины;
нагнетание газа-окислителя через нагнетательную скважину для осуществления внутрипластового горения, при котором образуют газообразные продукты сгорания, поступательно перемещаемые в форме фронта, который в основном перпендикулярен горизонтальной секции, по направлению от забоя к устью горизонтальной секции, при этом флюиды стекают в горизонтальную секцию;
нагнетание среды, которую выбирают из группы, содержащей пар, воду или неокисляющий газ, в указанную другую нагнетательную скважину и в трубу; и
извлечение из добывающей скважины углеводородных продуктов, находящихся в горизонтальной секции добывающей скважины.
16. Способ по п.15, в котором в качестве среды используют воду, которую нагревают в процессе ее подачи в пласт так, что она превращается в пар.
17. Способ по п.15, в котором нагнетательная скважина является вертикальной, наклонной или горизонтальной.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US57777904P | 2004-06-07 | 2004-06-07 | |
| US60/577,779 | 2004-06-07 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007100150A RU2007100150A (ru) | 2008-07-20 |
| RU2360105C2 true RU2360105C2 (ru) | 2009-06-27 |
Family
ID=35503116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007100150/03A RU2360105C2 (ru) | 2004-06-07 | 2005-06-07 | Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20080066907A1 (ru) |
| KR (1) | KR20070043939A (ru) |
| CN (2) | CN1993534B (ru) |
| AR (2) | AR050826A1 (ru) |
| AU (1) | AU2005252272B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0511304A (ru) |
| CA (1) | CA2569676C (ru) |
| CU (1) | CU20060240A7 (ru) |
| EC (2) | ECSP067085A (ru) |
| GB (1) | GB2430954B (ru) |
| HK (1) | HK1109438A1 (ru) |
| MX (1) | MXPA06014207A (ru) |
| PE (1) | PE20060517A1 (ru) |
| RO (1) | RO123558B1 (ru) |
| RU (1) | RU2360105C2 (ru) |
| WO (1) | WO2005121504A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8132620B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-03-13 | Schlumberger Technology Corporation | Triangle air injection and ignition extraction method and system |
| RU2539048C2 (ru) * | 2010-03-30 | 2015-01-10 | Арчон Текнолоджис Лтд. | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) |
| RU2547848C2 (ru) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей |
| RU2570865C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-10 | Евгений Николаевич Александров | Система для повышения эффективности эрлифта при откачке из недр пластового флюида |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7493952B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-02-24 | Archon Technologies Ltd. | Oilfield enhanced in situ combustion process |
| CA2569676C (en) * | 2004-06-07 | 2010-03-09 | Archon Technologies Ltd. | Oilfield enhanced in situ combustion process |
| CA2492306A1 (en) * | 2005-01-13 | 2006-07-13 | Encana | In situ combustion following primary recovery processes utilizing horizontal well pairs in oil sands and heavy oil reservoirs |
| RU2406819C2 (ru) * | 2006-02-27 | 2010-12-20 | Арчон Текнолоджиз Лтд. | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) |
| US7740062B2 (en) | 2008-01-30 | 2010-06-22 | Alberta Research Council Inc. | System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion |
| US7841404B2 (en) | 2008-02-13 | 2010-11-30 | Archon Technologies Ltd. | Modified process for hydrocarbon recovery using in situ combustion |
| TR201006697T1 (tr) | 2008-02-13 | 2011-04-21 | Archon Technologies Ltd. | Yerinde yanma kullanılan hidrokarbon geri kazanımına yönelik modifiye edilmiş proses |
| US20090260812A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Michael Anthony Reynolds | Methods of treating a hydrocarbon containing formation |
| RU2475629C2 (ru) * | 2008-10-17 | 2013-02-20 | Арчон Текнолоджиз Лтд. | Сегмент обсадного хвостовика для обогащения углеводородов и способ обогащения углеводородов |
| US7793720B2 (en) * | 2008-12-04 | 2010-09-14 | Conocophillips Company | Producer well lugging for in situ combustion processes |
| US8176980B2 (en) * | 2009-02-06 | 2012-05-15 | Fccl Partnership | Method of gas-cap air injection for thermal oil recovery |
| CA2692885C (en) * | 2009-02-19 | 2016-04-12 | Conocophillips Company | In situ combustion processes and configurations using injection and production wells |
| CA2709241C (en) * | 2009-07-17 | 2015-11-10 | Conocophillips Company | In situ combustion with multiple staged producers |
| CA2678347C (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-21 | Excelsior Energy Limited | System and method for enhanced oil recovery from combustion overhead gravity drainage processes |
| CA2729218C (en) * | 2010-01-29 | 2016-07-26 | Conocophillips Company | Processes of recovering reserves with steam and carbon dioxide injection |
| WO2012119076A2 (en) * | 2011-03-03 | 2012-09-07 | Conocophillips Company | In situ combustion following sagd |
| US9163491B2 (en) | 2011-10-21 | 2015-10-20 | Nexen Energy Ulc | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen |
| CN103748316B (zh) * | 2011-07-13 | 2017-06-16 | 尼克森能源无限责任公司 | 用蒸汽和氧气的原位燃烧和分别注入的烃采收 |
| CA2815737C (en) | 2012-05-15 | 2020-05-05 | Nexen Inc. | Steam assisted gravity drainage with added oxygen geometry for impaired bitumen reservoirs |
| CN103089230B (zh) * | 2013-01-24 | 2015-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法 |
| CN104594865B (zh) * | 2014-11-25 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可控反向火烧油层开采稠油油藏的方法 |
| CN106246148B (zh) * | 2016-08-01 | 2019-01-18 | 中嵘能源科技集团有限公司 | 一种采用连续管向水平井注空气的采油方法 |
| CN111197474B (zh) * | 2018-11-19 | 2022-06-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 模拟稠油热采流场变化实验装置 |
| CN112196505A (zh) * | 2020-09-04 | 2021-01-08 | 中国石油工程建设有限公司 | 一种油藏原位转化制氢系统及其制氢工艺 |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3448807A (en) * | 1967-12-08 | 1969-06-10 | Shell Oil Co | Process for the thermal recovery of hydrocarbons from an underground formation |
| US3542129A (en) * | 1968-03-28 | 1970-11-24 | Texaco Inc | Oil recovery of high gravity crudes |
| US3502372A (en) * | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
| US3565174A (en) * | 1969-10-27 | 1971-02-23 | Phillips Petroleum Co | Method of in situ combustion with intermittent injection of volatile liquid |
| US3727686A (en) * | 1971-03-15 | 1973-04-17 | Shell Oil Co | Oil recovery by overlying combustion and hot water drives |
| US3794113A (en) * | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
| US4059152A (en) * | 1974-09-23 | 1977-11-22 | Texaco Inc. | Thermal recovery method |
| US4031956A (en) * | 1976-02-12 | 1977-06-28 | In Situ Technology, Inc. | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs |
| US4274487A (en) * | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| CA1206411A (en) * | 1981-09-18 | 1986-06-24 | Guy Savard | Oil recovery by in situ combustion |
| US4460044A (en) * | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4598772A (en) * | 1983-12-28 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process |
| US4566537A (en) * | 1984-09-20 | 1986-01-28 | Atlantic Richfield Co. | Heavy oil recovery |
| US4669542A (en) * | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
| US4649997A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-17 | Texaco Inc. | Carbon dioxide injection with in situ combustion process for heavy oils |
| CA2058255C (en) * | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
| CA2096034C (en) * | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| US5626191A (en) * | 1995-06-23 | 1997-05-06 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in-situ combustion process |
| US6412557B1 (en) * | 1997-12-11 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process |
| US6918444B2 (en) * | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| CA2569676C (en) * | 2004-06-07 | 2010-03-09 | Archon Technologies Ltd. | Oilfield enhanced in situ combustion process |
| US7493952B2 (en) * | 2004-06-07 | 2009-02-24 | Archon Technologies Ltd. | Oilfield enhanced in situ combustion process |
-
2005
- 2005-06-07 CA CA002569676A patent/CA2569676C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-07 CN CN2005800264916A patent/CN1993534B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-07 GB GB0624477A patent/GB2430954B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-07 CN CN2011100497275A patent/CN102128020A/zh active Pending
- 2005-06-07 WO PCT/CA2005/000883 patent/WO2005121504A1/en active Application Filing
- 2005-06-07 BR BRPI0511304-0A patent/BRPI0511304A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-06-07 KR KR1020067027096A patent/KR20070043939A/ko not_active Application Discontinuation
- 2005-06-07 US US11/570,225 patent/US20080066907A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-07 AR ARP050102318A patent/AR050826A1/es active IP Right Grant
- 2005-06-07 MX MXPA06014207A patent/MXPA06014207A/es active IP Right Grant
- 2005-06-07 RU RU2007100150/03A patent/RU2360105C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-07 AU AU2005252272A patent/AU2005252272B2/en not_active Ceased
- 2005-06-07 RO ROA200600949A patent/RO123558B1/ro unknown
- 2005-06-07 PE PE2005000646A patent/PE20060517A1/es not_active Application Discontinuation
-
2006
- 2006-12-05 CU CU20060240A patent/CU20060240A7/es unknown
- 2006-12-13 EC EC2006007085A patent/ECSP067085A/es unknown
-
2008
- 2008-01-04 HK HK08100092.9A patent/HK1109438A1/xx not_active IP Right Cessation
- 2008-03-13 US US12/076,024 patent/US7493953B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-09-29 EC EC2008008779A patent/ECSP088779A/es unknown
-
2012
- 2012-10-26 AR ARP120104016A patent/AR088545A2/es not_active Application Discontinuation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8132620B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-03-13 | Schlumberger Technology Corporation | Triangle air injection and ignition extraction method and system |
| RU2539048C2 (ru) * | 2010-03-30 | 2015-01-10 | Арчон Текнолоджис Лтд. | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) |
| RU2547848C2 (ru) * | 2013-01-16 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей |
| RU2570865C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-10 | Евгений Николаевич Александров | Система для повышения эффективности эрлифта при откачке из недр пластового флюида |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2005252272B2 (en) | 2009-08-06 |
| AR050826A1 (es) | 2006-11-29 |
| MXPA06014207A (es) | 2007-05-04 |
| WO2005121504A1 (en) | 2005-12-22 |
| ECSP067085A (es) | 2007-02-28 |
| GB0624477D0 (en) | 2007-01-17 |
| CN102128020A (zh) | 2011-07-20 |
| CA2569676A1 (en) | 2005-12-22 |
| BRPI0511304A (pt) | 2007-12-04 |
| GB2430954A (en) | 2007-04-11 |
| RU2007100150A (ru) | 2008-07-20 |
| KR20070043939A (ko) | 2007-04-26 |
| CN1993534B (zh) | 2011-10-12 |
| HK1109438A1 (en) | 2008-06-06 |
| CA2569676C (en) | 2010-03-09 |
| US20080169096A1 (en) | 2008-07-17 |
| PE20060517A1 (es) | 2006-06-18 |
| ECSP088779A (es) | 2008-11-27 |
| US20080066907A1 (en) | 2008-03-20 |
| RO123558B1 (ro) | 2013-08-30 |
| AU2005252272A1 (en) | 2005-12-22 |
| GB2430954B (en) | 2008-04-30 |
| CU20060240A7 (es) | 2012-06-21 |
| US7493953B2 (en) | 2009-02-24 |
| AR088545A2 (es) | 2014-06-18 |
| CN1993534A (zh) | 2007-07-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2360105C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородных продуктов из подземного месторождения (варианты) | |
| RU2415260C2 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты) | |
| CA2643739C (en) | Diluent-enhanced in-situ combustion hydrocarbon recovery process | |
| US8573292B2 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide | |
| RU2510455C2 (ru) | Способ увеличения извлечения углеводородов | |
| RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
| US20060162923A1 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| RU2444619C1 (ru) | Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты) | |
| WO2012095473A2 (en) | Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion | |
| Miller et al. | Proposed air injection recovery of cold-produced heavy oil reservoirs | |
| CA3060757C (en) | Sustainable enhanced oil recovery of heavy oil method and system | |
| EP2025862A1 (en) | Method for enhancing recovery of heavy crude oil by in-situ combustion in the presence of strong aquifers | |
| Miller et al. | Air Injection Recovery of Cold-Produced Heavy Oil Reservoirs | |
| CA2791323A1 (en) | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen addition | |
| WO2008045408A1 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150608 |