RU2303128C2 - Method for in-situ thermal processing of hydrocarbon containing formation via backproducing through heated well - Google Patents
Method for in-situ thermal processing of hydrocarbon containing formation via backproducing through heated well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2303128C2 RU2303128C2 RU2004115635/03A RU2004115635A RU2303128C2 RU 2303128 C2 RU2303128 C2 RU 2303128C2 RU 2004115635/03 A RU2004115635/03 A RU 2004115635/03A RU 2004115635 A RU2004115635 A RU 2004115635A RU 2303128 C2 RU2303128 C2 RU 2303128C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- heat
- hydrocarbons
- temperature
- heated
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 251
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 132
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 132
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 73
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims description 21
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 68
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 35
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 35
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 231
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 56
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 47
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 27
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 21
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 6
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 5
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 etc.) Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 230000008642 heat stress Effects 0.000 description 1
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000012184 mineral wax Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Hard Magnetic Materials (AREA)
- Manufacturing Cores, Coils, And Magnets (AREA)
- Treatment Of Steel In Its Molten State (AREA)
- Heat Treatment Of Steel (AREA)
- Manufacture Of Metal Powder And Suspensions Thereof (AREA)
- Coke Industry (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение, главным образом, относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных углеводородсодержащих пластов. Некоторые варианты воплощения изобретения относятся к обратной продукции через обогреваемую скважину. Части обогреваемой скважины могут иметь различные температуры.The present invention mainly relates to methods and systems for producing hydrocarbons, hydrogen and / or other products from various hydrocarbon containing formations. Some embodiments of the invention relate to reverse production through a heated well. Parts of a heated well may have different temperatures.
Уровень техникиState of the art
Углеводороды, добываемые из подземных (например, осадочных) пластов часто используются в качестве источников энергии, сырья и потребительских продуктов. Соображения, связанные с истощением доступных источников углеводородов и снижением качества полученных углеводородов, привели к разработке способов более эффективной регенерации, обработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Внутрипластовые процессы могут использоваться для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов. Для более легкого извлечения углеводородного материала из подземного пласта может потребоваться изменение химических и/или физических свойств углеводородного материала внутри подземного пласта. Такие химические и физические изменения могут включать реакции по месту залегания, в результате которых образуются способные к извлечению текучие среды, происходят изменения состава, растворимости, плотности, фазового состава и/или вязкости углеводородного материала внутри пласта. Текучая среда без конкретных ограничений может представлять собой газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, реологические свойства которого подобны свойствам потока жидкости.Hydrocarbons mined from underground (e.g., sedimentary) formations are often used as sources of energy, raw materials and consumer products. Considerations associated with the depletion of available sources of hydrocarbons and a decrease in the quality of the resulting hydrocarbons have led to the development of methods for more efficient regeneration, processing and / or use of available hydrocarbon resources. In-situ processes can be used to extract hydrocarbon materials from underground formations. For easier extraction of the hydrocarbon material from the subterranean formation, a change in the chemical and / or physical properties of the hydrocarbon material within the subterranean formation may be required. Such chemical and physical changes may include site-based reactions that produce recoverable fluids, changes in composition, solubility, density, phase composition and / or viscosity of the hydrocarbon material within the formation. The fluid, without specific restrictions, may be a gas, liquid, emulsion, suspension and / or solid particle stream, the rheological properties of which are similar to those of a liquid stream.
Как отмечено выше, были предприняты значительные усилия в области разработки способов и систем для экономически выгодной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов. Для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов может потребоваться использование большого числа эксплуатационных скважин. Существуют ситуации, когда необходимо уменьшить количество эксплуатационных скважин, используемых в углеводородсодержащем пласте. Так, например, использование буровых скважин с тепловыми источниками может обеспечить раннюю добычу текучих пластовых сред.As noted above, significant efforts have been made in the development of methods and systems for cost-effective production of hydrocarbons, hydrogen and / or other products from hydrocarbon-containing formations. The production of hydrocarbons, hydrogen and / or other products from hydrocarbon-containing formations may require the use of a large number of production wells. There are situations when it is necessary to reduce the number of production wells used in a hydrocarbon-containing formation. So, for example, the use of boreholes with heat sources can provide early production of fluid reservoirs.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В соответствии с одним из воплощений изобретения углеводороды внутри углеводородсодержащего пласта (например, пласта, содержащего уголь, нефтяные сланцы, тяжелые углеводороды или их комбинации) могут быть превращены внутри пласта в смесь углеводородных продуктов относительно высокого качества, водорода и/или других продуктов. Один или более нагревателей могут использоваться для нагрева части углеводородсодержащего пласта до температуры, обеспечивающей пиролиз углеводородов. Углеводороды, водород и другие текучие пластовые среды могут извлекаться из пласта через одну или более эксплуатационных скважин. Согласно некоторым воплощениям текучие пластовые среды могут извлекаться в виде паровых фаз. В других воплощениях текучие пластовые среды могут извлекаться в жидких или парообразных фазах, а также в их комбинациях. В ходе пиролиза можно регулировать температуру и давление, по меньшей мере, в части пласта с получением продуктов улучшенного качества.According to one embodiment of the invention, hydrocarbons within a hydrocarbon containing formation (for example, a coal containing formation, oil shales, heavy hydrocarbons, or combinations thereof) can be converted within the formation into a mixture of relatively high quality hydrocarbon products, hydrogen and / or other products. One or more heaters can be used to heat a portion of a hydrocarbon containing formation to a temperature that provides pyrolysis of hydrocarbons. Hydrocarbons, hydrogen, and other formation fluids may be recovered from the formation through one or more production wells. In some embodiments, formation fluids may be recovered as vapor phases. In other embodiments, formation fluids may be recovered in liquid or vapor phases, as well as combinations thereof. During pyrolysis, temperature and pressure can be controlled in at least part of the formation to produce improved products.
В соответствии с одним из воплощений способ обработки углеводородсодержащего пласта по месту залегания может предусматривать обеспечение теплом, по меньшей мере, части пласта с помощью одного или более нагревателей. Такой способ может обеспечивать передачу тепла от одного или более нагревателей в часть пласта. Тепло, переданное в часть пласта, может обеспечивать пиролиз, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри части пласта. Такой способ может предусматривать селективное ограничение температуры вблизи выбранной части обогреваемой буровой скважины. Селективное ограничение температуры может замедлить образование кокса на выбранном участке или вблизи него. Такой способ также включает добычу, по меньшей мере, некоторых углеводородов через выбранную часть обогреваемого ствола скважины. В некоторых воплощениях рассматриваемый способ может включать добычу смеси из части пласта через эксплуатационную скважину.In accordance with one of the embodiments of the method of processing a hydrocarbon-containing formation at the place of occurrence may include providing heat to at least part of the formation using one or more heaters. Such a method may provide heat transfer from one or more heaters to a portion of the formation. Heat transferred to a portion of the formation may provide pyrolysis of at least some hydrocarbons within the portion of the formation. Such a method may include selective temperature limitation in the vicinity of a selected portion of a heated borehole. Selective temperature limits can slow the formation of coke in or near a selected site. Such a method also includes producing at least some hydrocarbons through a selected portion of the heated wellbore. In some embodiments, the subject process may include extracting a mixture from a portion of the formation through a production well.
Согласно еще одному варианту воплощения избирательное ограничение температуры предусматривает подачу меньшего количества тепла в выбранную часть обогреваемого ствола скважины, чем в другие части скважины в выбранной области. В соответствии с другими воплощениями избирательное ограничение температуры может предусматривать поддержание температуры вблизи выбранной части скважины ниже температуры пиролиза.According to another embodiment, the selective temperature limitation involves supplying less heat to a selected part of the heated wellbore than to other parts of the well in a selected area. In accordance with other embodiments, selective temperature limitation may include maintaining the temperature near a selected portion of the well below the pyrolysis temperature.
В некоторых вариантах воплощений обогреваемый ствол скважины может располагаться практически горизонтально внутри выбранного разреза. Каждый из нагревателей способен обеспечивать отдачу тепла менее 1650 Вт/м. Соотношение между энергоемкостью добытой смеси и вводом энергии в пласт должно составлять, по меньшей мере, около 5. Тепло, вырабатываемое, по меньшей мере, одним нагревателем, может переноситься, по меньшей мере, в часть пласта, в основном, за счет теплопроводности. Каждый из одного или более нагревателей может включать, по меньшей мере, два нагревательных устройства, и тепло, вырабатываемое, по меньшей мере, двумя такими нагревателями, обеспечивает пиролиз, по меньшей мере, некоторых углеводородов внутри части пласта. Рассматриваемый способ может предусматривать подвод, по меньшей мере, части тепла в обогреваемый ствол скважины на участке покрывающих пород с целью поддержания добытых углеводородов в парообразном состоянии.In some embodiments, the heated wellbore may be located substantially horizontally within the selected section. Each of the heaters is capable of providing a heat transfer of less than 1650 W / m. The ratio between the energy intensity of the extracted mixture and the input of energy into the formation should be at least about 5. The heat generated by at least one heater can be transferred to at least part of the formation, mainly due to thermal conductivity. Each of one or more heaters may include at least two heating devices, and the heat generated by at least two such heaters provides pyrolysis of at least some hydrocarbons within a portion of the formation. The method under consideration may include supplying at least a portion of the heat to the heated wellbore in the area of the overburden to maintain the produced hydrocarbons in a vapor state.
В соответствии с другими вариантами воплощений давление в части пласта может поддерживаться на уровне ниже 150 абсолютных бар. Согласно некоторым воплощениям давление может регулироваться в интервале 2,0-70,0 абсолютных бар. Добыча углеводородов может осуществляться при парциальном давлении водорода в пласте, составляющем, по меньшей мере, около 0,5 абсолютных бар.In accordance with other embodiments, the pressure in the formation may be maintained below 150 absolute bar. According to some embodiments, the pressure can be adjusted in the range of 2.0-70.0 absolute bar. Hydrocarbon production can be carried out at a partial pressure of hydrogen in the formation of at least about 0.5 absolute bar.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Преимущества настоящего изобретения станут более понятными для специалиста в данной области из следующего подробного описания предпочтительных вариантов воплощений и сопровождающих чертежей, на которых:The advantages of the present invention will become more apparent to a person skilled in the art from the following detailed description of preferred embodiments and accompanying drawings, in which:
фиг.1 иллюстрирует стадии нагревания углеводородсодержащего пласта;figure 1 illustrates the stage of heating a hydrocarbon containing formation;
фиг.2 изображает схему конструкции части конверсионной системы по месту залегания, предназначенной для обработки углеводородсодержащего пласта;figure 2 depicts a design diagram of a part of the conversion system at the location intended for the treatment of a hydrocarbon containing formation;
фиг.3 - конструкция обогреваемого ствола скважины, находящаяся в углеводородсодержащем пласте;figure 3 - design of a heated wellbore located in a hydrocarbon containing formation;
фиг.4 - конструкция обогреваемого ствола скважины с избирательным нагревом.4 is a design of a heated wellbore with selective heating.
Хотя настоящее изобретение предусматривает различные модификации и альтернативные решения, специальные воплощения изобретения представлены на чертежах в качестве примера и могут быть рассмотрены подробно. Чертежи не могут масштабироваться. Однако следует иметь в виду, что чертежи и их подробное описание не должны рассматриваться как ограничение изобретения конкретной формой, напротив, настоящее изобретение охватывает все модификации, эквивалентные и альтернативные решения, не нарушающие сущность и область настоящего изобретения, которые определены в прилагаемой формуле изобретения.Although the present invention provides various modifications and alternative solutions, specific embodiments of the invention are presented in the drawings as an example and can be considered in detail. Drawings cannot be scaled. However, it should be borne in mind that the drawings and their detailed description should not be construed as limiting the invention to a specific form, on the contrary, the present invention covers all modifications, equivalent and alternative solutions that do not violate the essence and scope of the present invention, which are defined in the attached claims.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Следующее описание, главным образом, относится к системам и способам для обработки углеводородсодержащего пласта (например, пласта, содержащего уголь, (включая лигнит, сапропелевый уголь и т.п.), нефтяной сланец, угольный сланец, шунгиты, кероген, битум, нефть, кероген и нефть в низкопроницаемой породе, тяжелые углеводороды, асфальтиты, природные минеральные воски, пластов, в которых кероген блокирует добычу других углеводородов и т.п.). Такие пласты могут быть подвергнуты обработке с образованием относительно высококачественных углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.The following description mainly relates to systems and methods for treating a hydrocarbon containing formation (e.g., a coal containing formation (including lignite, sapropel coal, etc.), oil shale, coal shale, shungite, kerogen, bitumen, oil, kerogen and oil in low-permeability rock, heavy hydrocarbons, asphaltites, natural mineral waxes, formations in which kerogen blocks the production of other hydrocarbons, etc.). Such formations can be processed to form relatively high quality hydrocarbon products, hydrogen and other products.
Термин "углеводороды" обычно обозначает молекулы, состоящие из атомов углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, к которым без конкретных ограничений относятся галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера.The term "hydrocarbons" usually refers to molecules consisting of carbon atoms and hydrogen. Hydrocarbons may also contain other elements, which include halogens, metal elements, nitrogen, oxygen and / or sulfur without specific restrictions.
Термин "пласт" охватывает один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающие породы и/или подстилающие породы. Термины "покрывающие породы" и/или "подстилающие породы" охватывает один или более непроницаемых материалов различных типов. Так, например, покрывающая порода и/или подстилающая порода могут представлять собой горную породу, сланец, аргиллит, влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). В некоторых воплощениях процесса конверсии по месту залегания покрывающая порода и/или подстилающая порода могут представлять собой углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, являющиеся относительно непроницаемыми, и на которые не оказывают температурного воздействия в ходе конверсионной обработки, приводящей к значительным изменением характеристик углеводородсодержащих слоев покрывающей и/или подстилающей породы. Так, например, нижняя порода может содержать сланец или аргиллит. В некоторых случаях покрывающая и/или подстилающая порода могут быть в некоторой степени проницаемыми.The term “formation” encompasses one or more hydrocarbon-containing layers, one or more non-hydrocarbon layers, covering rocks and / or underlying rocks. The terms “overburden” and / or “underburden” encompass one or more impermeable materials of various types. Thus, for example, the overburden and / or bedrock may be rock, shale, mudstone, wet / dense carbonate (i.e., impermeable carbonate without hydrocarbons). In some embodiments of the in situ conversion process, the overburden and / or bedrock may be a hydrocarbon-containing layer or hydrocarbon-containing layers that are relatively impermeable and that are not affected by temperature during the conversion treatment, resulting in a significant change in the characteristics of the hydrocarbon-containing coating layers and / or bedrock. So, for example, the lower rock may contain shale or mudstone. In some cases, the overburden and / or bedrock may be somewhat permeable.
Термин "тепловой источник" относится к любой системе, снабжающей теплом, по меньшей мере, часть пласта, в основном, за счет проводящей и/или излучательной теплопередачи. Так, например, тепловой источник может включать такие электронагреватели, как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник внутри трубопровода. Тепловой источник также может представлять собой источники тепла, генерирующие тепло в результате сгорания топлива за пределами или внутри пласта, например, поверхностные горелки, глубинные газовые горелки, беспламенные распределительные камеры сгорания и природные распределительные камеры сгорания. Кроме этого, предусматривается, что в некоторых технических решениях тепло, обеспечиваемое или генерируемое в одном или более тепловом источнике, может подаваться от других источников энергии. Такие другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может сообщаться передающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает пласт. Следует иметь в виду, что один или более тепловых источников, подводящих тепло в пласт, могут использовать различные виды энергии. Так, например, некоторые источники могут подводить в пласт тепло, вырабатываемое электронагревателями, другие тепловые источники могут подводить тепло, образующееся в результате сгорания топлива, а некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло от одного или более других энергетических источников (например, тепло химических реакций, солнечное тепло, энергию ветра, биомассу или другие источники возобновляемой энергии). Химическая реакция может представлять собой экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Тепловой источник может включать нагреватель, подводящий тепло в зону, находящуюся вблизи и/или вокруг места нагрева, например, обогреваемой скважины.The term "heat source" refers to any system that supplies heat to at least a portion of the formation, mainly due to conductive and / or radiative heat transfer. So, for example, the heat source may include electric heaters such as an insulated conductor, an elongated element and / or a conductor inside the pipeline. The heat source can also be heat sources that generate heat from fuel combustion outside or inside the formation, for example, surface burners, deep gas burners, flameless combustion distribution chambers, and natural combustion distribution chambers. In addition, it is envisaged that in some technical solutions, heat provided or generated in one or more heat sources can be supplied from other energy sources. Such other sources of energy can directly heat the formation or energy can be communicated to a transmission medium that directly or indirectly heats the formation. It should be borne in mind that one or more heat sources supplying heat to the formation can use various types of energy. So, for example, some sources can supply heat generated by electric heaters into the reservoir, other heat sources can supply heat generated as a result of fuel combustion, and some heat sources can provide heat from one or more other energy sources (for example, chemical reaction heat, solar heat, wind energy, biomass or other sources of renewable energy). A chemical reaction may be an exothermic reaction (e.g., an oxidation reaction). The heat source may include a heater supplying heat to an area located close to and / or around a place of heating, for example, a heated well.
"Нагреватель" представляет собой любую систему, предназначенную для генерации тепла в скважине или вблизи ствола скважины. Без конкретных ограничений нагреватели могут представлять собой электронагреватели, горелки, камеры сгорания, в которых происходит взаимодействие с материалом пласта или материалом, добытым из пласта (например, естественно распределенные камеры сгорания), и/или их комбинации. Термин "блок тепловых источников" относится к ряду тепловых источников, образующих повторяющийся шаблон, создающий группу тепловых источников внутри пласта.A “heater” is any system designed to generate heat in a well or near a wellbore. Without specific restrictions, the heaters can be electric heaters, burners, combustion chambers in which they interact with the formation material or material extracted from the formation (for example, naturally distributed combustion chambers), and / or combinations thereof. The term "block of heat sources" refers to a number of heat sources that form a repeating pattern that creates a group of heat sources within the formation.
Углеводороды в пласте могут быть подвергнуты различным обработкам с целью получения большого числа различных продуктов. В некоторых воплощениях такие пласты могут обрабатываться по стадиям. Фиг.1 иллюстрирует несколько стадий нагревания углеводородсодержащего пласта. На фиг.1 также представлена зависимость выхода (в баррелях нефтяного эквивалента на тонну) (ось у) текучих пластовых сред из углеводородсодержащего пласта от температуры (°С) (ось х) пласта.Hydrocarbons in the formation can be subjected to various treatments in order to obtain a large number of different products. In some embodiments, such formations may be processed in stages. Figure 1 illustrates several stages of heating a hydrocarbon containing formation. Figure 1 also shows the dependence of the yield (in barrels of oil equivalent per tonne) (y axis) of the fluid reservoir fluids from a hydrocarbon containing formation versus temperature (° C) (x axis) of the formation.
На стадии 1 нагревания осуществляется десорбция метана и испарение воды. Нагревание пласта в ходе стадии 1 может осуществляться очень быстро. Так, например, при начальном нагреве углеводородсодержащего пласта углеводороды в пласте могут десорбировать абсорбированный метан. Десорбированный метан может выводиться из пласта. При дальнейшем нагревании углеводородсодержащего пласта может происходить испарение содержащейся в нем воды. В некоторых углеводородсодержащих пластах вода может занимать приблизительно 10-50% объема пор пласта. В других пластах вода может занимать большую или меньшую часть объема пор. Испарение воды в пласте обычно происходит в температурном интервале приблизительно 160-285°С при давлении приблизительно 6-70 абсолютных бар. В некоторых вариантах воплощений изобретения пластовое давление в ходе процесса переработки по месту залегания может поддерживаться в интервале приблизительно 2-70 абсолютных бар. В других вариантах воплощений испарение воды может приводить к изменению смачиваемой способности пласта и/или повышать давление внутри пласта. Изменение смачивающей способности и/или повышение давления могут оказывать влияние на реакцию пиролиза и другие реакции, происходящие в пласте. В некоторых вариантах воплощений испаренная вода может извлекаться из пласта. В других вариантах воплощений испаренная вода может использоваться для паровой экстракции и/или дистилляции внутри пласта или за его пределами. Удаление воды и увеличение объема пор пласта может повышать свободное пространство для углеводородов внутри объема пор.At the
После стадии нагревания 1 нагревание пласта может продолжаться, в результате чего температура внутри пласта достигает (по меньшей мере) начальной температуры пиролиза (например, нижнего значения температурного интервала, показанного как стадия 2). На стадии 2 пластовые углеводороды могут подвергаться пиролизу. Температура пиролиза может изменяться в зависимости от типа пластовых углеводородов. Температурный интервал пиролиза может составлять приблизительно 250-900°С. Интервал температур пиролиза для добычи желаемых продуктов может составлять лишь часть общего температурного интервала пиролиза. В некоторых воплощениях интервал температур пиролиза для получения желаемых продуктов может включать температуры в интервале приблизительно 250-400°С. Если температура пластовых углеводородов медленно повышается в интервале приблизительно от 250 до 400°С, то добыча продуктов пиролиза может быть практически полной при достижении температуры 400°С. При нагревании углеводородсодержащего пласта с помощью большого числа тепловых источников могут устанавливаться такие тепловые градиенты вокруг тепловых источников, которые обеспечивают медленное повышение температуры пластовых углеводородов в интервале температур пиролиза.After the
В некоторых вариантах воплощений переработки внутри пласта медленное повышение температуры подлежащих пиролизу углеводородов в интервале приблизительно 250-400°С может не проводиться. Пластовые углеводороды могут нагреваться до желаемой температуры (например, до 325°С). Желательная температура может иметь и другие значения. Подвод энергии в пласт от тепловых источников может регулироваться таким образом, чтобы поддерживать желаемую температуру пласта. Желаемая температура углеводородов может поддерживаться до такого уменьшения степени пиролиза, когда добыча из пласта желаемых пластовых сред становится экономически невыгодной.In some embodiments of processing within the formation, a slow rise in temperature of the hydrocarbons to be pyrolyzed in the range of about 250-400 ° C. may not be carried out. Reservoir hydrocarbons can be heated to the desired temperature (for example, up to 325 ° C). The desired temperature may have other meanings. The supply of energy to the formation from heat sources can be controlled in such a way as to maintain the desired temperature of the formation. The desired temperature of hydrocarbons can be maintained until such a decrease in the degree of pyrolysis when production from the formation of the desired formation media becomes economically disadvantageous.
В процессе переработки по месту залегания скорость нагревания может регулироваться таким образом, чтобы минимизировать расходы, связанные с обогревом выбранного участка пласта. Такие расходы могут включать стоимость подводимой энергии и капитальные затраты. В некоторых вариантах воплощений расходы, связанные с нагревом выбранного участка, могут минимизироваться в результате снижения скорости нагревания в случае относительно высокой стоимости нагрева и увеличения скорости нагревания при относительно низкой стоимости нагрева. Так, например, может использоваться скорость нагревания около 330 Вт/м, если эта стоимость высока, тогда как при относительно низкой стоимости скорость нагревания может составлять около 1640 Вт/м. В некоторых вариантах воплощений скорости нагревания могут изменяться в интервале примерно 300-800 Вт/м при относительно высокой стоимости и в интервале 1000-1800 Вт/м при относительно низких расходах, связанных с нагреванием. Стоимость нагревания может быть относительно высокой при использовании энергии в критическое время, например, в дневное время. Так, например, потребление энергии может быть высоким в условиях теплого климата в летнее дневное время, что связано с расходом энергии на кондиционирование. Мало энергии может использоваться, например, ночью или во время выходных, когда наблюдается тенденция к снижению энергопотребления. Согласно одному из вариантов воплощений скорость нагревания может изменяться от высоких значений во время низкого энергопотребления, например, в течение ночи, до низких значений во время высокого потребления энергии, например, в дневное время.In the process of processing at the place of occurrence, the heating rate can be controlled in such a way as to minimize the costs associated with heating the selected section of the formation. Such costs may include the cost of energy supplied and capital costs. In some embodiments, the costs associated with heating a selected portion can be minimized by reducing the heating rate in the case of a relatively high heating cost and increasing the heating rate with a relatively low heating cost. So, for example, a heating rate of about 330 W / m can be used if this cost is high, while at a relatively low cost, the heating rate can be about 1640 W / m. In some embodiments, the heating rates may vary in the range of about 300-800 W / m at a relatively high cost and in the range of 1000-1800 W / m at a relatively low cost associated with heating. The cost of heating can be relatively high when using energy at a critical time, for example, in the daytime. For example, energy consumption can be high in warm climates in the summer daytime, which is associated with energy consumption for air conditioning. Little energy can be used, for example, at night or during weekends, when there is a tendency to lower energy consumption. According to one embodiment, the heating rate may vary from high values during low energy consumption, for example, during the night, to low values during high energy consumption, for example, in the daytime.
Как показано на фиг.2, на участке углеводородсодержащего пласта помимо тепловых источников 100 обычно расположена одна или более эксплуатационных скважин 102. Текучие пластовые среды могут добываться через эксплуатационные скважины 102. В некоторых вариантах воплощений эксплуатационные скважины могут включать тепловые источники. С помощью таких тепловых источников может осуществляться нагрев участков пласта на месте расположения эксплуатационной скважины или вблизи нее и обеспечиваться удаление флюидов в парообразной фазе из текучих пластовых сред. В этом случае может уменьшаться или исключаться потребность в высокотемпературном откачивании жидкостей из эксплуатационной скважины. Исключение или ограничение высокотемпературного откачивания жидкостей может существенно уменьшить производственные расходы. В результате применения нагрева на месте расположения эксплуатационной скважины или внутри нее может обеспечиваться: (1) замедление конденсации и/или дефлегмации добытой жидкой среды при ее движении по эксплуатационной скважине вблизи покрывающей породы, (2) повышенный подвод тепла в пласт и/или (3) увеличение проницаемости пласта вблизи эксплуатационной скважины. Согласно некоторым вариантам воплощений переработки по месту залегания количество тепла, подводимого в эксплуатационные скважины, значительно меньше количества тепла, сообщаемого тепловым источникам для нагрева пласта.As shown in FIG. 2, in addition to the
Поскольку нагретый пласт обладает повышенной проницаемостью и/или пористостью, образующиеся пары могут проходить через пласт на значительных расстояниях при относительно низком перепаде давления. Увеличение проницаемости может быть результатом уменьшения массы нагреваемого участка за счет испарения воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Облегчается течение текучих сред через нагретый участок. В некоторых вариантах воплощений эксплуатационные скважины могут быть расположены в верхних участках углеводородных слоев.Since the heated formation has increased permeability and / or porosity, the resulting vapors can pass through the formation at significant distances with a relatively low pressure drop. The increase in permeability may be the result of a decrease in the mass of the heated area due to evaporation of water, removal of hydrocarbons and / or cracking. The flow of fluids through the heated section is facilitated. In some embodiments, production wells may be located in the upper portions of the hydrocarbon layers.
Фиг.3 иллюстрирует один из вариантов углеводородсодержащего слоя 104, расположенного под небольшим углом относительно поверхности почвы 106. Однако угол расположения такого углеводородсодержащего слоя может изменяться. Например, углеводородсодержащий слой 104 может опускаться вниз или располагаться под большим наклоном. Как показано на фиг.3, эксплуатационные скважины 102 могут входить в углеводородсодержащий пласт вблизи верхней части участка 108, обогреваемого с помощью скважины с обогревом 110. В этом случае отпадает необходимость удлинять эксплуатационные скважины в нагретый углеводородный слой.3 illustrates one embodiment of a
Жидкая среда, образующаяся в углеводородсодержащем пласте, может передвигаться на значительные расстояния в виде пара. Такое расстояние может составлять до 1000 м в зависимости от различных факторов (например, проницаемости пласта, свойств жидкой среды, температуры пласта и градиента давления, обеспечивающего движение жидкости). В связи с повышенной проницаемостью пластов, подвергнутых переработке по месту залегания и удалению пластовой жидкости, эксплуатационные скважины могут предусматриваться лишь в некоторых секциях тепловых источников или в каждой третьей, четвертой, пятой или шестой секции тепловых источников.The liquid medium generated in the hydrocarbon containing formation can travel considerable distances in the form of steam. Such a distance can be up to 1000 m, depending on various factors (for example, permeability of the formation, properties of the liquid medium, temperature of the formation and pressure gradient providing fluid movement). Due to the increased permeability of the layers, processed at the place of occurrence and removal of formation fluid, production wells can be provided only in some sections of heat sources or in every third, fourth, fifth or sixth section of heat sources.
В ходе проведения процесса по месту залегания может использоваться такой режим работы эксплуатационных скважин, при котором они находятся при более низком давлении, чем другие участки пласта. В некоторых вариантах воплощений может осуществляться вакуумирование эксплуатационных скважин. Низкое давление в эксплуатационных скважинах может замедлять перетекание жидких сред за пределы участка внутрипластовой обработки.During the process at the place of occurrence, such a mode of operation of production wells can be used in which they are at a lower pressure than other sections of the formation. In some embodiments, evacuation of production wells may be performed. Low pressure in production wells can slow down the flow of fluid beyond the in-situ treatment area.
Некоторые варианты воплощения могут предусматривать регулирование тепла, подводимого, по меньшей мере, в часть пласта, в результате чего может быть существенно замедлена добыча менее желательных продуктов на этом участке. Регулирование подвода тепла, по меньшей мере, в часть пласта также может повысить однородность проницаемости внутри пласта. Так, например, регулирование нагрева пласта с целью замедления добычи менее желательных продуктов в некоторых случаях может предусматривать регулирование скорости нагрева до величины меньше выбранного значения (например, 10°С, 5°С, 3°С, 1°С, 0,5°С или 0,1°С) в день.Some embodiments may include controlling the heat supplied to at least a portion of the formation, as a result of which production of less desirable products in this area can be substantially slowed down. Regulation of heat input to at least a portion of the formation can also increase uniformity of permeability within the formation. So, for example, the regulation of heating the formation in order to slow down the production of less desirable products in some cases may include adjusting the heating rate to a value less than the selected value (for example, 10 ° C, 5 ° C, 3 ° C, 1 ° C, 0.5 ° C or 0.1 ° C) per day.
В ходе нагрева пластов по всей их протяженности создаются температурные профили, причем в контексте настоящего патента термин "практически равномерное" нагревание обозначает такое нагревание, когда изменение температуры в большей части объема не превышает 100°С, исходя из оценки средней температуры в большей части выбранного объема, подвергаемого обработке.During the heating of formations along their entire length, temperature profiles are created, and in the context of the present patent, the term “almost uniform” heating means heating when the temperature change in most of the volume does not exceed 100 ° C, based on the average temperature in most of the selected volume being processed.
Практически равномерное нагревание углеводородсодержащего пласта может приводить к практически равномерному увеличению проницаемости. Так, например, равномерный нагрев может генерировать серии практически однородных трещин внутри нагретого участка за счет теплонапряженности в пласте. Практически равномерный нагрев может обеспечивать практически однородное образование пиролизованных жидких сред на данном участке. Удаление воды за счет испарения и добычи может приводить к увеличению проницаемости нагретого участка. Помимо образования трещин за счет термического напряжения такие трещины могут также образовываться в связи с повышением давления жидких сред. По мере образования жидких сред внутри нагретого участка их давление также может возрастать. В том случае, когда давление текучей среды достигает литостатического давления нагретого участка, может происходить образование трещин. Практически равномерный нагрев и однородное образование текучих сред может вызывать образование практически однородных трещин в нагретом участке. В соответствии с некоторыми вариантами воплощений проницаемость нагретого участка углеводородсодержащего пласта может меняться не более чем в 10 раз.Almost uniform heating of a hydrocarbon containing formation can lead to an almost uniform increase in permeability. So, for example, uniform heating can generate a series of almost uniform cracks inside the heated area due to heat stress in the formation. Almost uniform heating can provide almost uniform formation of pyrolyzed liquid media in this area. The removal of water through evaporation and production can lead to an increase in the permeability of the heated area. In addition to the formation of cracks due to thermal stress, such cracks can also form due to an increase in the pressure of liquid media. As liquid media form inside the heated area, their pressure can also increase. When the fluid pressure reaches the lithostatic pressure of the heated portion, cracking may occur. Almost uniform heating and uniform formation of fluids can cause the formation of substantially uniform cracks in the heated area. In accordance with some embodiments, the permeability of a heated portion of a hydrocarbon containing formation may vary by no more than 10 times.
Текучие пластовые среды, включающие пиролизованные жидкие среды, могут добываться из пласта. Без конкретных ограничений пиролизные текучие среды могут включать углеводороды, водород, диоксид углерода, оксид углерода, сероводород, аммиак, азот, воду и их смеси. По мере повышения температуры пласта наблюдается тенденция к уменьшению количества конденсируемых углеводородов в добытой пластовой жидкости. При высоких температурах из пласта могут добываться, главным образом, метан и/или водород. Если углеводородсодержащий пласт нагревают по всему температурному интервалу пиролиза, то в области верхней границы температурного интервала пиролиза пласт способен производить лишь небольшие количества водорода. После извлечения всего доступного количества водорода пласт обычно отдает минимальное количество жидких сред.Fluid formations, including pyrolyzed fluids, may be produced from the reservoir. Without specific limitations, pyrolysis fluids may include hydrocarbons, hydrogen, carbon dioxide, carbon monoxide, hydrogen sulfide, ammonia, nitrogen, water, and mixtures thereof. As the temperature of the formation increases, there is a tendency to decrease the amount of condensable hydrocarbons in the produced formation fluid. At high temperatures, mainly methane and / or hydrogen can be produced from the formation. If a hydrocarbon-containing formation is heated throughout the pyrolysis temperature range, then in the region of the upper boundary of the pyrolysis temperature range, the formation is capable of producing only small amounts of hydrogen. After extracting the total available amount of hydrogen, the formation usually gives a minimum amount of liquid media.
Некоторые варианты воплощений, касающиеся обработки тяжелых углеводородов в пласте с относительно низкой проницаемостью, могут включать подвод тепла от одного или более тепловых источников с целью пиролиза некоторых тяжелых углеводородов и последующего испарения части тяжелых углеводородов. С помощью тепловых источников может осуществляться пиролиз, по меньшей мере, некоторых тяжелых углеводородов в выбранном разрезе пласта и может создаваться давление, по меньшей мере, в части выбранного разреза. В ходе нагревания может происходить значительный рост давления внутри пласта. Пластовое давление можно регулировать таким образом, что в пласте будет поддерживаться давление, при котором добывают жидкую среду желаемого состава. Пиролизная жидкость может удаляться из пласта в виде пара через одну или более обогреваемых скважин с использованием обратного давления, создаваемого в результате нагревания пласта.Some embodiments regarding the treatment of heavy hydrocarbons in a relatively low permeability formation may include supplying heat from one or more heat sources to pyrolyze some heavy hydrocarbons and subsequently evaporate a portion of the heavy hydrocarbons. Using heat sources, at least some heavy hydrocarbons can be pyrolyzed in a selected section of the formation and pressure can be generated in at least part of the selected section. During heating, a significant increase in pressure within the formation may occur. The reservoir pressure can be adjusted so that the pressure at which the fluid of the desired composition is produced is maintained in the reservoir. Pyrolysis fluid can be removed from the formation in the form of steam through one or more heated wells using the back pressure created by heating the formation.
После пиролиза углеводородов в пласте может присутствовать большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительная часть остаточного углерода может добываться из пласта в виде синтез-газа. Образование синтеза-газа может происходить в ходе нагрева на стадии 3, изображенной на фиг.1. Стадия 3 может включать нагрев углеводородсодержащего пласта до температуры, достаточной для образования синтез-газа. Так, например, синтез-газ может образовываться в температурном интервале 400-1200°С.After pyrolysis of hydrocarbons, a large amount of carbon and some hydrogen may be present in the formation. A significant portion of the residual carbon can be produced from the formation in the form of synthesis gas. The formation of synthesis gas can occur during heating in
Возвращаясь к фиг.2, следует отметить, что тепловые источники 100 могут включать, например, такие электронагреватели, как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубе, поверхностные горелки, беспламенные распределительные камеры сгорания и/или природные распределительные камеры сгорания. Тепловые источники 100 также могут представлять собой нагреватели других типов. Тепловые источники 100 могут подводить тепло, по меньшей мере, в часть углеводородсодержащего пласта. Энергия может подводиться к тепловым источникам 100 по линиям 112. Подающие линии могут зависеть от типа теплового источника или источников, используемых для нагрева пласта. Линии подачи в тепловые источники могут подводить электричество для электрообогревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или транспортировать теплообменную жидкость, которая циркулирует внутри пласта.Returning to FIG. 2, it should be noted that
Эксплуатационные скважины 102 могут использоваться для удаления из пласта пластовой жидкости. Пластовая жидкость, добытая через эксплуатационные скважины 102, может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 114 в обрабатывающее оборудование 116. Пластовые жидкости также могут быть добыты из тепловых источников 100. Так, например, жидкая среда может быть получена через тепловые источники 100 с целью контроля давления внутри пласта вблизи тепловых источников. Жидкость, добытая из тепловых источников 100, может транспортироваться по трубопроводу или по насосно-компрессорным трубам в коллекторный трубопровод 114 или непосредственно в установку для обработки 116. Установка для обработки 116 может включать блоки разделения, реакционные блоки, блоки обогащения, топливные элементы, турбины, емкости для хранения и другие системы и блоки для обработки текучих пластовых сред.
Система переработки по месту залегания, предназначенная для обработки углеводородов, может включать запирающие скважины 118. В некоторых вариантах воплощений такие барьеры могут использоваться для замедления миграции текучих сред (например, произведенных жидкостей и/или грунтовых вод) в часть пласта, подвергающегося процессу переработки по месту залегания, или за его пределы. Рассматриваемые барьеры могут включать, но не ограничиваться ими, участки природного происхождения (например, покрывающие и/или нижние породы), замораживающие скважины, замороженные барьерные зоны, низкотемпературные барьерные зоны, цементные стены, сернистые скважины, водопонижающие скважины, нагнетательные скважины, барьер из геля, образовавшегося в пласте, барьер, образовавшийся в результате осаждения солей в пласте, барьер, образовавшийся за счет протекания в пласте реакции полимеризации, залежи, занесенные в пласт, или их комбинации.An in situ processing system for treating hydrocarbons may include
Состав продуктов, получаемых из углеводородсодержащего пласта, может изменяться в результате регулирования условий в зоне обработки и/или в одном или более из блоков обработки, расположенных на поверхности. Условия в зоне обработки и/или в одном или более блоков обработки на поверхности, которые могут влиять на состав продукта, без конкретных ограничений, включают среднюю температуру, давление жидкости, парциальное давление Н2, температурные градиенты, состав материала пласта, скорости нагрева и состав текучих сред, поступающих в зону обработки и/или в блок обработки на поверхности.The composition of products obtained from a hydrocarbon containing formation may vary as a result of the regulation of conditions in the treatment zone and / or in one or more of the processing units located on the surface. Conditions in the treatment zone and / or in one or more surface treatment units that may affect the composition of the product, without particular restrictions, include average temperature, fluid pressure, partial pressure H 2 , temperature gradients, composition of the formation material, heating rates and composition fluids entering the treatment zone and / or the processing unit on the surface.
Регулирование пластовых условий с целью контроля давления водорода в добытой жидкости может улучшать качество добытых жидких сред. В некоторых вариантах воплощений желательно регулировать пластовые условия таким образом, чтобы парциальное давление водорода в добытой жидкости было выше 0,5 абсолютных бар в соответствии с измерением в эксплуатационной скважине.Regulation of reservoir conditions to control the pressure of hydrogen in the produced fluid can improve the quality of the produced fluid. In some embodiments, it is desirable to adjust the reservoir conditions such that the partial pressure of hydrogen in the produced fluid is above 0.5 absolute bar as measured in the production well.
Согласно одному из вариантов воплощений способ обработки углеводородсодержащего пласта по месту залегания может предусматривать ввод водорода в выбранный участок после того, как его температура достигнет, по меньшей мере, 270°С. Другие технические решения могут включать регулирование температуры пласта путем селективного ввода водорода.According to one embodiment, a method for treating a hydrocarbon containing formation at the location may include introducing hydrogen into the selected area after its temperature reaches at least 270 ° C. Other technical solutions may include controlling the temperature of the formation by selectively introducing hydrogen.
В соответствии с одним из вариантов воплощений может осуществляться нагрев части углеводородсодержащего пласта с целью повышения парциального давления Н2. Согласно некоторым вариантам воплощений изобретения повышенное парциальное давление Н2 может включать давление в интервале приблизительно 0,5-7 бар или в некоторых вариантах приблизительно 5-7 бар. Так, например, большая часть жидких углеводородных сред может быть добыта при парциальном давлении Н2 в интервале приблизительно 5-7 бар. Интервал парциальных давлений Н2, используемых в ходе пиролиза, может изменяться, например, в зависимости от температуры и давления нагретого участка пласта.In accordance with one embodiment, a portion of the hydrocarbon containing formation may be heated to increase the partial pressure of H 2 . In some embodiments, the increased partial pressure of H 2 may include a pressure in the range of about 0.5-7 bar, or in some embodiments, about 5-7 bar. So, for example, most of the liquid hydrocarbon media can be produced at a partial pressure of H 2 in the range of about 5-7 bar. The range of partial pressures H 2 used during the pyrolysis may vary, for example, depending on the temperature and pressure of the heated portion of the formation.
В результате процесса переработки по месту залегания внутри пласта может образовываться значительное количество Н2 и жидких углеводородных сред. Образование водорода внутри пласта и пластовое давление, достаточное для нагнетания водорода в жидкую фазу внутри пласта, могут создавать восстановительную среду внутри пласта без обязательного введения восстанавливающей жидкой среды (например, Н2 и/или неконденсируемых насыщенных углеводородов) в пласт. Водородный компонент пластовой жидкости, добытой из пласта, может быть выделен и использован в нужных целях. Желательные цели без конкретных ограничений могут включать топливо для топливных элементов, топливо для камер сгорания и/или поток сырья для установок гидрирования на поверхности.As a result of the on-site processing process, a significant amount of H 2 and liquid hydrocarbon media can form inside the reservoir. Hydrogen generation within the formation and formation pressure sufficient to inject hydrogen into the liquid phase inside the formation can create a recovery medium inside the formation without necessarily introducing a reducing liquid medium (e.g., H 2 and / or non-condensable saturated hydrocarbons) into the formation. The hydrogen component of the formation fluid extracted from the formation can be isolated and used for the desired purpose. Desirable goals without specific restrictions may include fuel for fuel cells, fuel for combustion chambers, and / or a feed stream for surface hydrogenation plants.
В соответствии с одним из вариантов воплощений способ обработки углеводородсодержащего пласта по месту залегания может включать введение водорода в выбранную часть пласта, когда такая часть находится при определенных условиях или подвергается их воздействию. Так, например, водород может вводиться через обогреваемую скважину или эксплуатационную скважину в выбранном участке или вблизи него. Поскольку подача водорода в некоторых случаях может быть кратковременной (или относительно дорогостоящей операцией), водород может добавляться в том случае, когда пластовые условия оптимальны для использования добавленного водорода. Так, например, водород, полученный в элементе пласта, в котором получают синтез-газ, может вводиться в элемент пласта, подвергаемый пиролизу. Водород, добавленный в пиролизную секцию пласта, способен стимулировать образование алифатических соединений и замедлять образование олефиновых соединений, ухудшающих качество жидких углеводородных сред, добытых из пласта.In accordance with one embodiment, a method of treating a hydrocarbon containing formation at a location may include introducing hydrogen into a selected part of the formation when such a part is under certain conditions or is exposed to them. So, for example, hydrogen can be introduced through a heated well or production well in or near a selected site. Since the supply of hydrogen in some cases can be short-lived (or relatively expensive operation), hydrogen can be added when the reservoir conditions are optimal for using the added hydrogen. For example, hydrogen produced in a formation element in which synthesis gas is produced can be introduced into the formation element subjected to pyrolysis. Hydrogen added to the pyrolysis section of the formation is capable of stimulating the formation of aliphatic compounds and slowing down the formation of olefinic compounds that impair the quality of liquid hydrocarbon media extracted from the formation.
В некоторых вариантах воплощений водород может добавляться в выбранный элемент после того, как средняя температура пласта достигнет температуры пиролиза (например, когда температура выбранного элемента составляет, по меньшей мере, 270°С). Согласно некоторым вариантам воплощений водород может вводиться в выбранный элемент пласта после достижения средней температуры, по меньшей мере, 290°С, 320°С, 375°С или 400°С. Водород может добавляться в выбранный элемент пласта перед тем, как его температура достигнет 400°С. Согласно другим вариантам воплощений водород может добавляться в выбранный элемент пласта до достижения средней температуры 300-325°С.In some embodiments, hydrogen may be added to the selected element after the average formation temperature reaches the pyrolysis temperature (for example, when the temperature of the selected element is at least 270 ° C). In some embodiments, hydrogen can be introduced into a selected element of the formation after reaching an average temperature of at least 290 ° C, 320 ° C, 375 ° C, or 400 ° C. Hydrogen can be added to the selected element of the reservoir before its temperature reaches 400 ° C. In other embodiments, hydrogen may be added to the selected formation element until an average temperature of 300-325 ° C. is reached.
Средняя температура пласта может регулироваться путем избирательного добавления водорода в выбранный элемент пласта. Водород, добавленный в пласт, может вступать в экзотермические реакции. Экзотермические реакции могут нагревать пласт и уменьшать количество энергии, которое требуется подводить из теплового источника в пласт. Согласно некоторым вариантам воплощений в выбранный элемент пласта может добавляться такое количество водорода, которое препятствует повышению средней температуры пласта выше 400°С.The average temperature of the formation can be controlled by selectively adding hydrogen to the selected element of the formation. Hydrogen added to the formation can enter into exothermic reactions. Exothermic reactions can heat the formation and reduce the amount of energy that needs to be supplied from the heat source to the formation. In some embodiments, a quantity of hydrogen may be added to the selected formation element that prevents the average formation temperature from rising above 400 ° C.
Для поддержания, изменения и/или регулирования давления внутри нагретой части углеводородсодержащего пласта может использоваться клапан. Так, например, к клапану могут быть присоединены тепловые источники, расположенные внутри углеводородсодержащего пласта. С помощью клапана жидкая текучая среда может выделяться из пласта через тепловые источники. Кроме этого, нагнетательный клапан может соединяться с эксплуатационной скважиной внутри углеводородсодержащего пласта. В некоторых вариантах воплощений выпущенные с помощью клапана жидкие среды могут собираться и транспортироваться в установку на поверхности для дополнительной переработки и/или обработки.A valve may be used to maintain, change, and / or control the pressure within the heated portion of the hydrocarbon containing formation. Thus, for example, heat sources located within a hydrocarbon containing formation may be attached to the valve. Using the valve, liquid fluid can be released from the formation through heat sources. In addition, the injection valve may be connected to the production well within the hydrocarbon containing formation. In some embodiments, valve-discharged fluids may be collected and transported to a surface installation for further processing and / or processing.
Процесс переработки по месту залегания углеводородов может предусматривать подвод тепла в часть углеводородсодержащего пласта и регулирование температуры, скорости повышения температуры и/или давления внутри нагретой части. Температура и/или скорость повышения температуры в нагреваемой части могут регулироваться изменением количества энергии, подводимой к тепловым источникам пласта.The process of processing at the place of occurrence of hydrocarbons may include supplying heat to a part of the hydrocarbon containing formation and controlling the temperature, rate of increase in temperature and / or pressure inside the heated part. The temperature and / or rate of temperature increase in the heated part can be controlled by changing the amount of energy supplied to the heat sources of the formation.
Углеводороды, подвергаемые переработке по месту залегания, могут располагаться на большой площади. Система для переработки по месту залегания может использоваться для обработки небольших участков пласта, причем другие участки пласта могут обрабатываться позже. Согласно одному из вариантов воплощений системы для обработки пласта (например, нефтяного сланцевого пласта) 24-летняя схема разработки нефтяных месторождений может быть разделена на 24 отдельных участка в соответствии с отдельными годами бурения. Каждый такой участок может включать 120 элементарных участков (повторяясь в виде матрицы) и состоит из 6 рядов с 20 колонками элементарных участков. Каждый элементарный участок может включать 1 эксплуатационную скважину и 12 или 18 обогреваемых скважин. Обогреваемые скважины могут располагаться по углам равностороннего треугольника с расстоянием между скважинами в 12 метров.Hydrocarbons processed at the place of occurrence can be located over a large area. The on-site processing system can be used to process small sections of the formation, with other sections of the formation being processed later. According to one embodiment of a system for treating a formation (for example, an oil shale formation), a 24-year oil field development scheme can be divided into 24 separate sections according to individual years of drilling. Each such section can include 120 elementary sections (repeating in the form of a matrix) and consists of 6 rows with 20 columns of elementary sections. Each elementary section may include 1 production well and 12 or 18 heated wells. Heated wells can be located at the corners of an equilateral triangle with a distance between the wells of 12 meters.
Точное расположение обогреваемых скважин, эксплуатационных скважин и т.п. зависит от переменных характеристик пласта (например, толщины или состава слоя), экономики проекта и т.д. Согласно некоторым вариантам воплощений обогреваемые скважины могут располагаться практически горизонтально, тогда как эксплуатационные скважины могут быть вертикальными или наоборот. В других вариантах воплощений скважины могут выравниваться по высоте погружения или вдоль пласта или ориентироваться под углом к уровню погружения и залеганию пласта.The exact location of heated wells, production wells, etc. depends on the variable characteristics of the formation (for example, thickness or composition of the layer), project economics, etc. In some embodiments, heated wells may be located almost horizontally, while production wells may be vertical or vice versa. In other embodiments, the wells may be aligned in immersion height or along the formation, or oriented at an angle to the level of immersion and the occurrence of the formation.
Расстояние между тепловыми источниками может зависеть от ряда факторов. Такие факторы без конкретных ограничений могут включать тип углеводородсодержащего пласта, выбранную скорость нагрева и/или выбранную среднюю температуру, которая должна поддерживаться в нагретом участке. В некоторых схемах расположения скважин расстояние между тепловыми источниками может составлять приблизительно 5-25 м. Согласно другим схемам расстояние между тепловыми источниками может составлять 8-15 м. Тепловые источники могут быть размещены внутри пласта таким образом, что расстояния между ними варьируются менее чем на 10%, 20% или 30%. Кроме этого, тепловые источники могут располагаться на равных расстояниях друг от друга.The distance between heat sources may depend on a number of factors. Such factors, without specific restrictions, may include the type of hydrocarbon containing formation, the selected heating rate and / or the selected average temperature that should be maintained in the heated area. In some well location schemes, the distance between heat sources can be approximately 5-25 m. According to other schemes, the distance between heat sources can be 8-15 m. Heat sources can be placed inside the formation so that the distances between them vary by less than 10 %, 20% or 30%. In addition, heat sources can be located at equal distances from each other.
При замедлении добычи углеводородов из пласта наблюдается тенденция к росту давления в пласте с увеличением температуры пласта, что связано с тепловым расширением и/или фазовыми изменениями тяжелых углеводородах и других текучих сред (например, воды) в пласте. Давление в пласте должно поддерживаться ниже выбранного значения с целью замедления нежелательной добычи, растрескивания покрывающих или нижних пород и/или коксования углеводородов в пласте. В качестве выбранного давления может использоваться литостатическое или гидростатическое давление пласта. Так, например, выбранное давление может составлять около 150 абсолютных бар или в некоторых воплощениях около 35 абсолютных бар. Давление в пласте может контролироваться регулированием скорости добычи из эксплуатационных скважин в пласте. Согласно другим техническим решениям давление в пласте регулируют его сбросом через одну или более скважин для снижения давления, расположенных в пласте. Скважины для сброса давления могут представлять собой тепловые источники или отдельные скважины, пробуренные в пласте. Текучие пластовые среды, извлекаемые из пласта через разгрузочные скважины, могут направляться в оборудование, расположенное на поверхности. Добыча, по меньшей мере, некоторых углеводородов из пласта может предотвращать рост пластового давления выше выбранного значения.When hydrocarbon production from the formation is slowed down, there is a tendency for pressure in the formation to increase with increasing formation temperature, which is associated with thermal expansion and / or phase changes of heavy hydrocarbons and other fluids (for example, water) in the formation. The pressure in the formation should be kept below the selected value in order to slow down unwanted production, cracking of overburden or lower rocks and / or coking of hydrocarbons in the formation. As the selected pressure, lithostatic or hydrostatic formation pressure may be used. Thus, for example, the selected pressure may be about 150 absolute bar, or in some embodiments about 35 absolute bar. The pressure in the reservoir can be controlled by adjusting the rate of production from production wells in the reservoir. According to other technical solutions, the pressure in the formation is regulated by its discharge through one or more wells to reduce the pressure located in the formation. Pressure relief wells may be heat sources or individual wells drilled in a formation. Fluid formations extracted from the formation through unloading wells may be directed to equipment located on the surface. The production of at least some hydrocarbons from the formation can prevent the formation pressure from rising above a selected value.
Согласно некоторым вариантам воплощений текучие пластовые среды могут быть получены методом обратной добычи через ствол скважины теплового источника. Так, например, некоторые пластовые жидкости могут быть получены методом обратной добычи через ствол скважины теплового источника в начальные периоды нагрева углеводородсодержащего пласта. Согласно другому варианту воплощений некоторые пластовые жидкости могут быть добыты через часть ствола скважины теплового источника. Подвод тепла по всей длине ствола скважины может регулироваться таким образом, чтобы не происходило перегрева жидких сред, добытых через ствол скважины. Жидкие среды могут добываться через участки ствола скважины теплового источника, имеющие более низкие температуры, чем другие части буровой скважины.In some embodiments, the formation fluids may be produced by a back-feed method through a wellbore of a heat source. So, for example, some formation fluids can be obtained by the method of reverse production through a wellbore of a heat source in the initial periods of heating a hydrocarbon-containing formation. According to another embodiment, some formation fluids may be produced through a portion of the wellbore of a heat source. The heat supply along the entire length of the wellbore can be controlled so that there is no overheating of the liquid media produced through the wellbore. Liquid media can be produced through sections of the wellbore of a heat source having lower temperatures than other parts of the borehole.
Добыча, по меньшей мере, части пластовой жидкости через ствол шахты теплового источника может уменьшить или исключить необходимость использования дополнительных эксплуатационных скважин. Кроме этого, пластовое давление может быть понижено за счет добычи жидких сред через стволы шахты теплового источника (особенно на участке, окружающем ствол шахты теплового источника). Понижение пластового давления может привести к изменению соотношения между добытыми жидкостями и добытыми парами. Согласно некоторым вариантам воплощений добыча жидких сред через ствол шахты теплового источника может привести к более ранней продукции жидких сред из пласта. Участки пласта, находящиеся вблизи ствола шахты теплового источника, быстрее приходят в состояние подвижности и/или достигают температуры пиролиза, чем участки пласта вблизи эксплуатационной скважины.The production of at least a portion of the formation fluid through the shaft of the heat source shaft may reduce or eliminate the need for additional production wells. In addition, reservoir pressure can be reduced by extracting liquid media through the shafts of the heat source shaft (especially in the area surrounding the shaft of the heat source shaft). Lowering the reservoir pressure can lead to a change in the ratio between the produced fluids and the produced vapors. In some embodiments, fluid production through a shaft of a heat source shaft may result in earlier production of fluid from the formation. The sections of the reservoir located near the shaft of the mine of the heat source, quickly come into a state of mobility and / or reach the pyrolysis temperature than the sections of the reservoir near the production well.
Фиг.4 изображает воплощение обогреваемой скважины, предназначенной для избирательного нагрева пласта. Тепловой источник 100 может размещаться в отверстии 120 в углеводородсодержащем слое 104. Согласно некоторым вариантам воплощений отверстие 120 может представлять собой практически горизонтальное отверстие внутри углеводородсодержащего слоя 104. В отверстии 120 может располагаться перфорированная обсадная труба 122. Перфорированная обсадная труба 122 может препятствовать разрушению отверстия 120 под воздействием углеводородов и/или других материалов углеводородного слоя 104. Перфорации в обсадной трубе 122 обеспечивают поток жидкой среды из углеводородного слоя 104 в отверстие 120. Тепловой источник 100 может иметь горячую часть 124. Горячая часть 124 представляет собой часть теплового источника 100, работающую при более высокой отдаче тепла от теплового источника. Так, например, теплоотдача горячей части 124 может составлять около 650-1650 Вт/м. Горячая часть 124 может простираться от "пятки" теплового источника до его конца (т.е. "носка" теплового источника). Пятка теплового источника представляет собой его часть, расположенную в непосредственной близости от точки вхождения теплового источника в углеводородный слой. Носок теплового источника представляет собой его конец, максимально удаленный от места вхождения теплового источника в углеводородный слой.Figure 4 depicts an embodiment of a heated well designed to selectively heat the formation. The
Согласно одному из вариантов воплощений тепловой источник 100 может включать теплую часть 126. Теплая часть 126 может представлять собой элемент теплового источника 100, действующий при более низких значениях отдачи тепла, чем горячая часть 124. Так, например, теплоотдача теплой части 126 может составлять 150-650 Вт/м. В соответствии с некоторыми вариантами воплощений теплая часть 126 может иметь температуру ниже температуры пиролиза. Теплая часть 126 может находиться вблизи пятки теплового источника 100. В некоторых вариантах воплощений теплая часть 126 может представлять собой переходный участок (т.е. переходный проводник) между горячей частью 124 и участком покрывающих пород 128. Участок покрывающих пород 128 может находиться внутри покрывающей породы 130. Участок покрывающих пород 128 может обеспечивать более низкую теплоотдачу, чем теплая часть 126. Так, например, теплоотдача покрывающей части может составлять 30-90 Вт/м. В некоторых вариантах воплощений покрывающая часть 128 подводит минимально возможное количество тепла (0 ватт на метр) к покрывающей породе 130. Однако часть тепла может использоваться для поддержания парообразного состояния жидких сред, добытых через отверстие 120, внутри покрывающей породы 130.According to one embodiment, the
Согласно другим вариантам воплощений часть 124 теплового источника 100 может нагревать углеводороды до достаточно высокой температуры, приводящей к образованию кокса 132 в углеводородном слое 104. Кокс 132 может встречаться на площади, окружающей отверстие 120. Теплая часть 126 может функционировать при более низкой теплоотдаче, вследствие чего в теплой части теплового источника 100 или вблизи нее не наблюдается образования кокса. Распространение кокса 132 из отверстия 120 может происходить в радиальном направлении по мере переноса тепла от теплового источника 100 из отверстия во внешнюю среду. Однако на некотором расстоянии образование кокса 132 прекращается, поскольку температура в углеводородном слое 104 на указанном расстоянии не достигает значения температур коксования. Расстояние, на котором прекращается образование кокса, может быть функцией теплоотдачи (в ваттах на метр от теплового источника 100) природы пласта, содержания углеводородов в пласте и/или других пластовых условий.According to other embodiments, the portion 124 of the
Образование кокса 132 может замедлять поток жидкой среды в отверстие 120. Однако пластовые жидкости могут добываться через отверстие 120 около пятки теплового источника 100 (т.е. в теплом участке 126 теплового источника), где не происходит образование кокса. Пониженные температуры в области пятки теплового источника 100 уменьшают возможность значительного крекинга жидких пластовых сред, добываемых через пятку. Течение жидких сред через пласт в горизонтальном направлении осуществляется легче, чем течение в вертикальном направлении. Обычно горизонтальная проницаемость относительно проницаемого пласта (например, смолисто-песчаного пласта) в 5-10 раз выше вертикальной проницаемости. Таким образом, жидкие среды могут течь по длине теплового источника 100 практически в горизонтальном направлении. Добыча пластовых жидкостей через отверстие 120 возможна в более ранние периоды, чем добыча жидких сред через эксплуатационные скважины в углеводородном слое 104. Ранняя добыча пластовых жидкостей может использоваться для поддержания пониженного давления в углеводородном слое 104 в ходе запуска обогрева пласта (т.е. до начала добычи через эксплуатационные скважины). Пониженное давление в пласте может увеличивать добычу пластовой жидкости. Кроме этого, добыча жидких пластовых сред через отверстие 120 может уменьшить количество требующихся эксплуатационных скважин для данного пласта.The formation of coke 132 can slow down the flow of liquid into the hole 120. However, formation fluids can be produced through the hole 120 near the heel of the heat source 100 (i.e., in the warm portion of the heat source 126) where coke does not form. Lower temperatures in the heel region of the
Согласно некоторым вариантам воплощений части нагревателя могут передвигаться или удаляться, в результате чего уменьшается размер обогреваемой области. Так, например, в горизонтальной скважине зона нагрева вначале может достигать "носка". В ходе добычи пластовых продуктов нагреватель может передвигаться таким образом, что он будет находиться за "носком". Тепло может подводиться в другой участок пласта.In some embodiments, parts of the heater may move or move away, thereby reducing the size of the heated region. So, for example, in a horizontal well, the heating zone may initially reach a “toe”. During the extraction of reservoir products, the heater can move in such a way that it will be behind the “toe”. Heat may be supplied to another part of the formation.
Согласно некоторым вариантам воплощений соотношение между количеством отдаваемой энергии пласта и количеством энергии, подводимым в пласт может повышаться в результате добычи из пласта большего процентного количества тяжелых углеводородов относительно количества легких углеводородов. Энергоемкость тяжелых углеводородов обычно выше энергоемкости легких углеводородов. Добыча большего количества тяжелых углеводородов может повышать соотношение между количеством выделенной и подводимой энергии. Кроме этого, стоимость добычи (например, подвода тепла) тяжелых углеводородов из относительно проницаемого пласта может быть меньше стоимости добычи легких углеводородов. В соответствии с другими конкретными вариантами воплощений количество выделенной и подведенной энергии отличается, по меньшей мере, в 5 раз. При других решениях отношение между количеством выделенной и подведенной энергии составляет, по меньшей мере, 6 или, по меньшей мере, 7. В общем случае соотношение между количеством выделенной и подводимой энергии в случае добычи по месту залегания из относительно проницаемого пласта может быть выше, чем при обычных способах добычи. Так, например, в случае добычи тяжелых углеводородов с использованием пара указанное отношение энергий составляет 2,7-3,3. При добыче с использованием пара из пласта может извлекаться 28-40% начальных запасов углеводородов. При добыче по месту залегания из относительно проницаемого пласта, согласно некоторым вариантам воплощений, может извлекаться более 50% начальных запасов углеводородов.In some embodiments, the ratio between the amount of energy delivered to the formation and the amount of energy supplied to the formation may increase as a result of the production from the formation of a larger percentage of heavy hydrocarbons relative to the amount of light hydrocarbons. The energy intensity of heavy hydrocarbons is usually higher than the energy intensity of light hydrocarbons. Extraction of more heavy hydrocarbons can increase the ratio between the amount of energy released and supplied. In addition, the cost of producing (for example, heat input) heavy hydrocarbons from a relatively permeable formation may be less than the cost of producing light hydrocarbons. In accordance with other specific embodiments, the amount of energy released and supplied is at least 5 times different. In other solutions, the ratio between the amount of energy released and supplied is at least 6 or at least 7. In general, the ratio between the amount of energy released and supplied in the case of extraction from a relatively permeable formation may be higher than with conventional mining methods. So, for example, in the case of production of heavy hydrocarbons using steam, the specified energy ratio is 2.7-3.3. When producing using steam, 28-40% of the initial hydrocarbon reserves can be extracted from the reservoir. When produced locally from a relatively permeable formation, according to some embodiments, more than 50% of the initial hydrocarbon reserves may be recovered.
Согласно одному из вариантов воплощений, касающегося обработки относительно проницаемого пласта, из него могут быть добыты подвижные жидкие среды при их ограниченном пиролизе или без него и/или их обогащении. Добытые жидкие среды могут быть подвергнуты дополнительной обработке в оборудовании, находящемся на поверхности вблизи от пласта или на удалении от него. Произведенные жидкие продукты могут быть подвергнуты обработке, которая обеспечивает возможность их транспортировки (например, по трубопроводам, морским путем и т.д.). Согласно такому варианту воплощения тепловые источники могут находиться на больших расстояниях друг от друга, чем расстояния, необходимые для добычи пиролизованных пластовых жидкостей. Так, например, расстояние между тепловыми источниками может составлять примерно 15 м, 30 м или даже 40 м при добыче практически не подвергнутых пиролизу жидких сред из относительно проницаемого пласта. Средняя температура пласта может иметь значение в интервале примерно 50-225°С или в некоторых случаях около 150-200°С или около 100-150°С. Так, например, если расстояние между скважинами около 30 м, то средняя температура пласта порядка 150°С может быть достигнута за период около 10 лет, предполагая при этом постоянную теплоотдачу от тепловых источников. Для повышения температуры в пласте могут использоваться меньшие расстояния между тепловыми источниками. Так, например, при расстоянии между скважинами около 15 м средняя температура пласта около 150°С может быть достигнута менее чем за год. Увеличение расстояния между скважинами может уменьшить расходы, связанные, но не ограничиваясь этим, с формированием стволов скважин, приобретением и установкой нагревательного оборудования и обеспечением энергии для нагрева пласта.According to one embodiment related to treatment of a relatively permeable formation, mobile liquid media can be extracted from it with limited or no pyrolysis and / or enrichment thereof. Produced liquid media can be subjected to additional processing in equipment located on the surface near the formation or at a distance from it. The produced liquid products can be processed, which makes it possible to transport them (for example, through pipelines, by sea, etc.). According to such an embodiment, the heat sources can be located at greater distances from each other than the distances necessary for the production of pyrolyzed formation fluids. So, for example, the distance between heat sources can be about 15 m, 30 m or even 40 m when producing practically non-pyrolyzed liquid media from a relatively permeable formation. The average temperature of the formation may be in the range of about 50-225 ° C, or in some cases, about 150-200 ° C, or about 100-150 ° C. So, for example, if the distance between the wells is about 30 m, then the average temperature of the formation of about 150 ° C can be achieved over a period of about 10 years, assuming a constant heat transfer from heat sources. To increase the temperature in the formation, smaller distances between heat sources can be used. So, for example, with a distance between wells of about 15 m, an average reservoir temperature of about 150 ° C can be achieved in less than a year. Increasing the distance between the wells can reduce costs associated with, but not limited to, the formation of wellbores, the acquisition and installation of heating equipment, and the provision of energy for heating the formation.
Из приведенного описания специалисту в данной области могут стать очевидными другие модификации и альтернативные воплощения различных аспектов изобретения. В соответствии с этим данное описание следует рассматривать лишь как иллюстративное, для демонстрации специалистам в данной области техники общего принципа реализации изобретения. Следует иметь в виду, что показанные и описанные в настоящем документе формы настоящего изобретения являются в настоящее время предпочтительными воплощениями. После извлечения полезной информации из описания настоящего изобретения специалисту в данной области должно быть понятно, что может быть произведена замена описанных и проиллюстрированных в описании элементов и материалов, части и способы могут быть поменяны местами, а некоторые отличительные признаки изобретения могут использоваться независимо. Могут быть произведены изменения в описанных элементах, не нарушающие сущность и область изобретения, в том виде, как они изложены в следующей формуле изобретения. Кроме этого, следует отметить, что отличительные признаки, описанные в документе, как независимые друг от друга, в некоторых воплощениях могут быть объединены.From the above description, other modifications and alternative embodiments of various aspects of the invention may become apparent to a person skilled in the art. In accordance with this, this description should be considered only as illustrative, to demonstrate to specialists in this field of technology the General principle of the invention. It should be borne in mind that the forms of the present invention shown and described herein are currently preferred embodiments. After extracting useful information from the description of the present invention, one skilled in the art should understand that the elements and materials described and illustrated in the description can be replaced, the parts and methods can be interchanged, and some distinguishing features of the invention can be used independently. Changes can be made to the described elements, not violating the essence and scope of the invention, as they are set forth in the following claims. In addition, it should be noted that the distinguishing features described in the document, as independent from each other, in some embodiments can be combined.
Claims (12)
Applications Claiming Priority (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33456801P | 2001-10-24 | 2001-10-24 | |
| US33713601P | 2001-10-24 | 2001-10-24 | |
| US60/337,136 | 2001-10-24 | ||
| US60/334,568 | 2001-10-24 | ||
| US37497002P | 2002-04-24 | 2002-04-24 | |
| US60/374,970 | 2002-04-24 | ||
| US60/374,995 | 2002-04-24 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004115635A RU2004115635A (en) | 2005-10-27 |
| RU2303128C2 true RU2303128C2 (en) | 2007-07-20 |
Family
ID=35286207
Family Applications (8)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004115636/03A RU2303693C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Coal refining and production |
| RU2004115635/03A RU2303128C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Method for in-situ thermal processing of hydrocarbon containing formation via backproducing through heated well |
| RU2004115632/03A RU2305175C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | In-situ thermal treatment of hydrocarbon-containing reservoir and upgrading produced fluid before following fluid processing |
| RU2004115629/28A RU2310890C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Method for forming apertures in hydrocarbon-containing formation with usage of magnetic tracking |
| RU2004115625/03A RU2316647C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Seismic monitoring of intraformation conversion in massif containing hydrocarbons |
| RU2004115602/03A RU2319830C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Method and device for hydrocarbon reservoir interior heating along with exposing thereof to ground surface in two locations |
| RU2004115604/03A RU2324049C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Installation and utilisation of replaceable heaters in carbohydrate pool |
| RU2004115624/03A RU2305176C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004115636/03A RU2303693C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Coal refining and production |
Family Applications After (6)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004115632/03A RU2305175C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | In-situ thermal treatment of hydrocarbon-containing reservoir and upgrading produced fluid before following fluid processing |
| RU2004115629/28A RU2310890C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Method for forming apertures in hydrocarbon-containing formation with usage of magnetic tracking |
| RU2004115625/03A RU2316647C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Seismic monitoring of intraformation conversion in massif containing hydrocarbons |
| RU2004115602/03A RU2319830C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Method and device for hydrocarbon reservoir interior heating along with exposing thereof to ground surface in two locations |
| RU2004115604/03A RU2324049C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Installation and utilisation of replaceable heaters in carbohydrate pool |
| RU2004115624/03A RU2305176C2 (en) | 2001-10-24 | 2002-10-24 | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (8) | RU2303693C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504649C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development using branched horizontal wells |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455381C2 (en) * | 2006-04-21 | 2012-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | High-strength alloys |
| RU2454534C2 (en) * | 2006-10-20 | 2012-06-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Treatment method of bituminous sands formation and transport fuel made using this method |
| US8607862B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-12-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for in-situ conveying of bitumen or very heavy oil |
| JP2012509417A (en) * | 2008-10-13 | 2012-04-19 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | Use of self-regulating nuclear reactors in the treatment of surface subsurface layers. |
| UA97145C2 (en) * | 2009-11-02 | 2012-01-10 | Иван Петрович Туривненко | I.turivenkos method for oil production |
| DE102010023542B4 (en) * | 2010-02-22 | 2012-05-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Apparatus and method for recovering, in particular recovering, a carbonaceous substance from a subterranean deposit |
| RU2444618C2 (en) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Development method of heavy oil deposit |
| JO3141B1 (en) * | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | Integral splice for insulated conductors |
| RU2478990C1 (en) * | 2011-11-10 | 2013-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский государственный горный университет" (МГГУ) | Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons |
| WO2013184506A1 (en) * | 2012-06-05 | 2013-12-12 | Champion Technologies, Inc. | In situ extraction of oilsand with ammonia |
| WO2014008457A2 (en) * | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Genie Ip B.V. | Method and apparatus for producing unconventional oil at shallow depths |
| RU2513963C1 (en) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method for development of oil deposits in bazhenov formation |
| RU2595106C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-08-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing deposit with fractured reservoirs |
| RU2769641C1 (en) * | 2021-10-22 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
-
2002
- 2002-10-24 RU RU2004115636/03A patent/RU2303693C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115635/03A patent/RU2303128C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115632/03A patent/RU2305175C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115629/28A patent/RU2310890C2/en active
- 2002-10-24 RU RU2004115625/03A patent/RU2316647C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115602/03A patent/RU2319830C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115604/03A patent/RU2324049C2/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-24 RU RU2004115624/03A patent/RU2305176C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504649C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil pool development using branched horizontal wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2310890C2 (en) | 2007-11-20 |
| RU2324049C2 (en) | 2008-05-10 |
| RU2316647C2 (en) | 2008-02-10 |
| RU2004115602A (en) | 2005-10-27 |
| RU2303693C2 (en) | 2007-07-27 |
| RU2305176C2 (en) | 2007-08-27 |
| RU2004115604A (en) | 2005-10-27 |
| RU2004115629A (en) | 2005-02-27 |
| RU2004115624A (en) | 2005-10-27 |
| RU2319830C2 (en) | 2008-03-20 |
| RU2004115635A (en) | 2005-10-27 |
| RU2004115632A (en) | 2005-10-27 |
| RU2004115636A (en) | 2005-05-10 |
| RU2305175C2 (en) | 2007-08-27 |
| RU2004115625A (en) | 2005-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2463112C (en) | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well | |
| RU2439289C2 (en) | Sulphur barrier for use in processes at deposit location for bed processing | |
| RU2452852C2 (en) | Stepwise helical heating of hydrocarbon-containing reservoirs | |
| RU2477368C2 (en) | Treatment method of hydrocarbon-bearing formations using non-uniformly located heat sources | |
| AU2002359315A1 (en) | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well | |
| CN1946917B (en) | Method for processing underground rock stratum | |
| RU2537712C2 (en) | Heating of underground hydrocarbon formations by circulating heat-transfer fluid | |
| AU2008242808B2 (en) | Varying properties of in situ heat treatment of a tar sands formation based on assessed viscosities | |
| KR101434248B1 (en) | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths | |
| RU2303128C2 (en) | Method for in-situ thermal processing of hydrocarbon containing formation via backproducing through heated well | |
| CN102947539A (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| CN1717531B (en) | Method for treating hydrocarbon-bearing formations | |
| US20150285032A1 (en) | Methods and apparatus for storage and recovery of hydrocarbon fluids | |
| RU2323332C2 (en) | Thermal treatment of in-situ hydrocarbon-containing reservoir with the use of naturally-distributed combustion chambers | |
| IL222203A (en) | Methods and apparatus for storage and recovery of hydrocarbon fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151025 |