ТЕРМИЧЕСКАЯ ДОБЫЧА БИТУМНОЙ НЕФТИ ИЗ НЕГЛУБОКИХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОМОЩЬЮ ПУСТОТ ПОВЫШЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение в целом касается применяемого оборудования и выполняемых операций, связанных с работой подземной скважины, а описанный здесь вариант исполнения изобретения, в частности, обеспечивает термическую добычу битумной нефти из неглубоких залежей с помощью пустот повышенной проницаемости.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Существует потребность в эффективном и экономичном способе термической добычи битумной нефти из неглубоких залежей, например, находящихся под землей на глубинах приблизительно от 70 до 140 метров. Обычно битумную нефть с глубин, не превышающих приблизительно 70 метров, можно добывать способом карьерной разработки, а термические способы добычи битумной нефти путем парогравитационного дренажа (ПГД) дают возможность эффективно добывать битумную нефть из залежей, находящихся на глубине, превышающей приблизительно 140 метров.

Однако добыча битумной нефти из залежей, расположенных между глубинами, где эффективной является карьерная разработка, и глубинами, где эффективны способы ПГД, в настоящее время не осуществляется. Глубины в диапазоне от 70 до 140 метров являются слишком большими для традиционной карьерной разработки и слишком малыми для традиционных операций ПГД.

Поэтому становится понятной необходимость усовершенствований технологии термической добычи из геологических пластов битумной нефти и других углеводородов, имеющих относительно большую плотность.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем описании представлены оборудование и способы, позволяющие решить, по меньшей мере, одну проблему в данной области. Ниже описан один пример, в котором в пласт разрабатываются пустоты с повышенной проницаемостью, и в верхнюю часть указанных пустот закачивают пар, а через нижнюю часть указанных пустот получают битумную нефть. Ниже описан еще один пример, в котором пар закачивают в пульсирующем режиме, а фазовый регулирующий клапан позволяет получать битумную нефть, но предотвращает прохождение пара вместе с добываемой нефтью.

В одном аспекте настоящего изобретения представлен способ добычи углеводородов из подземного пласта. Такой способ включает следующие этапы: разработки, по меньшей мере, одной в целом планарной пустоты в пласте по направлению наружу от скважины; нагнетания текучей среды в эту пустоту, нагревающее при этом углеводороды; и извлечения углеводородов из скважины в течение этапа нагнетания.

В другом аспекте настоящего изобретения представлена система добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит скважина. Эта система включает, по меньшей мере, одну в целом планарную пустоту, разрабатываемую в пласте по направлению наружу от скважины. В эту пустоту нагнетают текучую среду, под воздействием которой углеводороды нагреваются. Эти углеводороды поступают в эксплуатационную трубную колонну, которая достигает в скважине до места, расположенного ниже пустоты. В этом месте углеводороды поступают в эксплуатационную трубную колонну.

Еще в одном аспекте способ добычи углеводородов из подземного пласта включает следующие этапы: разработки, по меньшей мере, одной в целом планарной пустоты в пласте по направлению наружу от скважины; нагнетания текучей среды в пустоту, нагревающее при этом углеводороды, причем этап нагнетания включает варьирование скорости потока текучей среды при постоянном нагнетании ее в пустоту; и извлечения углеводородов из скважины во время этапа нагнетания.

Еще в одном аспекте способ разработки, по меньшей мере, одной планарной пустоты в подземном пласте по направлению наружу из скважины включает следующие этапы: установки инструмента, осуществляющего разработку пустоты, оснащенного, по меньшей мере, одним горизонтально направленным выступом, при этом горизонтальный размер этого инструмента для разработки пустоты превышает внутренний горизонтальный размер участка скважины; вдавливания инструмента для разработки пустоты в участок скважины, в результате чего выступ вдавливается в пласт, тем самым инициируя образование пустоты; последующей закачки разрабатывающей текучей среды в пустоту, в результате чего пустота разрабатывается в пласте, т.е. разрастается по направлению наружу от скважины.

Эти и другие особенности, преимущества, выгоды и цели будут понятны квалифицированным специалистам после внимательного рассмотрения представленного ниже описания вариантов исполнения настоящего изобретения с сопутствующими чертежами, при этом аналогичные элементы на разных фигурах обозначены одними и теми же номерами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 - схематичный вид в разрезе геологических пластов, в которых можно на практике применить способ, осуществляющий принципы настоящего изобретения;

Фиг.2 - схематичный вид с частичным разрезом, иллюстрирующий добычу битумной нефти из пласта при помощи способа по настоящему изобретению и относящегося к нему оборудования;

Фиг.3 - увеличенное изображение вида в разрезе пустот повышенной проницаемости, разработанных в пласте способом по настоящему изобретению;

Фиг.4 - схематичный вид с частичным разрезом системы добычи с освоенной скважиной, воплощающей принципы по настоящему изобретению;

Фиг.5 - схематичный вид с частичным разрезом другой системы добычи с освоенной скважиной согласно настоящему изобретению;

Фиг.6 - схематичный вид с частичным разрезом еще одной системы добычи с освоенной скважиной согласно по настоящему изобретению;

Фиг.7 - схематичный вид с частичным разрезом другой системы добычи с освоенной скважиной по настоящему изобретению;

Фиг.8 - схематичный вид с частичным разрезом следующего варианта системы добычи с освоенной скважиной по настоящему изобретению;

Фиг.9 - схематичный вид с частичным разрезом следующего варианта системы добычи с освоенной скважиной согласно настоящему изобретению;

Фиг.10 - схематичный вид с частичным разрезом следующего варианта системы добычи с освоенной скважиной согласно настоящему изобретению;

Фиг.11 - схематичный вид в разрезе, представляющий начальные этапы (например, установку обсадной колонны в скважине) в другом способе добычи битумной нефти из пласта.

Фиг.12 - схематичный вид в разрезе указанного способа после бурения участка с необсаженным стволом ниже обсадной колонны;

Фиг.13 - схематичный вид с частичным разрезом указанного способа после установки эксплуатационной колонны;

Фиг.14 - схематичный вид в разрезе инструмента для образования пустот повышенной проницаемости в пласте;

Фиг.15 - схематичный вид с частичным разрезом указанного способа после образования пустот повышенной проницаемости в пласте;

Фиг.16 - схематичный вид с частичным разрезом указанного способа после извлечения спусковой колонны;

Фиг.17 - частичный вид в разрезе указанного способа после извлечения инструмента для образования пустот;

Фиг.18 - вид в разрезе указанного способа после углубления участка скважины, представляющего собой накопительный колодец;

Фиг.19 - вид в разрезе указанного способа после установки обсадной колонны-хвостовика в накопительный колодец скважины; и

Фиг.20 - вид в разрезе другой системы добычи с освоенной скважиной, воплощающей принципы настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следует понимать, что различные варианты исполнения изобретения, описанные здесь, можно применять в различных положениях, например в наклонном, перевернутом, горизонтальном, вертикальном положении, и т.п., а также в различных конфигурациях, что не будет означать отступления от принципов настоящего изобретения. Описанные здесь варианты представлены только в качестве примеров полезного применения принципов настоящего изобретения, которое не ограничивается какими-либо конкретными деталями этих вариантов.

На Фигурах 1-10 представлена система добычи с освоенной скважиной и связанные с ней способы, воплощающие принципы настоящего изобретения. В этой системе добычи 10 с освоенной скважиной, как показано на Фиг.1, геологический пласт 12 содержит залежь битумной нефти или других углеводородов с относительно высокой плотностью 14.

Желательно извлечь углеводороды 14, но они расположены на глубине приблизительно от 70 до 140 метров, где добыча карьерным способом и способами ПГД является неэффективной. Однако следует ясно понимать, что принципы настоящего изобретения применимы и в том случае, когда пласт 12 и углеводороды 14 находятся на глубинах, отличающихся от указанного диапазона 70-140 метров.

Предпочтительно, чтобы пласт 12 был относительно рыхлым или слабосцементированным. Однако в некоторых обстоятельствах пласт 12 может быть способным нести основные напряжения.

От пласта 12 до поверхности расположен слой перекрывающих отложений 16, а под пластом 12 лежит относительно непроницаемый слой 18. В каждом из этих слоев 16, 18 может содержаться множество подслоев или зон, которые могут быть относительно проницаемыми или непроницаемыми.

На Фиг.2 показана система добычи с освоенной скважиной после того как через пласт 12 была просверлена скважина 20. В скважину 20 установили и зацементировали обсадную колонну 22. Затем вниз от нижнего края обсадной колонны 22 пробурили участок 24, представляющий собой накопительный колодец скважины 20.

В настоящем описании термин «обсадная» применяется по отношению к защитной облицовке скважины. Обсадная колонна может включать трубные элементы, такие как применяются в качестве элементов обсадных, потайных обсадных или эксплуатационных колонн. Элементы обсадной системы могут быть практически не сгибающимися, гибкими или растягивающимися, и могут быть изготовлены из любого материала, включая разные виды сталей, другие сплавы, полимеры и т.п.

В обсадную колонну 22 включен инструмент 26 для формирования в целом планарных пустот 28 в пласте 12 от скважины 20 по направлению наружу. Хотя на Фиг.2 видны только две пустоты 28, однако, согласно с принципами настоящего изобретения в пласте 12 можно формировать любое количество пустот (включая одну).

Пустоты 28 могут быть вытянуты в радиальном направлении наружу от скважины 20 в предварительно заданных азимутальных направлениях. Эти пустоты 28 можно формировать одновременно или в любом порядке. Эти пустоты 28 могут не быть полностью планарными или плоскими в геометрическом смысле, то есть они могут включать изогнутые участки, волнообразные, извилистые и т.п., но предпочтительно, чтобы эти пустоты были вытянуты наружу от скважины 20 планарным способом.

Эти пустоты 28 могут представлять собой просто пустоты или карманы в структуре пласта, имеющие более высокую проницаемость, чем остальная часть пласта 12, например в том случае, когда пласт является относительно рыхлым или слабосцементированным. В некоторых применениях (например, в пластах, которые могут нести существенные основные напряжения) тип этих пустот 28 может представлять собой то, что специалисты в данной области называют «разломами».

Формирование пустот 28 может происходить в результате относительных смещений материала пласта 12, вымывания и т.п.Приемлемые способы разработки пустот 28 (некоторые из них не требуют применения специального инструмента 26) описаны в заявке на патент США №11/966212, поданной 28 декабря 2007 г., в заявках №№11/832602, 11/832620 и 11/832615, поданных 1 августа 2007 г., и в заявке №11/610819, поданной 14 декабря 2006 г. Все эти ранее поданные заявки включены сюда путем ссылки.

Пустоты 28 могут быть сориентированы в заранее заданных азимутальных направлениях по отношению к скважине 20, что показано на примере Фиг.3. Хотя скважина 20 и пустоты 28, показанные на Фиг.2, имеют вертикальную ориентацию, однако их можно сориентировать в любом направлении согласно принципам настоящего изобретения.

Как показано на Фиг.2, текучую среду 30 нагнетают в пласт 12. Текучая среда 30 проходит вниз через затрубное пространство 32, образованное в радиальном направлении между обсадной колонной 22 и эксплуатационной трубной колонной 34. Эта трубная колонна 34 тянется вниз до точки, расположенной ниже пустот 28 (например, в накопительном колодце скважины 24).

Текучая среда 30 проходит наружу в пласт 12 через пустоты 28. Под ее воздействием углеводороды 14 в пласте 12 нагреваются. Например, текучая среда 30 может представлять собой пар или другую жидкость или газ, способные нагревать углеводороды 14.

Нагретые соответствующим образом углеводороды 14 в пласте 12 становятся текучими (или, по меньшей мере, более текучими) и могут стекать из пласта в скважину 20 через пустоты 28. Как показано на Фиг.2, углеводороды 14 стекают в скважину 20 и накапливаются в накопительном колодце скважины 24. В результате этого становится возможной добыча углеводородов 14 через эксплуатационную колонну 34.

Углеводороды 14 могут проходить вверх по эксплуатационной колонне 34 под воздействием давления, создаваемого текучей средой 30 в затрубном пространстве 32. В альтернативном варианте или в качестве дополнения для подъема углеводородов 14 вверх по эксплуатационной колонне 34 можно задействовать дополнительные технологии.

На Фиг.4 показано, как менее плотная текучая среда (т.е. менее плотная по сравнению с углеводородами 14) нагнетается в трубную колонну 34 через другую трубную нагнетательную колонну 38, установленную в скважине рядом с добывающей трубной колонной 34. Текучая среда 36 может представлять собой пар, другой газ, например метан, или другую текучую среду с относительно меньшей плотностью, или комбинацию текучих сред. Для работы по этому способу можно использовать традиционное оборудование искусственного подъема (например, газлифтная мандрель 39 и т.п.).

На Фиг.5 текучую среду 30 нагнетают в скважину 20 через другую трубную нагнетательную колонну 40. Уплотнитель 42, установленный в скважине 20 выше пустот 28, помогает поддерживать давление, создаваемое текучей средой 30, тем самым способствуя выдавливанию углеводородов 14 вверх по эксплуатационной трубной колонне 34.

На Фиг.6 технологии по Фиг.4 и Фиг.5 скомбинированы, т.е. текучую среду 30 нагнетают в пласт 12 через нагнетательную колонну 40, а текучую среду 36 нагнетают в эксплуатационную колонну 34 через нагнетательную колонну 38. Это демонстрирует, что в соответствии с принципами настоящего изобретения можно применять любое количество описанных здесь технологий и оборудования (а также и не описанных здесь) и любую их комбинацию.

На Фиг.7 показано применение инструмента пульсирующего действия 44 с нагнетательной колонной 40 для постоянного варьирования скорости подачи текучей среды 30 во время ее нагнетания в пласт 12. Соответствующие инструменты пульсирующего действия описаны в патенте США №7404416, а также в заявке на патент США №12/120633, поданной 14 мая 2008 г.Указанные заявка и патент включены сюда в полном объеме путем ссылки.

Преимущество такого варьирования скорости подачи текучей среды 30 в пласт 12 состоит в том, что оно оптимизирует распределение текучей среды в пласте и тем самым помогает нагревать и делать текучей большую долю углеводородов 14 пласта. Следует отметить, что варьирование скорости подачи текучей среды 30 с помощью инструмента пульсирующего действия 44 в предпочтительном варианте не состоит в чередовании периодов движения текучей среды с периодами ее неподвижности, либо в чередовании периодов движения текучей среды в прямом направлении с периодами ее движения в обратном направлении.

Напротив, предпочтительно, чтобы текучая среда 30 постоянно двигалась вперед (т.е., нагнеталась в пласт 12), при этом скорость ее движения варьировалась или пульсировала. Это можно рассматривать как «переменную» составляющую скорости прохождения текучей среды 30, наложенную на постоянную основную скорость прохождения этой текучей среды.

Показанная на Фиг.8 конфигурация системы добычи 10 с освоенной скважиной во многих отношениях подобна системе, показанной на Фиг.6. Однако эксплуатационная колонна 34 содержит фазовый регулирующий клапан 46, подключенный к нижнему краю этой эксплуатационной колонны.

Фазовый регулирующий клапан 46 не допускает, чтобы пар или другие газы попадали вместе с добываемыми углеводородами 14 из накопительного колодца скважины 24. На Фиг.9 инструмент пульсирующего действия 44 и фазовый регулирующий клапан 46 применяются с соответствующими нагнетательной колонной 40 и эксплуатационной колонной 34. И опять-таки любые из описанных здесь особенностей можно комбинировать в составе системы добычи 10 с освоенной скважиной по желанию, не нарушая принципы настоящего изобретения.

На Фиг.10 множество инструментов для разработки пустот 26а, 26b применяется для разработки в пласте пустот 28а, 28b на соответствующем множестве глубин в пласте 12. Текучую среду 30 нагнетают в каждую пустоту 28а, 28b, из которых затем углеводороды 14 поступают в скважину 20.

Таким образом будет понятно, что в соответствии с принципами настоящего изобретения пустоты 28 можно разработать во множестве различных глубин в пласте, а в других вариантах исполнения пустоты могут быть сформированы во множестве пластов. Например, в варианте по Фиг.10 между верхним и нижним рядами пустот 28а, 28b может располагаться относительно непроницаемая геологическая порода (например, слой сланцевой глины и т.п.).

Как отмечалось выше, инструмент для разработки пустот 26 может быть подобным любому из инструментов, описанных в нескольких поданных ранее патентных заявках. Большинство из этих описанных ранее инструментов предусматривают выдвижение части обсадной колонны, например, для увеличения сжимающего усилия в радиальном направлении относительно скважины.

Однако следует понимать, что принципы настоящего изобретения не требуют выдвижения обсадной оболочки (или инструмента, связанного с обсадной колонной). На Фигурах 11-19 представлен вариант формирования пустот 28 в системе добычи 10 с освоенной скважиной без выдвижения обсадной оболочки.

Фиг.11 показывает способ и систему добычи 10 с освоенной скважиной в состоянии после того как в пласт 12 пробурили скважину 20, и в скважину установили и зацементировали обсадную колонну 22. Следует отметить, что в этом варианте обсадная колонна не проходит через тот участок пласта 12, в котором должны быть образованы пустоты, и в состав обсадной колонны не входит инструмент для образования пустот 26.

На Фиг.12 показан промежуточный необсаженный участок скважины 48, пробуренный ниже нижнего края обсадной колонны 22. Диаметр этого участка скважины 48 может быть эквивалентным (а в других вариантах исполнения может быть несколько меньше или несколько больше) корпусной части инструмента для образования пустот 26, установленного в участке скважины 48, как описано ниже.

На Фиг.13 инструмент для образования пустот 26 опускают в скважину 20 на трубной спусковой колонне 50 и устанавливают в участке скважины 48. Для того чтобы загнать инструмент 26 в землю, окружающую участок скважины 48 ниже обсадной колонны 22, применяется усилие, поскольку, по меньшей мере, выступы 52 выступают наружу из корпуса 54 инструмента и имеют горизонтальный размер, превышающий диаметр участка скважины 48. Корпус 54 также может иметь диаметр, превышающий диаметр участка скважины 48, если, например, требуется увеличить радиальное сжимающее напряжение в пласте 12.

На Фиг.14 показан в разрезе инструмент 26, введенный в пласт 12. На этой Фигуре можно увидеть, что выступы 52 выступают наружу в пласт 12, тем самым инициируя пустоты 28.

Хотя на Фиг.14 показана конструкция инструмента 26, имеющего восемь радиально направленных выступов 52, равномерно отстоящих друг от друга, следует понимать, что конструкция инструмента может предусматривать наличие любого количества выступов (включая один), и что с помощью этого инструмента можно образовывать любое количество пустот 28. Например, инструмент 26 может содержать два выступа 52, расположенных под углом 180 градусов друг к другу и предназначенных для образования двух пустот 28.

Такой инструмент 26 можно затем поднять, повернуть на какой-либо азимут, а затем вновь загнать в пласт 12 для разработки двух дополнительных пустот 28. Этот процесс можно повторять столько раз, сколько потребуется для разработки желаемого количества пустот 28.

Пустоты 28 можно продвигать в наружном направлении, разрабатывая их вглубь пласта 12 сразу же после их образования или спустя некоторое время, такое продвижение пустот можно выполнять последовательно, одновременно или в любом порядке согласно принципам настоящего изобретения. Для образования и разработки пустот 28 в системе добычи 10 с освоенной скважиной можно применять любое оборудование, описанное в вышеуказанных предыдущих заявках на патенты (например, заявки на патент США с порядковыми номерами 11/966212, 11/832602, 11/832620, 11/832615 и 11/610819).

На Фиг.15 показаны пустоты 28, разработанные по направлению наружу в пласт 12. Такая разработка может быть осуществлена путем установки уплотнителя 56 в обсадную колонну 50 и закачкой текучей среды 58 через спусковую колонну 50 и наружу в пустоты 28 через выступы 52 в инструменте 26.

Инструмент 26 может выдвигаться или не выдвигаться (например, с помощью гидравлических приводов или любого оборудования, описанного в вышеуказанных предыдущих заявках) до начала или во время процесса нагнетания текучей среды 58 в пласт 12 для разработки пустот 28. Кроме того, в текучую среду 58 может быть добавлен песок или другой расклинивающий наполнитель, в результате чего после разработки пустот 28 каждая из этих пустот образует путь с высокой проницаемостью для последующего нагнетания текучей среды 30 и добычи углеводородов 14 из пласта 12.

Следует отметить, что инструмент 26 не обязательно должен иметь выступы 52. Корпус 54 может выдвигаться в радиальном направлении наружу (например, с помощью гидропривода и т.п.), а текучая среда 58 может нагнетаться из выдвинувшегося корпуса для разработки пустот 28.

На Фиг.16 показана скважина, из которой извлечена спусковая колонна 50, оставив инструмент 26 в участке скважины 48 после разработки пустот 28. В альтернативном варианте инструмент 26 можно, по желанию, извлекать со спусковой колонной 50.

На Фиг.17 показано, что участок скважины 48 углубили для образования накопительного колодца 24, в котором должны в итоге накапливаться углеводороды 14. В этом варианте исполнения увеличение участка скважины 48 выполняют тогда, когда для извлечения инструмента 26 из этого участка скважины применяют промывочный инструмент (не показан).

Однако если инструмент 26 извлекают вместе со спусковой колонной 50, как описано выше, то для увеличения участка скважины 48 можно применить другое оборудование (например, разбуриватель ствола скважины в виде бурового долота или буровой коронки и т.п.). Более того, в других вариантах исполнения сам участок скважины 48 можно использовать в качестве накопительного колодца 24, не прибегая к углублению этого участка.

На Фиг.18 показан накопительный колодец 24, образованный углублением ствола вниз в пласт 12. По желанию этот накопительный колодец может проникать в слой 18, как показано на Фигурах 2-10.

На Фиг.19 в скважину установлена трубная обсадная колонна-хвостовик 60, при этом подвесной хомут 62 колонны-хвостовика герметично соединяет верхний край обсадной колонны-хвостовика с обсадной колонной 22 и фиксирует это соединение. Перфорированный участок 64 колонны-хвостовика, содержащий отверстия или вырезы, входит в участок скважины 24 напротив пустот 28, а глухой или не имеющий отверстий участок колонны-хвостовика 66 входит в участок скважины ниже пустот.

Перфорированный участок 64 колонны-хвостовика позволяет нагнетаемой текучей среде 30 проходить изнутри обсадной колонны-хвостовика 60 в пустоты 28. Этот перфорированный участок 64 колонны-хвостовика может также позволять углеводородам 14 проходить внутрь обсадной колонны-хвостовика 60 из пустот 28. Если нижний торец неперфорированного участка 66 колонны-хвостовика открыт, то углеводороды 14 могут также иметь возможность проходить внутрь обсадной колонны-хвостовика 60 через этот нижний торец колонны-хвостовика.

Теперь освоение скважины можно выполнить с помощью любой из технологий, описанных выше и представленных на Фигурах 2-10. Например, по желанию может быть установлена эксплуатационная колонна 34 (и ее нижний край вставлен в обсадную колонну-хвостовик 60) вместе с любой из нагнетательных колонн 38, 40, с инструментом пульсирующего действия 44 и/или фазовым регулирующим клапаном 46.

Другой вариант освоения представлен на Фиг.20. В этой конфигурации освоения верхняя обсадная колонна-хвостовик 64 оснащена соплами 68, множество которых распределено по ее длине.

Эти сопла 68 служат для равномерного распределения нагнетания текучей среды 30 в пустоты 28, по меньшей мере, частично путем поддержания положительной разности между давлениями внутри и снаружи обсадной колонны 64. Эти сопла 68 могут иметь соответствующую конфигурацию (например, по диаметру, длине, ограничению потока и т.п.), позволяющую достичь требуемого распределения потока текучей среды 30, при этом не обязательно, чтобы все сопла имели одинаковую конфигурацию.

Нижняя колонна-хвостовик 66 имеет отверстия или вырезы, позволяющие углеводородам 14 проходить внутрь обсадной колонны-хвостовика 60. Устройство управления потоком 70 (например, отсечной клапан, предохранительный клапан и т.п.) обеспечивает одностороннее соединение по текучей среде между верхней и нижней обсадными колоннами-хвостовиками 64, 66.

В процессе работы нагнетаемая текучая среда 30 нагревает углеводороды 14, которые стекают в скважину 20, накапливаются в накопительном колодце 24 и проходят в нижний конец эксплуатационной колонны 34 через устройство управления потоком 70. Текучая среда 30 может периодически поступать в нижний конец эксплуатационной колонны 34 (например, когда уровень углеводородов 14 в накопительном колодце существенно падает) и тем самым помогает поднимать углеводороды 14 вверх по эксплуатационной колонне.

В альтернативном варианте устройство управления потоком 70 может также включать фазовый регулирующий клапан (например, такой как описанный выше клапан 46), предназначенный предотвращать прохождение пара или других газов из нижней обсадной колонны-хвостовика 66 в верхнюю колонну-хвостовик 64 через устройство управления потоком. В качестве альтернативы если для герметичного соединения эксплуатационной колонны 34 и обсадной колонны 60 не применяется уплотнитель 72, то на нижнем краю эксплуатационной колонны 34 можно установить фазовый регулирующий клапан 46, как показано на Фигурах 8-10 и описано выше.

Любой из описанных выше вариантов освоения можно также включить в конфигурацию по Фиг.20. Например, текучую среду 30 можно нагнетать через нагнетательную колонну 40, текучую среду с относительно меньшей плотностью 36 можно нагнетать через другую нагнетательную колонну 38 и мандрель 39, инструмент пульсирующего действия 44 можно применять для варьирования скорости потока текучей среды 30 и т.п.

Теперь можно вполне оценить, что представленное выше описание системы добычи 10 с освоенной скважиной и связанных с ней способов добычи представляет значительный прогресс в области добычи относительно тяжелых углеводородов из слоев земли. Применение системы добычи 10 и указанных способов особенно полезно в тех случаях, когда эти слои расположены слишком глубоко для традиционной разработки карьерным способом и слишком мелко для традиционных операций ПГД.

Среди некоторых особенно полезных особенностей системы 10 и связанных с ней способов можно выделить то, что требуется только одна скважина 20 как для нагнетания текучей среды 30, так и для добычи углеводородов 14, нагнетание текучей среды может осуществляться одновременно с добычей углеводородов, а также то, что добыча углеводородов выполняется практически сразу же после освоения скважины. Система добычи 10 с освоенной скважиной и связанные с ней способы предлагают очень экономичный и эффективный путь добычи битумной нефти из крупных залежей, расположенных на небольшой глубине, термическая добыча из которых с помощью традиционных технологий вскрытия и освоения скважин в настоящее время невозможна. Для такой добычи требуется меньшее количество скважин, что снижает ущерб окружающей среде.

Для этих способов не требуется фаза разогрева длительностью 3-4 месяца, требуемая для традиционных технологий ПГД, кроме того, эти способы не включают процесс циклического пропаривания, при котором добыча прекращается на период фазы нагнетания пара. Напротив, преимуществом по настоящему изобретению является то, что углеводороды 14 непрерывно нагреваются нагнетанием текучей среды 30, и в процессе нагнетания непрерывно происходит добыча их, что дает практически немедленную окупаемость инвестиций.

Приведенное выше описание предоставляет способ добычи углеводородов 14 из подземного пласта 12. Этот способ включает следующие этапы: разработки, по меньшей мере, одного в целом планарной пустоты 28 в пласт 12 в направлении наружу от скважины 20; нагнетания текучей среды 30 в пустоту 28, нагревающей углеводороды 14; извлечения углеводородов 14 из скважины 20 во время этапа нагнетания.

Углеводороды 14 могут содержать битумную нефть. Этап извлечения углеводородов 14 может включать стекание углеводородов в скважину 20 в земле на глубине приблизительно между 70 и 140 метрами.

Текучая среда 30 может содержать пар. Текучую среду 30 можно нагнетать в те же пустоты 28, из которых добываются углеводороды 14.

Текучую среду 30 можно нагнетать в верхнюю часть пустоты 28, расположенную выше нижней части пустоты, из которой добываются углеводороды 14. Текучую среду 30 можно нагнетать с варьированием скорости в процессе добычи углеводородов 14.

Углеводороды 14 можно добывать по трубной эксплуатационной колонне 34, дотягивающейся до места в скважине 20, расположенного ниже пустоты 28. Фазовый регулирующий клапан 46 может предотвращать попадание текучей среды 30 в поток добываемых углеводородов 14 по трубной эксплуатационной колонне 34.

Этап разработки пустоты 28 может включать разработку множества пустот в пласт 12 на одной глубине. Этап разработки может также включать разработку множества пустот 28 в пласт 12 на другой глубине. Этап извлечения может включать добычу углеводородов 14 из пустот 28 на обеих глубинах.

Этап разработки пустот 28 может выполняться без выдвижения обсадной колонны в скважину 20.

Кроме того, в приведенном выше описании представлена системы добычи 10 с освоенной скважиной, предназначенная для добычи углеводородов 14 из подземного пласта 12, пересекаемого скважиной 20. Система добычи 10 с освоенной скважиной включает, по меньшей мере, одна в целом планарная пустота 28, протянутая от скважины 20 наружу в пласт 12.

Текучую среду 30 нагнетают в пустоту 28. Углеводороды 14 нагреваются под воздействием нагнетаемой текучей среды 30.

Углеводороды 14 добывают и подают по трубной эксплуатационной колонне 34, дотягивающейся до места в скважине 20, расположенной ниже пустоты 28. Углеводороды 14 поступают в трубную эксплуатационную колонну 34 в этом месте.

И для нагнетания текучей среды 30 и для добычи углеводородов 14 можно использовать одну скважину 20. Инструмент пульсирующего действия 44 может варьировать скорость потока текучей среды 30 в процессе ее нагнетания.

Текучую среду 30 можно нагнетать через затрубное пространство 32, сформированное между эксплуатационной трубной колонной 34 и скважиной 20. Текучую среду 30 можно нагнетать через трубную нагнетательную колонну 40.

Устройство управления потоком 70 может обеспечить односторонний поток углеводородов 14 в эксплуатационную трубную колонну 34 из участка 24 скважины 20, расположенного ниже пустоты 28.

Кроме того, выше описан способ добычи углеводородов 14 из подземного пласта 12, включающий следующие этапы: разработки, по меньшей мере, одной в целом планарной пустоты 28 в пласте 12 в направлении наружу от скважины 20; нагнетания текучей среды 30 в пустоту 28, достигаемое посредством этого нагревание углеводородов 14, при этом этап нагнетания включает варьирование скорости потока текучей среды 30 в пустоту 28; и извлечения углеводородов 14 из скважины 20 во время этапа нагнетания.

Описанное выше изобретение также предоставляет способ разработки, по меньшей мере, одной в целом планарной пустоты 28 в подземном пласте 12 по направлению наружу от скважины 20. Указанный способ включает следующие этапы: установки инструмента 26 для разработки пустот, оснащенного, по меньшей мере одним выступом 52, вытянутым наружу в горизонтальном направлении, при этом горизонтальный размер инструмента 26 для разработки пустот превышает внутренний горизонтальный размер участка 48 скважины 20; вдавливания инструмента 26 для разработки пустот в участок 48 скважины, вдавливая при этом выступ 52 в пласт 12 для разработки пустоты 28; и последующей закачки внедряющей текучей среды 58 в пустоту 28, посредством которой пустота 28 разрабатывается в пласте в направлении от скважины.

Корпус 54 инструмента 26 для разработки пустот может иметь горизонтальный размер, превышающий внутренний горизонтальный размер участка 48 скважины, в результате этого этап вдавливания инструмента также включает вдавливание корпуса 54 в участок 48 скважины, в результате чего увеличивается радиальное сжимающее напряжение в пласте 12.

Этап закачки текучей среды может включать закачку текучей среды 58 через выступ 52.

Этап вдавливания выступа можно выполнять многократно, поворачивая инструмент 26 для разработки пустот в азимутальном направлении между этапами вдавливания выступа.

Способ также может включать этап выдвижения инструмента 26 для разработки пустот в участок 48 скважины. Этот этап выдвижения может выполняться до начала этапа закачки или в его процессе.

Способ также может включать этап извлечения инструмента 26 для разработки пустот из скважины 20.

Способ может включать этапы нагнетания нагревающей текучей среды 30 в пустоту 28, достигаемое посредством этого нагревание углеводородов 14 в пласте 12; и во время этапа нагнетания - извлечение углеводородов 14 из скважины 20.

Квалифицированный специалист в данной области после тщательного изучения представленного описания вариантов исполнения настоящего изобретения без труда сможет понять, что в эти конкретные варианты исполнения можно вносить множество модификаций, выполнять множество добавлений, замен, удалений, а также других изменений, что будет входить в объем притязаний по настоящему изобретению. Соответственно следует отчетливо понимать, что приведенное выше подробное описание подано только в качестве иллюстрации и примера, а объем настоящего изобретения ограничивается исключительно пунктами прилагающейся формулы изобретения и их эквивалентами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к области термической добычи нефти из неглубоких залежей. Способ включает установку в скважине инструмента для разработки пустот, имеющего, по меньшей мере, один выступ, вытянутый в горизонтальном направлении, вдавливание инструмента для разработки пустот в участок скважины с вдавливанием при этом указанного выступа в пласт для образования пустоты, последующую закачку текучей среды в пустоту, разрабатывающей при этом пустоту в пласте по направлению наружу от скважины. Горизонтальный размер выступа инструмента превышает внутренний горизонтальный размер участка скважины во время размещения инструмента для разработки пустот. Повышается эффективность технологии добычи. 16 з.п. ф-лы, 20 ил.

1. Способ разработки, по меньшей мере, одной в целом планарной пустоты в подземный пласт по направлению от скважины наружу, включающий следующие этапы:
установки в скважине инструмента для разработки пустот, имеющего, по меньшей мере, один выступ, вытянутый в горизонтальном направлении, при этом горизонтальный размер выступа инструмента для разработки пустот превышает внутренний горизонтальный размер участка скважины во время размещения инструмента для разработки пустот на участке скважины;
вдавливания инструмента для разработки пустот в участок скважины, вдавливая при этом указанный выступ в пласт для образования пустоты; и
последующей закачки текучей среды в пустоту, разрабатывающей при этом пустоту в пласте по направлению наружу от скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что за счет того, что корпус инструмента для разработки пустот имеет горизонтальный размер, превышающий внутренний горизонтальный размер участка скважины, этап вдавливания инструмента дополнительно включает вдавливание корпуса в участок скважины, приводящее к повышению радиального сжимающего напряжения в пласте.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап закачки текучей среды дополнительно включает прокачку текучей среды через указанный выступ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап вдавливания выступа выполняют многократно, при этом инструмент для разработки пустот поворачивают в азимутальном направлении между чередующимися этапами вдавливания выступа.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает этап выдвижения инструмента для разработки пустот в участке скважины.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что этап выдвижения выполняют до этапа закачки.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что этап выдвижения выполняют во время этапа закачки.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает этап извлечения инструмента для разработки пустот из скважины.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает этап закачки текучей среды в пустоту, нагревающей углеводороды в пласте; а также этап добычи углеводородов из скважины, выполняемый во время этапа закачки.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что углеводороды содержат битумную нефть.

11. Способ по п.9, отличающийся тем, что этап добычи дополнительно включает отекание углеводородов в скважину на глубине в земле приблизительно от 70 м до 140 м.

12. Способ по п.9, отличающийся тем, что нагревающая текучая среда содержит пар.

13. Способ по п.9, отличающийся тем, что нагревающую текучую среду закачивают в ту же самую пустоту, из которой извлекают углеводороды.

14. Способ по п.9, отличающийся тем, что нагревающую текучую среду закачивают в верхнюю часть пустоты, расположенную над нижней частью пустоты, из которой извлекают углеводороды.

15. Способ по п.9, отличающийся тем, что нагревающую текучую среду закачивают с варьирующейся скоростью подачи во время извлечения углеводородов.

16. Способ по п.9, отличающийся тем, что добываемые углеводороды подают по трубной колонне, протянутой до места в скважине, расположенного ниже пустоты.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный на этапе вдавливания инструмента участок скважины представляет собой участок скважины без обсадной оболочки.