Способ увеличения извлечения углеводородов
Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют установку первого устройства в первую горизонтальную скважину. Нагнетают первую текучую среду в первую горизонтальную скважину через первое устройство. Осуществляют добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной. Нагнетают вторую текучую среду в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине. При этом продолжают добычу углеводородов из второй скважины. Устанавливают гидравлическую связь между первой, второй и третьей скважинами. Увеличивают давление в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину. Закрывают первую скважину, когда давление в ней увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для вытеснения углеводородов из второй скважины при их добыче. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники изобретения
Варианты осуществления изобретения, в общем, относятся к способам увеличения извлечения углеводородов из подземного коллектора.
Описание уровня техники
Нефть можно, в общем, разделять на классы или типы в соответствии с ее вязкостью и плотностью. Типы нефти, имеющие высокую вязкость и плотность, могут представлять повышенную сложность для добычи из коллектора на поверхность. В частности, высоковязкая тяжелая нефть требует улучшенных методик извлечении нефти для добычи. В следующем описании общий термин "нефть" включает в себя углеводороды, такие как высоковязкая тяжелая нефть, а также менее вязкие сорта нефти.
Большая часть мировых потенциальных запасов нефти является тяжелой или высоковязкой тяжелой нефтью, в таких местах как Orinoco Belt в Венесуэле, в нефтеносных песках в Канаде, и в коллекторе Ugnu на Северной Аляске. В настоящее время некоторые существующие нефтяные коллекторы эксплуатируют с использованием усовершенствованных методик извлечения с тепловой обработкой или методик с применением растворителей, обеспечивающих степень извлечения в диапазоне 20%-25%. Самой обычной методикой с тепловой обработкой является нагнетание пара в пласт, посредством которой энтальпия тепла из пара передается нефти при конденсации. Нагрев уменьшает вязкость нефти, обеспечивая гравитационное дренирование и отбор. Таким образом, извлечение нефти является высоким, если температуру можно поддерживать близкой к температуре закачиваемого пара. Хорошо известные способы, такие как стимуляция циклической закачкой пара ("CSS"), закачка в скважину для вытеснения ("Вытеснение") и гравитационное дренирование при закачке пара ("SAGD"), можно использовать для извлечения нефти упомянутых выше потенциальных запасов.
В способе стимуляции циклической закачкой пара используют одну вертикальную скважину. Пар закачивают в скважину из паропроизводящей установки на поверхности. После выдерживания коллектора с паром в течение заданного времени, нефть затем добывают из данной скважины. Когда добыча снижается, данный процесс просто повторяют. Дополнительно, может потребоваться насос для перекачки нагретой нефти на поверхность. В таком варианте насос часто извлекают, каждый раз, когда закачивают пар, и затем спускают на место работы.
В способе вытеснения используют вертикальную скважину, известную как скважина вытеснения или нагнетательная скважина, и разнесенную с ней в плане соседнюю скважину, известную как эксплуатационная скважина. Пар непрерывно закачивают в скважину вытеснения из паропроизводящей установки на поверхности для нагрева нефти в окружающем коллекторе. Фронт паронасыщения затем вытесняет нагретую нефть в эксплуатационную скважину для добычи.
В способе гравитационного дренирования при закачке пара используют две горизонтальных скважины, параллельные и расположенные одна над другой. Верхняя скважина известна как нагнетательная скважина, и нижняя скважина известна как эксплуатационная скважина. Каждая скважина может иметь хвостовик со щелевым фильтром. Пар непрерывно закачивают в верхнюю скважину для нагрева нефти в окружающем коллекторе. Пар и сила тяжести, обуславливают течение нефти и ее дренирование в нижнюю скважину. Нефть затем поднимают из нижней скважины на поверхность.
Данные способы имеют много преимуществ и недостатков. С увеличением числа потенциальных нефтяных коллекторов и сложности условий работы в данных коллекторах, существует необходимость создания более эффективных улучшенных методик и способов извлечения нефти.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к способу, объединяющему гравитационное дренирование с помощью пара и вытеснение добываемой нефти из подземного коллектора. Вариант осуществления включает в себя использование забойных паропроизводящих установок или других забойных перемешивающих устройств для увеличения добычи нефти. Дополнительно, вариант осуществления включает в себя использование избыточной двуокиси углерода и кислорода для увеличения извлечения нефти.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для детального понимания приведенных выше аспектов изобретения дается более конкретное описание кратко изложенных выше вариантов осуществления изобретения, некоторые из которых иллюстрируют прилагаемые чертежи. Следует констатировать, вместе с тем, что на прилагаемых чертежах показаны только типичные варианты осуществления данного изобретения, не рассматриваемые как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может подразумевать другие эквивалентно эффективные варианты осуществления.
На фиг.1 показана схема работы гравитационного дренирования при закачке пара.
На фиг.2 показана схема работы вытеснения.
На фиг.3 дано сравнение схем работы гравитационного дренирования при закачке пара и вытеснения.
На фиг.4 показана схема работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки.
На фиг.5 дано сравнение схем работ гравитационного дренирования при закачке пара, вытеснения и объединенной схемы работ.
На фиг.6 дано сравнение действия избыточной двуокиси углерода и кислорода при использовании в схеме работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения.
На фиг.7 дано сравнение действия избыточной двуокиси углерода при использовании в схеме работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки.
На фиг.8 дано сравнение действия плотности сетки скважин на работу гравитационного дренирования при закачке пара.
На фиг.9 дано сравнение действия вязкости нефти в схеме работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки.
На фиг.10 показан график плотности относительно температуры двуокиси углерода.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления изобретения, в общем, относятся к способам увеличения извлечения нефти из коллектора. Согласно одному варианту осуществления, предусмотрена схема работы с объединением действия гравитационного дренирования при закачке пара и вытеснения с использованием забойных паропроизводящих установок ("DHSG") или других забойных перемешивающих устройств, избыточной двуокиси углерода и избыточного кислорода. Как предложено в данном документе, изобретение должно быть описано применительно к забойным паропроизводящим установкам. Следует констатировать, вместе с тем, что аспекты изобретения не ограничены использованием забойных паропроизводящих установок, но одинаково применимы для использования других типов забойных перемешивающих устройств. Для лучшего понимания новизны изобретения и способов его применения, выполнены ссылки на прилагаемые чертежи.
На фиг.1 показана схема 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара. Схема 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара является способом, используемым для добычи нефти с низкой подвижностью посредством уменьшения вязкости нефти, достаточного для гравитационного дренирования нефти вниз по сторонам коллектора 19 пара к эксплуатационной скважине 13, размещенной в нижней части коллектора. Схема 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара включает в себя нагнетательную скважину 11, расположенную над эксплуатационной скважиной 13, каждую из скважин, включающую в себя горизонтальный участок траектории. Расстояние между горизонтальными участками траектории каждой скважины может изменяться в широком диапазоне в зависимости от условий коллектора. В одном варианте осуществления диапазон расстояний между нагнетательной скважиной 11 гравитационного дренирования при закачке пара и эксплуатационной скважиной 13 составляет от около 26 до около 38 футов (8-12 м). В альтернативном варианте осуществления диапазон расстояний между скважинами составляет от около 15 до около 50 футов (5-15 м). Дренирующая нефть 15, получаемая по схеме 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара, уходит в эксплуатационную скважину 13. Забойная паропроизводящая установка 17 (более подробно рассмотрена ниже) может размещаться на нижней точке вертикального участка нагнетательной скважины 11. Преимущество схемы 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара, в общем, включает в себя ускоренный начальный темп добычи нефти.
Как показано на фиг.1, нефтенасыщенность (Soil) коллектора, непосредственно окружающая горизонтальный участок траектории нагнетательной скважины 11, и над горизонтальным участком траектории эксплуатационной скважины 13, находится в диапазоне от нуля до около 9 процентов. Нефтенасыщенность постепенно увеличивается с увеличением расстояния от схемы 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара; диапазон включает в себя от около 9 процентов в точках, самых ближних к скважинам 11 и 13, до около 75 процентов в точках, самых дальних от скважин 11 и 13. Также, диапазон нефтенасыщенности от около нуля до около 30 процентов проходит дальше схемы 10 работ гравитационного дренирования при закачке пара в верхней части пласта, относительно нижней части, образуя нисходящий уклон профиля насыщенности. Гравитационный дренаж влияет на уклон профиля насыщенности, поскольку дренирующая нефть 15 направлена от верхнего положения к нижнему положению, где расположена эксплуатационная скважина 13.
На фиг.2 показана схема 20 работы в режиме вытеснения. Схема 20 работы в режиме вытеснения является способом, используемым для создания нефти повышенной подвижности, где пар, нагнетаемый в коллектор, может проходить некоторое расстояние, образовывать коллектор 29 пара и обеспечивать добычу нефти посредством объединения гравитационного выделения из коллектора 29 пара и заводнения с вытеснением горячей водой (образованной конденсацией пара в коллекторе) нефти к эксплуатационной скважине 25, размещенной в нижней части коллектора. Схема 20 работы в режиме вытеснения включает в себя вытесняющую или нагнетательную скважину 23, разнесенную в плане с эксплуатационной скважиной 25, каждую скважину, включающую в себя горизонтальный участок траектории. В альтернативном варианте осуществления нагнетательная скважина 23 включает в себя только вертикальный участок траектории. Расстояние в плане между скважинами может изменяться в широких пределах в зависимости от условий коллектора. В одном варианте осуществления расстояние в плане между нагнетательной скважиной 23 вытеснения и эксплуатационной скважиной 25 составляет менее около 500 футов (153 м). В альтернативном варианте осуществления диапазон расстояния в плане между скважинами составляет от около 500 до около 700 футов (153-214 м). Забойная паропроизводящая установка 27 может быть расположена на нижней точке вертикального участка нагнетательной скважины 23. Преимущество схемы 20 работы вытеснения, в общем, включает в себя увеличение конечной добычи нефти.
Как показано на фиг.2, температура, непосредственно окружающая нагнетательную скважину 23, находится в диапазоне около 239-262 градусов С, что образует температурный градиент, проходящий от горизонтального участка траектории нагнетательной скважины 23 до горизонтального участка траектории эксплуатационной скважины 25. Температурный градиент постепенно уменьшается в температуре вблизи кровли и, даже быстрее, вблизи подошвы пласта. Температурный диапазон включает в себя от около 262 градусов С наиболее близко к нагнетательной скважине 23 до ниже около 28 градусов С наиболее близко к эксплуатационной скважине 25. Самая низкая температура в пласте находится на вертикальном участке траектории эксплуатационной скважины 25, т.e. ниже около 52 градусов С. В зависимости от условий скважин и температуры текучих сред, закачиваемых в скважины, температурный диапазон может проходить над и под температурным диапазоном 28-262 градуса С.
Забойная паропроизводящая установка разработана для выработки, выпуска и закачки высокотемпературного пара, а также других газов, таких как двуокись углерода и избыточный кислород, в скважину. Горелку, расположенную в забойной паропроизводящей установке, используют для сжигания топлива и нагрева текучих сред, таких как вода, подаваемых на горелку с поверхности. Забойная паропроизводящая установка имеет преимущество, состоящее в вырабатывании пара и других газов на забое скважины, а не на поверхности. Данное преимущество можно показать на примере, в котором пласт содержит слой вечной мерзлоты между поверхностью и нефтяным коллектором, или коллектор находится под дном холодного океана, и горячие газы, закачиваемые с поверхности, могут плавить вечную мерзлоту или газовые гидраты в нижних отложениях, обуславливая их расширение и расширение окружающего пласта, и потенциальное обрушение пробуренных скважин. Если расплавление вечной мерзлоты или поглощение тепла не рассматриваются, тогда несколько рассматриваемых текучих сред можно перемешивать в забойном перемешивающем устройстве, таком как статический смеситель.
Двуокись углерода может являться весьма предпочтительной добавкой к пару при нагнетании в нефтяной коллектор. Высокие концентрации двуокиси углерода могут ускорять начальную добычу нефти в работе гравитационного дренирования и могут помогать добывать нефть быстрее в гравитационном дренировании при закачке пара или операции вытеснения. Двуокись углерода можно также использовать для охлаждения горелки в забойной паропроизводящей установке. Наконец, в зависимости от условий нефтяного коллектора, двуокись углерода в жидком состоянии является высоко растворимой в нефти низкой температуры.
Кислород также является весьма предпочтительной добавкой в некоторых схемах работы с термическим улучшением извлечения нефти. Избыточный кислород может сжигать любую горячую остаточную нефть вблизи забойной паропроизводящей установки и может удалять всю окись углерода, которая является малорастворимой в нефти, образовывать двуокись углерода, являющуюся легко растворимой в более холодной нефти, и предотвращать образование кокса, который может закупоривать пласт. Кроме того, кислород может генерировать дополнительную энергию от сжигания нефти в коллекторе и пар из воды в коллекторе.
На фиг.3 показано сравнение извлечения начальных запасов нефти ("OOIP") между схемой 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара и схемой 35 работы вытеснения. Схема 35 работы вытеснения включает в себя разнос в 165 футов (50 м) между нагнетательной скважиной вытеснения и эксплуатационной скважиной. Первоначальный темп добычи нефти по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара выше, чем в схеме 35 работы вытеснения, поскольку нефть является горячей, имеет низкую вязкость и должна перемещаться на короткое расстояние между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной в сравнении со скважиной вытеснения и эксплуатационной скважиной в схеме 35 работы вытеснения. Добыча нефти по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара больше, чем по схеме работы вытеснения в течение первых 8-11 лет добычи. В данный период времени в каждой из схем работы можно добывать между около 30-40 процентов начальных запасов нефти. За пределами диапазона в 8-11 лет конечная добыча нефти по схеме 35 работы вытеснения выше, чем по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара, поскольку конечная добыча по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара ограничена скоростью дренирования нефти вниз по краям коллектора 19 пара и почти горизонтальным потоком жидкости вблизи эксплуатационной скважины 13 по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара, как показано на фиг.1. После около 15 лет, по схеме 35 работы вытеснения можно добыть 70-80 процентов начальных запасов нефти и по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара можно добыть около 50-60 процентов начальных запасов нефти. Для менее вязкой нефти по схеме 30 работы гравитационного дренирования при закачке пара можно первоначально добывать меньше нефти, чем по схеме 35 работы вытеснения, вследствие быстро установленного высокого соотношения пара и нефти ("SOR") c более тесно расставленными нагнетательными и эксплуатационными скважинами. В одном варианте осуществления пороговым для соотношения пара и нефти является постепенно растущее соотношение 5:1. Постепенно растущее соотношение пара и нефти можно рассчитать для конкретного периода времени, такого как месячный период времени. Таким образом, в зависимости от условий конкретного коллектора, может являться предпочтительным объединение двух типов работ с использованием забойных паропроизводящих установок, а также двуокиси углерода и кислорода.
Для начала должен быть описан один пример схемы объединенной работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки. Секция гравитационного дренирования при закачке пара имеет горизонтальную нагнетательную скважину и горизонтальную эксплуатационную скважину, расположенную под нагнетательной скважиной, и секция вытеснения имеет горизонтальную нагнетательную скважину, разнесенную в плане со скважиной гравитационного дренирования при закачке пара. Объединенная работа может начинаться с закачки пара в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара первой забойной паропроизводящей установкой. В альтернативном варианте осуществления объединенная работа может начинаться с закачки двуокиси углерода в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара первой забойной паропроизводящей установкой. В альтернативном варианте осуществления кислород может закачиваться в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара с паром и/или двуокисью углерода. Поскольку двуокись углерода можно быстро производить окислением нефти в коллекторе и экстракцией из других газов в коллекторе, ее можно использовать повторно и может понадобиться малое дополнительное количество двуокиси углерода. Также, повторно используемая двуокись углерода может отбирать значительные количества природного газа из коллектора, а также окиси углерода и водорода, вырабатываемых в реакциях в коллекторе. Данную газовую смесь повторного использования можно использовать как топливо для забойной паропроизводящей установки, и смесь может давать значительное количество энергии, потребной для всей работы. Добычу из эксплуатационной скважины по схеме гравитационного дренирования при закачке пара можно начинать после закачки в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара. После первого заданного отрезка времени вторую забойную паропроизводящую установку можно включить в работу на нагнетательной скважине вытеснения, посредством которой закачивается пар. В альтернативном варианте осуществления двуокись углерода закачивают в нагнетательную скважину вытеснения. В альтернативном варианте осуществления двуокись углерода закачивают в нагнетательную скважину вытеснения с паром. Закачиваемая двуокись углерода может перемещаться впереди фронта теплонасыщения, созданного паром, и уменьшать вязкость нефти в коллекторе до нагрева паром нефти. Таким образом, вязкость нефти уменьшается как нагревом, так и разбавлением. В альтернативном варианте осуществления кислород можно закачивать в нагнетательную скважину вытеснения с паром и/или двуокисью углерода. Когда пар и, если добавлены, двуокись углерода и/или кислород, из нагнетательной скважины вытеснения устанавливает гидравлическую связь с эксплуатационной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара, нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно избирательно закрывать. В одном варианте осуществления нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно закрывать, когда давление в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара достигает конкретного порога, такого как начальное давление закачки нагнетательной скважины гравитационного дренирования при закачке пара (дополнительно рассмотрено ниже), после установления текучей средой из нагнетательной скважины вытеснения гидравлической связи с эксплуатационной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара. После прекращения закачки в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара нагнетательная скважина вытеснения может продолжать работать, пока соотношения пара и нефти не достигнет конкретного порога, такого как постепенно растущее отношение 5:1. В зависимости от условий коллектора, двуокись углерода может находиться в жидком состоянии, в котором является высокорастворимой в нефти более низкой температуры. При работе таким способом с объединением гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки возможно увеличение добычи нефти и ускорение первоначального темпа добычи, более высокие, чем в других способах.
Должен быть описан альтернативный вариант осуществления работы с объединением гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки. Первую текучую среду можно закачивать в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара забойной паропроизводящей установкой. Нагнетательная скважина гравитационного дренирования при закачке пара может получить начальное давление закачки. В одном варианте осуществления начальное давление закачки составляет 1500 фунтов/дюйм2 (105 кг/см2). Добыча из эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара может начинаться после закачки в нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара. Эксплуатационная скважина гравитационного дренирования при закачке пара имеет предел по объему и давлению, при этом объем помогает поддерживать рабочее давление в эксплуатационной скважине гравитационного дренирования при закачке пара. В одном варианте осуществления эксплуатационная скважина гравитационного дренирования при закачке пара имеет рабочее давление на забое, составляющее 800 фунтов/дюйм2 (56 кг/см2). Вторую текучую среду можно закачивать в нагнетательную скважину вытеснения через забойную паропроизводящую установку. Нагнетательная скважина вытеснения может также получать начальное давление закачки. В одном варианте осуществления в нагнетательной скважине вытеснения начальное давление закачки составляет 1750 фунтов/дюйм2 (123 кг/см2). С продолжением добычи из эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара давление на забое в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара может уменьшаться, пока не достигнет предела рабочего давления в эксплуатационной скважине гравитационного дренирования при закачке пара. После установления гидравлической связи между нагнетательной скважиной вытеснения и эксплуатационной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара давление на забое в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара может быть увеличено начальным давлением закачки из нагнетательной скважины вытеснения, поскольку объем жидкостей, добываемых из скважины добычи гравитационного дренирования при закачке пара ограничен. Нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно избирательно закрывать, когда давление на забое в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара увеличивается вновь до ее первоначального давления закачки. В альтернативном варианте осуществления нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно избирательно закрывать, когда давление на забое в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара увеличивается, превышая ее начальное давление закачки. В конце концов, давление на забое в нагнетательной скважине вытеснения может с течением времени уменьшаться до предельного рабочего давления в эксплуатационной скважине гравитационного дренирования при закачке пара. Первая и вторая текучие среды могут содержать пар, двуокись углерода, кислород или их комбинации.
На фиг.4 показан один вариант осуществления схемы 40 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки. Схема 40 работы включает в себя первую схему 41 работы гравитационного дренирования при закачке пара с нагнетательной скважиной 42, расположенной над эксплуатационной скважиной 43, вторую схему 45 работы гравитационного дренирования при закачке пара с нагнетательной скважиной 46, расположенной над эксплуатационной скважиной 47, и нагнетательной скважиной 49 вытеснения, расположенной сбоку в плане между первой и второй схемами 41 и 45 работ гравитационного дренирования при закачке пара. Каждая из скважин включает в себя горизонтальный участок траектории. Забойные паропроизводящие установки 44 аналогично установлены в нижней точке вертикальных участков нагнетательных скважин 42, 46 и 49. Как показано, нефтенасыщенность по пласту по схеме 41 работы гравитационного дренирования при закачке пара до схемы 45 работы гравитационного дренирования при закачке пара, с нагнетательной скважиной 49 вытеснения, расположенной между ними, составляет менее около 15 процентов. Под эксплуатационными скважинами 43 и 47 нефтенасыщенность находится в диапазоне от около 23 процентов до около 60 процентов. Нефтенасыщенность по схеме 40 работы гораздо ниже и включает в себя площадь большей величины по сравнению с одной схемой 10 работы гравитационного дренирования при закачке пара, как показано на фиг.1.
В одном варианте осуществления способ увеличения извлечения углеводородов из подземного коллектора может включать в себя две схемы работы гравитационного дренирования при закачке пара и одну операцию вытеснения. Схемы работ гравитационного дренирования при закачке пара могут быть разнесены в плане, и каждая из схем работы включает в себя нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара и эксплуатационную скважину гравитационного дренирования при закачке пара. Текучую среду можно закачивать в первую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара. Добычу углеводородов можно начинать из первой эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара, расположенной под первой нагнетательной скважиной. Вторую текучую среду можно закачивать во вторую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара. Добычу углеводородов можно начинать из второй эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара, расположенной под второй нагнетательной скважиной. Пар можно закачивать в скважину вытеснения, отнесенную в плане от схемы работ гравитационного дренирования при закачке пара и расположенную между ними, продолжая добычу углеводородов из эксплуатационных скважин. Закачку в нагнетательные скважины гравитационного дренирования при закачке пара можно прекращать, когда пар из скважины вытеснения достигает каждой из эксплуатационных скважин, соответственно. Первая и вторая текучие среды могут содержать пар, двуокись углерода, кислород или их комбинации. Забойные паропроизводящие установки могут быть расположены в каждой нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара и в скважине вытеснения. В альтернативном варианте осуществления двуокись углерода и/или кислород можно закачивать в скважину вытеснения с паром. В альтернативном варианте осуществления двуокись углерода и/или пар можно вырабатывать на забое (посредством забойной паропроизводящей установки) в нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара и в скважине вытеснения.
В альтернативном варианте осуществления способ увеличения извлечения углеводородов из подземного коллектора может включать в себя закачку первой текучей среды в первую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара с помощью забойной паропроизводящей установки при первом начальном давлении закачки. Вторую текучую среду можно закачивать во вторую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара с помощью забойной паропроизводящей установки при втором начальном давлении закачки. Добычу из первой и второй эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара можно начинать при первом и втором рабочем давлении, соответственно. Давление на устье нагнетательных скважин гравитационного дренирования при закачке пара может снижаться до рабочего давления соответствующих эксплуатационных скважин гравитационного дренирования при закачке пара. Третью текучую среду можно закачивать в нагнетательную скважину вытеснения при третьем начальном давлении закачки. В одном варианте осуществления, после установления гидравлической связи между нагнетательной скважиной вытеснения и первой эксплуатационной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара, первую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно избирательно закрывать тогда, когда необходимости в нагнетании нет. В альтернативном варианте осуществления, после установления гидравлической связи между нагнетательной скважиной вытеснения и каждой из эксплуатационных скважин гравитационного дренирования при закачке пара, каждую из соответствующих нагнетательных скважин гравитационного дренирования при закачке пара можно избирательно закрывать. Первую или вторую нагнетательную скважину гравитационного дренирования при закачке пара можно закрывать, когда давление на устье скважины в первой или второй нагнетательной скважине гравитационного дренирования при закачке пара больше или равно ее начальному давлению закачки, соответственно. Первая, вторая и третья текучие среды могут содержать пар, двуокись углерода, кислород или их комбинации.
На фиг.5 показано сравнение следующего: (1) схемы 51 работы гравитационного дренирования при закачке пара, включающей в себя нагнетательную скважину, расположенную над эксплуатационной скважиной, (2) схемы 53 работы вытеснения, включающей в себя нагнетательную скважину, разнесенную в плане на 165 футов (50 м) с эксплуатационной скважиной, (3) схемы 55 работы гравитационного дренирования при закачке пара/горизонтального вытеснения, включающей в себя схему работы гравитационного дренирования при закачке пара с нагнетательной скважиной, расположенной над эксплуатационной скважиной, и нагнетательную скважину вытеснения, разнесенную в плане на 165 футов (50 м) со скважинами гравитационного дренирования при закачке пара, при этом нагнетательная скважина вытеснения содержит горизонтальный участок траектории, и (4) схемы 57 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вертикального вытеснения, включающей в себя схему работы гравитационного дренирования при закачке пара с нагнетательной скважиной, расположенной над эксплуатационной скважиной, и нагнетательной скважиной вытеснения, разнесенной в плане на 165 футов (50 м) со скважинами гравитационного дренирования при закачке пара, при этом нагнетательная скважина вытеснения содержит только вертикальный участок траектории. Подаваемый пар содержит 5,65 мольных процентов двуокиси углерода. На фигуре показано ускорение от начальной добычи как для схемы 55 работы гравитационного дренирования при закачке пара/горизонтального вытеснения, так и для схемы 57 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вертикального вытеснения, в диапазоне около 15-25 процентов добычи начальных запасов нефти после 3-6 лет. На фигуре также показано, что после около 10 лет добыча нефти для схемы 55 и 57 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснении в два раза превосходит добычу для схемы 51 работы только гравитационного дренирования при закачке пара, около 75-85 процентов добычи начальных запасов нефти, по сравнению с 35-45 процентами добычи начальных запасов нефти. На фигуре дополнительно показано, что при схеме 57 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вертикального вытеснения нефть добывают быстрее, чем при схеме 55 работы гравитационного дренирования при закачке пара/горизонтального вытеснения; результат получен, поскольку пар из вертикальной нагнетательной скважины может быстрее достигать эксплуатационной скважины гравитационного дренирования при закачке пара. В одном примере четыре вертикальных нагнетательных скважины вытеснения могут потребоваться для закачки количества пара, аналогичного одной горизонтальной нагнетательной скважины вытеснения, таким образом, добыча на одну вертикальную скважину может быть ниже.
На фиг.6 показано действие избыточной двуокиси углерода и избыточного кислорода, применяемых в схеме работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения, с забойной паропроизводящей установкой или без нее или с другим забойным перемешивающим устройством. Первой является схема 61 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения с разносом 330 футов (101 м) между гравитационным дренированием при закачке пара и вытеснением, включающая в себя использование пара только с вакуумной теплоизолированной насосно-компрессорной трубой для уменьшения конденсации пара. Второй является схема 63 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения с разносом 330 футов (101 м) между гравитационным дренированием при закачке пара и вытеснением, включающая в себя использование пара и 20 мольных процентов двуокиси углерода с вакуумной теплоизолированной насосно-компрессорной трубой для уменьшения конденсации пара. Третьей является схема 65 работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки с разносом 330 футов (101 м) между гравитационным дренированием при закачке пара и вытеснением, включающая в себя использование пара, 20 мольных процентов двуокиси углерода и 5 мольных процентов кислорода. Как показано, в третьей схеме 65 работы с использованием забойной паропроизводящей установки, кислорода и двуокиси углерода ускоряется добыча нефти. Избыточная двуокись углерода может служить в качестве хладагента для горелки забойной паропроизводящей установки. Вторая схема 63 работы показывает, что около 80 процентов начальных запасов нефти добывается, когда добавлена избыточная двуокись углерода с использованием вакуумной теплоизолированной насосно-компрессорной трубы за период в 15 лет. Около 38 процентов начальных запасов нефти добывается в первой схеме 61 работы с использованием пара только с вакуумной теплоизолированной насосно-компрессорной трубой за аналогичный период. В сравнении с фиг.5, третья схема 65 работы, т.e. гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения с разносом 330 футов (101 м) и использованием 20 мольных процентов избыточной двуокиси углерода и 5 мольных процентов кислорода, показывает, что нефть добывается также быстро, как в схеме 55 работы гравитационного дренирования при закачке пара/горизонтального вытеснения с разносом 165 футов (50 м) и использованием 5,65 мольных процентов двуокиси углерода. Таким образом, меньшее число пар закачки можно использовать при вводе избыточной двуокиси углерода и кислорода в забойную паропроизводящую установку.
На фиг.7 показано действие избыточной двуокиси углерода и кислорода при закачке из забойной паропроизводящей установки или другого забойного перемешивающего устройства в схеме работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения с разносом в 330 футов (101 м) между гравитационным дренированием при закачке пара и вытеснением. Первая схема 71 работы включает в себя 5,65 мольных процентов двуокиси углерода, т.e. избыточный кислород отсутствует. Вторая схема 73 работы включает в себя 5,65 мольных процентов двуокиси углерода, 5 мольных процентов кислорода в вытеснении и 3 мольных процента в гравитационном дренировании при закачке пара. Третья схема 75 работы включает в себя 15,65 мольных процентов двуокиси углерода и 5 мольных процентов кислорода. Четвертая схема 77 работы включает в себя 25,65 мольных процентов двуокиси углерода и 5 мольных процентов кислорода. Пятая схема 79 работы включает в себя 35,65 мольных процентов двуокиси углерода и 5 мольных процентов кислорода. Как показано, увеличение концентрации двуокиси углерода и избыточного кислорода указывает на ускоренную добычу нефти. Начальная добыча может быть задержана, поскольку забойная паропроизводящая установка включается в работу со стехиометрическим пламенем, не содержащим избыточного кислорода, но содержащим окись углерода, так что кислород не закачивают, пока нефть не нагреется до температуры, достаточно высокой для потребления кислорода. Когда вводят избыточную двуокись углерода, задержка уменьшается, и добыча нефти ускоряется. Пятая схема 79 работы может быть остановлена за несколько лет до второй и первой схем 73 и 71 работы, соответственно, вследствие быстрого достижения высокого порога соотношения пара и нефти вследствие добавления двуокиси углерода и кислорода избыточного уровня.
В примерах, приведенных выше, показано, что добыча при схеме работы с гравитационным дренированием при закачке пара/вытеснением может быть ускорена с избыточной двуокисью углерода и кислородом. В результате, разнос скважин гравитационного дренирования при закачке пара и скважин вытеснения можно увеличивать, таким образом, требуется бурение меньшего числа скважин. Избыточная двуокись углерода является предпочтительной, поскольку хорошо растворяется в ненагретой нефти. Растворимость двуокиси углерода в нефти может быть даже выше, если температура нефти меньше 80 градусов F (27°С) и давление в коллекторе поддерживается выше 800 фунтов/дюйм2 (56 кг/см2). При данных условиях работы двуокись углерода является плотной жидкостью, хорошо растворяющейся в нефти, и ведет себя как сверхкритическая двуокись углерода при более высоком давлении и температуре. Кроме того, избыточный кислород также является предпочтительным, поскольку помогает удалять окись углерода и вырабатывать двуокись углерода, создает дополнительный пар и предотвращает образование кокса.
На фиг.8 показано действие разноса между нагнетательной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара и эксплуатационной скважиной. Первый разнос 81 составляет 22 фута (7 м) между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Второй разнос 83 составляет 28 футов (9 м) между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Третий разнос 85 составляет 33 фута (10 м) между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Четвертый разнос 87 составляет 43 фута (13 м) между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Как показано, задержка добычи нефти максимально составляет 2 года в случае, когда нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина разнесены на 43 фута (13 м). Данная задержка уменьшается с уменьшением разноса скважин, дающих добычу в пределах года с начала эксплуатации. Согласно данному примеру, оптимальный разнос между скважинами составляет 28 футов (9 м).
На фиг.9 показано влияние вязкости нефти при использовании схемы работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки с разносом 330 футов (101 м) между гравитационным дренированием при закачке пара и вытеснением и разносом 28 футов (9 м) между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной гравитационного дренирования при закачке пара. Первую работу 91 проводят с нефтью, имеющей вязкость 126000 сП. Вторую работу 93 проводят с нефтью, имеющей вязкость 238000 сП. Третью работу 95 проводят с нефтью, имеющей вязкость 497000 сП. Четвертую работу 97 проводят с нефтью, имеющей вязкость 893000 сП. Как показано, имеется незначительная разница в добыче между нефтью с вязкостью 126000 сП и 497000 сП. Нижняя вязкость нефти дает быстрое увеличение добычи нефти после около третьего года эксплуатации, с менее чем около 10 процентов добычи начальных запасов нефти в первые два-четыре года до более около 40 процентов добычи начальных запасов нефти после пятого года. Если нефть имеет вязкость 893000 сП, тогда разнос между всеми скважинами возможно необходимо сократить. И, наоборот, при более низкой вязкости нефти возможен больший разнос между всеми скважинами.
На фиг.10 показан график плотности относительно температуры двуокиси углерода. Двуокись углерода может представлять собой плотную жидкость при более низких давлениях коллектора, таких как ниже 1000 фунтов/дюйм2 (70 кг/см2), и температурах ниже 88 градусов F (31°С). Как показано, двуокись углерода может находиться в жидком состоянии 100 в температурном диапазоне ниже 88 градусов F (31°С) и с плотностью в диапазоне около 1,2-0,7 г/см3. Критической точкой 110 для двуокиси углерода, т.e. температурой и давлением, при которых двуокись углерода переходит в газообразное состояние, является около 88 градусов F (31°С) и около 1100 фунтов/дюйм2 (77 кг/см2). В газообразном состоянии 115 двуокись углерода может находиться при около 88 градусах F (31°С) с плотностью ниже 0,2 г/см3. При низкой вязкости нефти двуокись углерода может являться смешивающейся с нефтью, хотя данное не является закритическим. При высокой вязкости нефти, двуокись углерода может являться лучше растворимой в нефти, чем какой-либо другой газ, который может улучшать показатели схемы работы гравитационного дренирования при закачке пара/вытеснения/забойной паропроизводящей установки. Жидкое состояние двуокиси углерода может быть весьма предпочтительным в более холодных коллекторах, таких как находящиеся под слоями вечной мерзлоты, с температурами между около 45-80 градусов F (7-27°С), как указано затененной полосой 120 на фиг.10.
Хотя описанное выше относится к вариантам осуществления изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения можно вырабатывать без отхода от базового объема и сущности изобретения, и объем изобретения определен следующей формулой изобретения.
1. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий:
установку первого устройства в первую горизонтальную скважину;
нагнетание первой текучей среды в первую горизонтальную скважину через первое устройство;
добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной;
нагнетание второй текучей среды в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине с продолжением добычи углеводородов из второй скважины;
установление гидравлической связи между первой, второй и третьей скважинами;
увеличение давления в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину; и
закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для поддержания работы вытеснения для добычи углеводородов из второй скважины.
2. Способ по п. 1, в котором первое устройство является забойной паропроизводящей установкой.
3. Способ по п. 1, в котором первая текучая среда содержит пар.
4. Способ по п. 3, в котором первая текучая среда дополнительно содержит одно или оба, двуокись углерода и кислород.
5. Способ по п. 1, в котором вторая текучая среда содержит пар.
6. Способ по п. 5, в котором вторая текучая среда дополнительно содержит одно или оба, двуокись углерода и кислород.
7. Способ по п. 1, в котором вторая текучая среда закачивается в третью скважину вторым устройством.
8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий вырабатывание двуокиси углерода в третьей скважине вторым устройством.
9. Способ по п. 8, в котором второе устройство является забойной паропроизводящей установкой.
10. Способ по п. 1, дополнительно содержащий селективное прекращение закачки в первую скважину, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине достигает начального давления закачки в первую скважину для поддержания работы вытеснения.
11. Способ по п. 1, дополнительно содержащий селективное прекращение закачки в первую скважину, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине становится выше начального давления закачки в первую скважину для поддержания работы вытеснения.
12. Способ по п. 1, дополнительно содержащий увеличение давления в первой скважине, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной.
13. Способ по п. 1, в котором коллектор расположен под зоной, содержащей слой вечной мерзлоты.
14. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий:
нагнетание пара в первую горизонтальную скважину;
добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной;
нагнетание пара, двуокиси углерода и кислорода в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, с продолжением добычи углеводородов из второй скважины;
установление гидравлической связи между первой, второй и третьей скважинами;
увеличение давления в первой скважине с использованием по меньшей мере одного из следующего: пара, двуокиси углерода и кислорода, нагнетаемого в третью скважину; и
закрытие первой скважины, когда давление в скважине увеличивается по меньшей мере одним из следующего: паром, двуокисью углерода и кислородом до давления, достаточного для поддержания работы вытеснения для добычи углеводородов из второй скважины.
15. Способ по п. 14, дополнительно содержащий селективное прекращение закачки в первую скважину, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине достигает начального давления закачки в первую скважину для поддержания работы вытеснения.
16. Способ по п. 14, дополнительно содержащий селективное прекращение закачки в первую скважину, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине становится выше начального давления закачки в первую скважину для поддержания работы вытеснения.
17. Способ по п. 14, в котором пар нагнетается в первую скважину забойной паропроизводящей установкой.
18. Способ по п. 14, в котором пар, двуокись углерода и кислород нагнетаются в третью скважину забойной паропроизводящей установкой.
19. Способ по п. 14, дополнительно содержащий нагнетание по меньшей мере одного из следующего: двуокиси углерода и кислорода при нагнетании пара в первую скважину.
20. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из следующего: двуокись углерода и пар вырабатывается в забойной зоне третьей скважины с помощью сжигания нефти в кислороде.
21. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий:
установку первого устройства в первую горизонтальную скважину;
нагнетание первой текучей среды под начальным давлением в первую горизонтальную скважину через первое устройство;
добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной;
установку второго устройства в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй;
нагнетание второй текучей среды в третью скважину через второе устройство для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине с продолжением добычи углеводородов из второй скважины;
установление гидравлической связи между первой, второй и третьей скважинами;
увеличение давления в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину; и
закрытие первой скважины, когда давление в первой скважине увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для поддержания работы вытеснения для добычи углеводородов из второй скважины.
22. Способ по п. 21, в котором одно или оба, первое устройство и второе устройство, являются забойными паропроизводящими установками.
23. Способ по п. 22, в котором первая текучая среда и вторая текучая среда содержат пар.
24. Способ по п. 23, в котором первая текучая среда дополнительно содержит одно или оба, двуокись углерода и кислород.
25. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора, содержащий:
установку забойной паропроизводящей установки в первую горизонтальную скважину;
нагнетание пара и одного или обоих, двуокиси углерода и кислорода, в первую скважину с помощью парогенератора;
добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной;
нагнетание текучей среды в третью скважину, смещенную вбок
от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине с продолжением добычи углеводородов из второй скважины;
установление гидравлической связи между первой, второй и третьей скважинами;
увеличение давления в первой скважине с использованием текучей среды, нагнетаемой в третью скважину; и
закрытие первой скважины, когда давление в скважине увеличивается текучей средой, нагнетаемой в третью скважину, до давления, достаточного для поддержания работы вытеснения для добычи углеводородов из второй скважины.
26. Способ по п. 25, в котором текучая среда содержит пар.
27. Способ по п. 26, в котором текучая среда дополнительно содержит одно или оба, двуокись углерода и кислород.
28. Способ по п. 25, в котором текучая среда нагнетается в третью скважину с помощью забойной паропроизводящей установки.
29. Способ по п. 25, дополнительно содержащий вырабатывание двуокиси углерода в третьей скважине с помощью забойной паропроизводящей установки.
