RU2539048C2

RU2539048C2 - In-situ combustion method (versions)

Info

Publication number: RU2539048C2
Application number: RU2012145184/03A
Authority: RU
Inventors: Конрад АЯССЕ
Original assignee: Арчон Текнолоджис Лтд.
Priority date: 2010-03-30
Filing date: 2010-12-10
Publication date: 2015-01-10
Also published as: WO2011120126A1; EP2553217A1; US20130074470A1; AR080013A1; BR112012024953A2; RU2012145184A; PE20110902A1; ECSP12012225A; CA2698454C; MX2012011315A; CA2698454A1; CN102933792A; CO6350199A1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: group of inventions is related to production of viscous hydrocarbons from the underground collector. The in-situ combustion method intended for reduction of oil viscosity includes the following operations: usage of at least one producer having in essence a vertical section descending to the above reservoir and having a section of horizontal branch coupled by fluid to the above vertical section and passing outside horizontally from it, at that the above section of the horizontal branch is completed relatively low in the reservoir; usage of at least one injector in the area between the opposite ends of the above horizontal branch with offsetting from the above horizontal branch placed in essence directly over the above section of the horizontal section and in vertical adjustment with it for the purpose of oxidizing gas injection to the above reservoir over the above section of the horizontal branch and to the are between the opposed ends of the above section of the horizontal branch; injection of oxidizing gas through the above at least one injector and initiation of hydrocarbon combustion in the above reservoir close to the above injector with creation of at least one or several combustion fronts over the above section of the horizontal branch, at that one or several combustion fronts lead to reduced viscosity of oil in the above reservoir and to oil flowing down to the above section of the horizontal branch; arrangement of conditions for accumulation of high-temperature gaseous combustion products with the above low-viscous oil in the above section of the horizontal branch; lifting of the above high-temperature gases and oil to the surface; separation of oil and high-temperature gaseous combustion products near the horizontal well bottom or at the surface.EFFECT: increased oil recovery standard rate, improved oil quality, potential operation of reservoirs inaccessible directly from the surface at moderate costs of the development method.21 cl, 5 dwg, 2 tbl

Description

Область техникиTechnical field

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа добычи вязких углеводородов из подземного коллектора с использованием внутрипластового горения, вертикальной скважины для нагнетания окисляющего газа и отдельной горизонтальной скважины, а в частности к усовершенствованному способу, в котором не используют отдельные дополнительные скважины для удаления газа.The present invention relates to a method for producing viscous hydrocarbons from an underground reservoir using in-situ combustion, a vertical well for injecting oxidizing gas and a separate horizontal well, and in particular to an improved method in which separate additional wells are not used to remove gas.

Предпосылки к созданию изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Уже хорошо известны процессы внутрипластового горения, предназначенные для добычи нефти из подземных пластов вязких углеводородов, и различные способы извлечения углеводородов из подземных пластов, содержащих углеводороды.In-situ combustion processes for producing oil from underground viscous hydrocarbon reservoirs and various methods for recovering hydrocarbons from underground reservoirs containing hydrocarbons are already well known.

Например, в патенте США 3,502,372 раскрыт способ, в котором сланцевую нефть и растворимые алюминиевые соединения добывают из щебенистых или фрагментированных пластов сланцевой нефти за счет горения сверху вниз сланцевой нефти. Извлечение нефти проводят для очистки сланца, для последующей добычи растворением алюминия в сланце при помощи щелочных химикатов. Средством пиролиза может быть горячая смесь воздуха и воды, но ее необходимо нагнетать при температуре свыше 500°F, при этом температуру в пласте необходимо регулировать на уровне 600-950°F, чтобы исключить повреждение минералов. Настоящее изобретение, как это обсуждается далее, не требует забучивания коллектора или использования горения сверх вниз. В нем созданный фронт горения скорее движется в боковом направлении вдоль ствола горизонтальной скважины.For example, US Pat. No. 3,502,372 discloses a method in which shale oil and soluble aluminum compounds are extracted from crushed stone or fragmented formations of shale oil by burning top-down shale oil. Oil extraction is carried out to clean oil shale, for subsequent production by dissolving aluminum in oil shale using alkaline chemicals. The means of pyrolysis can be a hot mixture of air and water, but it must be pumped at temperatures above 500 ° F, while the temperature in the formation must be regulated at a level of 600-950 ° F to prevent damage to minerals. The present invention, as discussed below, does not require clogging of the reservoir or the use of over-combustion. In it, the created combustion front rather moves laterally along the horizontal wellbore.

В патенте США 3,515,212 раскрыт способ внутрипластового горения, комбинирующий прямое и обратное внутрипластовое горение между вертикальными скважинами. Область нагнетательной скважины нагревают паром до температуры самовозгорания, причем воздух вдувают из соседней скважины, который течет в направлении нагнетательной скважины. Когда воздух поступает в зону нагретой нефти рядом с нагнетательной скважиной, происходит возгорание. Газ, образованный продуктами сгорания, отводят от нагнетательной скважины, причем фронт горения распространяется в направлении соседней скважины, в обратном процессе внутрипластового горения. После приближения фронта к соседней скважине воздух начинают вдувать в эту скважину, а исходную нагнетательную скважину преобразуют в нефтяную добывающую скважину, и инициируют процесс прямого внутрипластового горения, в котором фронт горения движется к исходной нагнетательной скважине и создается от исходной нагнетательной скважины.US Pat. No. 3,515,212 discloses an in situ combustion method combining direct and reverse in situ combustion between vertical wells. The injection well region is heated with steam to a temperature of self-ignition, with air being blown from a neighboring well that flows in the direction of the injection well. When air enters the zone of heated oil near the injection well, ignition occurs. The gas formed by the combustion products is removed from the injection well, and the combustion front propagates in the direction of the neighboring well, in the inverse process of in-situ combustion. After the front approaches a neighboring well, air begins to be blown into this well, and the initial injection well is converted into an oil production well, and a direct in-situ combustion process is initiated, in which the combustion front moves to the original injection well and is created from the original injection well.

В патенте США 4,566,537 описана добыча фиксированной нефти, такой как нефть, содержащаяся в битуме Атабаски. Проблема связи между вертикальными скважинами решена за счет проведения серий паровых циклов для нагревания нефти поблизости от нагнетательной скважины и создания пустот. На второй стадии процесса воздух нагнетают в верхнюю часть коллектора у одной из скважин и создают газообразные продукты сгорания у другой скважины, за счет чего создается связь между скважинами в верхней части коллектора. После этого вводят пар у основания одной скважины при добыче нефти через другую скважину. Этот способ отличается от способа в соответствии с настоящим изобретением, который обсуждается ниже, в котором используют гравитационный дренаж в горизонтальную добывающую скважину и где не требуется стадия запуска паром. Кроме того, непрерывное извлечение нефти и газа, образованного продуктами сгорания, происходит в одной и той же скважине.US Pat. No. 4,566,537 describes the production of fixed oil, such as the oil contained in Athabasca bitumen. The problem of communication between vertical wells is solved by conducting a series of steam cycles for heating oil in the vicinity of the injection well and creating voids. At the second stage of the process, air is pumped into the upper part of the reservoir at one of the wells and gaseous combustion products are generated at the other well, thereby creating a connection between the wells in the upper part of the reservoir. After that, steam is introduced at the base of one well during oil production through another well. This method differs from the method in accordance with the present invention, which is discussed below, in which gravity drainage is used in a horizontal production well and where the step of launching the steam is not required. In addition, the continuous extraction of oil and gas formed by the combustion products occurs in the same well.

В патенте США 4,410,042 раскрыт способ осуществления ранней стадии внутрипластового горения, в которой используют чистый кислород. Пока фронт горения не уходит на расстояние 30 футов от нагнетательной скважины, кислород разбавляют диоксидом углерода. После этого нагнетают чистый кислород. В отличие от этого, как это обсуждается в изложении настоящего изобретения и далее, в способе в соответствии с настоящим изобретением не используют смеси чистого кислорода с диоксидом углерода ни на одной стадии.US Pat. No. 4,410,042 discloses a method for carrying out an early stage of in-situ combustion using pure oxygen. Until the combustion front extends 30 feet from the injection well, oxygen is diluted with carbon dioxide. After that, pure oxygen is injected. In contrast, as discussed in the presentation of the present invention and below, in the method in accordance with the present invention do not use a mixture of pure oxygen with carbon dioxide at any stage.

В патенте США 4,418,751 раскрыт способ внутрипластового горения, в котором нагнетают воду в верхнюю часть нефтяного коллектора отдельно от кислорода, который нагнетают поблизости от основания коллектора. Вода и газообразные продукты сгорания перемешиваются в коллекторе, вода испаряется и отводит теплоту. В отличие от этого, в заявленном способе не используют одновременное нагнетание кислорода и воды. Следует иметь в виду, что нагнетание кислорода поблизости от горизонтальной скважины у основания коллектора является очень опасным, так как кислород может поступать в ствол скважины и воспламенять в нем нефть, создавая высокие температуры, которые могут угрожать целостности ствола скважины и создавать отложения кокса, которые могут частично закупоривать ствол скважины.US Pat. No. 4,418,751 discloses an in situ combustion method in which water is injected into the top of an oil reservoir separately from oxygen, which is injected near the base of the reservoir. Water and gaseous products of combustion are mixed in the collector, water evaporates and removes heat. In contrast, the claimed method does not use the simultaneous injection of oxygen and water. It should be borne in mind that the injection of oxygen near a horizontal well at the base of the reservoir is very dangerous, since oxygen can enter the wellbore and ignite the oil, creating high temperatures that can threaten the integrity of the wellbore and create coke deposits that can partially block the wellbore.

В патенте США 4, 493,369 раскрыты по существу такая же скважина и флюидная схема, как и в патенте США 4,418,751, с нагнетанием окисляющего газа у основания коллектора и с нагнетанием воды у его верхней части.US 4,493,369 discloses substantially the same well and fluid pattern as US 4,418,751, with the injection of oxidizing gas at the base of the reservoir and with the injection of water at its top.

В патенте США 5,456,315 раскрыт способ внутрипластового горения, в котором окисляющий газ нагнетают в вертикальные скважины, которые перфорированы в верхней части нефтяного коллектора. Вертикальные скважины расположены в ряд непосредственно над горизонтальной скважиной, которая расположена у основания коллектора. Эта ориентация скважин является такой же, как и в заявленном способе. Однако в этом патенте требуется батарея горизонтальных/вертикальных скважин для удаления газа, которые расположены на каждой стороне и параллельно горизонтальной добывающей скважине, причем каждая из них расположена в верхней части коллектора. Задачей этих скважин является отвод газообразных продуктов сгорания на поверхность отдельно от жидкостей, которые дренируют за счет силы тяжести в горизонтальную добывающую скважину. В способе в соответствии с настоящим изобретением, который более полно описан ниже, не используют скважины для удаления газа, образованного продуктами сгорания, а транспортируют жидкости и газы вместе через одну и ту же горизонтальную скважину, так что требуется только одна горизонтальная добывающая скважина, а не несколько достаточно дорогих горизонтальных скважин. Кроме того, удаление газа, образованного продуктами сгорания, отдельно от жидкостей, как это делают в способе в соответствии с этим патентом, исключает конвективную теплопередачу в нефтяной дренажной зоне, что делает указанный способ менее энергетически эффективным. В частности, за счет предотвращения перемешивания образованного продуктами сгорания газа с жидкостями в этом патенте исключается контакт полученного водорода с горячей нефтью, так что степень гидрокрекинга нефти в коллекторе значительно снижается. Удаление диоксида углерода, содержание которого достигает 16% в газе, образованном продуктами сгорания, не позволяет использовать преимущества, связанные с растворимостью, реализуемые в соответствии с настоящим изобретением, так что настоящее изобретение позволяет лучше снижать вязкость нефти и расширять нефтяную дренажную зону, что приводит к повышению норм отбора нефти по сравнению со способом, раскрытым в этом патенте.US Pat. No. 5,456,315 discloses an in situ combustion method in which oxidizing gas is injected into vertical wells that are perforated at the top of an oil reservoir. Vertical wells are located in a row directly above the horizontal well, which is located at the base of the reservoir. This orientation of the wells is the same as in the claimed method. However, this patent requires a battery of horizontal / vertical wells to remove gas, which are located on each side and parallel to the horizontal production well, each of which is located in the upper part of the reservoir. The task of these wells is the removal of gaseous products of combustion to the surface separately from liquids, which drain due to gravity to a horizontal production well. In the method in accordance with the present invention, which is more fully described below, do not use wells to remove gas formed by the products of combustion, but transport liquids and gases together through the same horizontal well, so that only one horizontal production well is required, and not several fairly expensive horizontal wells. In addition, the removal of gas formed by the combustion products separately from liquids, as is done in the method in accordance with this patent, eliminates convective heat transfer in the oil drainage zone, which makes this method less energy efficient. In particular, by preventing mixing of the gas formed by the combustion products with liquids, this patent excludes contact of the produced hydrogen with hot oil, so that the degree of oil hydrocracking in the reservoir is significantly reduced. The removal of carbon dioxide, which reaches 16% in the gas formed by the combustion products, does not allow to take advantage of the solubility benefits realized in accordance with the present invention, so that the present invention can better reduce the viscosity of the oil and expand the oil drainage zone, which leads to an increase in oil recovery standards compared to the method disclosed in this patent.

Другим главным недостатком удаления газа, раскрытого в этом патенте, является снижение безопасности, так как скважины для удаления газа необходимо охлаждать водой, учитывая высокую температуру, возникающую внутри коллектора за счет сгоревшего (и иногда горящего) удаляемого газа. Более того, следует иметь в виду, что воздушные нагнетательные скважины и вентилирующие скважины все находятся в верхней части коллектора и сообщаются друг с другом, так что имеется вероятность перемешивания кислорода с углеводородными жидкостями и газами в вентилирующих скважинах, что может создавать взрывчатую смесь в них или на поверхности.Another major drawback of the gas removal disclosed in this patent is a decrease in safety, since gas removal wells need to be cooled with water, given the high temperature that occurs inside the reservoir due to the burnt (and sometimes burning) gas being removed. Moreover, it should be borne in mind that the air injection wells and vents are all located in the upper part of the collector and communicate with each other, so that there is a chance of mixing oxygen with hydrocarbon liquids and gases in the vents, which can create an explosive mixture in them or on the surface.

В патенте США 5,339,897 раскрыт способ добычи углеводородов из битуминозных песков, аналогичный раскрытому в патенте США 5,456,315, в котором вертикальные скважины расположены в верхней части нефтеносного коллектора над горизонтальной добывающей скважиной, причем используют вторую вертикальную скважину, смещенную от первой вертикальной скважины, которая также расположена в верхней части коллектора и смещена в боковом направлении от горизонтальной добывающей скважины. Связь между вертикальными скважинами осуществляется с использованием горячих флюидов, а после создания связи окисляющий газ нагнетают в скважину, находящуюся над добывающей скважиной, и газ, образованный продуктами сгорания, удаляют через смещенную скважину. Нагретая нефть стекает вниз в добывающую скважину. Дополнительно в этом патенте используют способ нагнетания флюида для возбуждения крекинга, такого как перегретый пар, в нефть, накопленную над горизонтальной добывающей скважиной, чтобы вызывать реакции крекинга.US Pat. No. 5,339,897 discloses a method for producing hydrocarbons from tar sands, similar to that disclosed in US Pat. No. 5,456,315, in which vertical wells are located in the upper part of the oil reservoir above a horizontal production well, using a second vertical well offset from the first vertical well, which is also located in the upper part of the reservoir and is offset laterally from the horizontal production well. The connection between the vertical wells is carried out using hot fluids, and after creating the connection, the oxidizing gas is injected into the well above the producing well, and the gas formed by the combustion products is removed through the displaced well. Heated oil flows down into the producing well. Additionally, in this patent, a fluid injection method is used to initiate cracking, such as superheated steam, into oil stored above a horizontal production well to cause cracking reactions.

В патенте США 5,626,191 раскрыт способ, в котором нагнетательная скважина окисляющего газа расположена в верхней части нефтяного коллектора, в непосредственной близости от носка горизонтальной добывающей скважины, которая расположена у основания коллектора. Создается квазивертикальный фронт горения, который распространяется в боковом направлении и движется от носка добывающей скважины к пятке добывающей скважины. Нефть и газ втекают вместе в одну и ту же горизонтальную добывающую скважину. В описанном ниже настоящем изобретении предлагается существенное усовершенствование по сравнению с патентом США 5,626,191, которое заключается в том, что нагнетательная скважина расположена в средней точке вдоль горизонтальной добывающей скважины, или в том, что несколько нагнетательных скважин расположены над добывающей скважиной, что значительно повышает норму отбора нефти и степень повышения качества нефти, при умеренной стоимости. В конфигурации в соответствии с настоящим изобретением каждая нагнетательная скважина поддерживает два фронта горения/дренажа вместо только одного в случае использования патента США 5,626,191. С удивлением было обнаружено, что фронты горения/дренажа перемещаются с одинаковой скоростью к носку и пятке добывающей скважины. Патент США 5.626,191 полностью включен в данное описание в качестве ссылки.US Pat. No. 5,626,191 discloses a method in which an oxidizing gas injection well is located at the top of an oil reservoir, in close proximity to the toe of a horizontal production well, which is located at the base of the reservoir. A quasi-vertical combustion front is created, which extends laterally and moves from the toe of the producing well to the heel of the producing well. Oil and gas flow together into the same horizontal production well. The present invention described below offers a significant improvement over US Pat. No. 5,626,191, which consists in the fact that the injection well is located at a midpoint along the horizontal production well, or that several injection wells are located above the production well, which significantly increases the rate of selection oil and the degree of improvement in oil quality, at a moderate cost. In the configuration of the present invention, each injection well supports two combustion / drainage fronts instead of only one in the case of US Pat. No. 5,626,191. It was surprisingly found that the combustion / drainage fronts move at the same speed towards the toe and heel of the producing well. US patent 5,626,191 is fully incorporated into this description by reference.

В патенте США 6,412,557 раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патенте США 5,626,191, в котором катализатор вводят в горизонтальную добывающую скважину или вокруг нее, чтобы повысить качество нефти. Патент США 6,412,557 также полностью включен в данное описание в качестве ссылки.US Pat. No. 6,412,557 discloses an improvement of the method disclosed in US Pat. No. 5,626,191, in which the catalyst is introduced into or around a horizontal production well in order to improve oil quality. US patent 6,412,557 is also fully incorporated into this description by reference.

В патенте США 7,493,952 раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патентах США 5,626,191 и 6,412,557, в котором неокисляющий газ нагнетают в горизонтальную добывающую скважину у носка, чтобы предотвращать поступление кислорода и повысить безопасность способа за счет контроля температуры и давления в стволе скважины. Патент США 7,493,952 также полностью включен в данное описание в качестве ссылки.US Pat. No. 7,493,952 discloses an improvement of the method disclosed in US Pat. Nos. 5,626,191 and 6,412,557, in which non-oxidizing gas is injected into a horizontal production well at the toe in order to prevent oxygen from entering and increase process safety by controlling temperature and pressure in the wellbore. US patent 7,493,952 is also fully incorporated into this description by reference.

В патентной публикации США 20090308606 (заявка №12/280,832) раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патентах США 5,626,191 и 7,493,952, в котором разбавитель, такой как нафта, другой углеводородный растворитель или CO₂, нагнетают в длинную трубу, идущую к носку горизонтальной добывающей скважины, чтобы контролировать давление и температуру в стволе скважины и облегчать течение нефти в стволе скважины за счет снижения плотности и вязкости.In US Patent Publication 20090308606 (Application №12 / 280,832) discloses an improvement of the method disclosed in U.S. Patents 5,626,191 and 7,493,952 in which diluent such as naphtha, other hydrocarbon solvent or CO _2, is injected into a long tube extending to the toe of a horizontal production well to control the pressure and temperature in the wellbore and to facilitate the flow of oil in the wellbore by reducing the density and viscosity.

В патентной публикации США 20090200024 (заявка №12/068,881) раскрыт новый способ, схожий с раскрытым в патенте США 5,626,191, в котором окисляющий газ нагнетают поблизости от пятки горизонтальной скважины, имеющей трубу, идущую к носку. Развивается фронт горения, который движется от пятки к носку. Преимуществом способа в соответствии с настоящим изобретением по сравнению со способом в соответствии с патентом США 5,626,191, как это описано далее более подробно, является то, что в отличие от патента США 5,626,191, бурение отдельной вертикальной нагнетательной скважины поблизости от носка не требуется. Скорее, в соответствии с настоящим изобретением, нагнетательная скважина может быть пробурена на удалении от носка, например в средней точке вдоль горизонтальной ветви. Преимуществом заявленного здесь способа по сравнению со способом в соответствии с заявкой на патент США №12/068,881 является то, что единственная нагнетательная скважина может быть расположена в средней точке между носком и пяткой горизонтальной добывающей скважины и спаренные фронты горения будут двигаться к носку и пятке, без создания проблем, связанных с выгоранием вертикального сегмента горизонтальной добывающей скважины, что может случиться в способе, раскрытом в заявке на патент США №12/068,881, в котором точка вдувания воздуха находится рядом с вертикальным сегментом. Преимуществом настоящего изобретения по сравнению с заявкой на патент США No. 12/068,881 также является возможность расположения вертикальной воздушной нагнетательной скважины со сдвигом назад от носка горизонтальной скважины (например, на расстоянии 500 м от носка для горизонтальной добывающей ветви длиной 1000 м), так что недоступность с поверхности, например, вызванная наличием болота или озера у области носка, не будет препятствовать бурению вертикальной нагнетательной скважины и запрещать эксплуатацию коллектора.US Patent Publication 20090200024 (Application No. 12/068,881) discloses a new method similar to that disclosed in US Pat. No. 5,626,191, in which oxidizing gas is injected close to the heel of a horizontal well having a pipe leading to the toe. A combustion front develops, which moves from heel to toe. An advantage of the method in accordance with the present invention compared to the method in accordance with US Pat. No. 5,626,191, as described in more detail below, is that, unlike US Pat. No. 5,626,191, drilling a separate vertical injection well in the vicinity of the toe is not required. Rather, in accordance with the present invention, the injection well may be drilled away from the toe, for example at a midpoint along a horizontal branch. An advantage of the method claimed here compared to the method in accordance with US patent application No. 12/068,881 is that a single injection well may be located at a midpoint between the toe and heel of the horizontal production well, and the paired combustion fronts will move towards the toe and heel, without creating problems associated with the burnup of the vertical segment of the horizontal production well, which may happen in the method disclosed in US patent application No. 12 / 068,881, in which the point of injection of air is next to the vertical segment. The advantage of the present invention compared with the application for US patent No. 12 / 068,881 it is also possible to position a vertical air injection well with a shift backward from the toe of a horizontal well (for example, at a distance of 500 m from the toe for a horizontal producing branch 1000 m long), so that inaccessibility from the surface, for example, due to the presence of a swamp or lake at area of the sock, will not impede the drilling of a vertical injection well and prohibit the operation of the reservoir.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Настоящее изобретение направлено на создание усовершенствованного способа добычи вязких углеводородов из подземного коллектора при помощи внутрипластового горения, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины окисляющего газа и отдельной горизонтальной скважины, а в частности направлено на создание усовершенствованного способа, в котором не используют отдельные дополнительные скважины для удаления газа, а вместо этого используют ствол горизонтальной скважины, расположенный низко в пласте, чтобы накапливать (собирать) не только нагретую нефть, но также горячие газообразные продукты сгорания, и после этого поднимать то и другое на поверхность, где нефть после этого отделяют от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания.The present invention is directed to an improved method for producing viscous hydrocarbons from an underground reservoir using in situ combustion using at least one oxidizing gas injection well and a separate horizontal well, and in particular, to an improved method in which separate additional wells are not used for gas removal, and instead use a horizontal wellbore located low in the reservoir to accumulate Men) is not only heated oil, but also the hot combustion gases, and then to raise both the surface where oil is separated then from having high temperature combustion gases.

В варианте изобретения, в котором используют только одну вертикальную нагнетательную скважину, эту вертикальную нагнетательную скважину размещают и заканчивают в верхней части коллектора и используют для нагнетания содержащего кислород газа в коллектор, чтобы поддерживать в нем внутрипластовое горение. Такая вертикальная нагнетательная скважина расположена над горизонтальной скважиной и находится ориентировочно посредине вдоль указанной горизонтальной скважины, причем после нагнетания окисляющего газа в коллектор через нагнетательную скважину и после возгорания углеводородов в таком коллекторе поблизости от такой вертикальной нагнетательной скважины рядом с вертикальной нагнетательной скважиной образуется фронт горения, при этом указанный фронт горения распространяется наружу от нагнетательной скважины во взаимно противоположных направлениях, причем каждое из взаимно противоположных направлений является направлением вдоль горизонтальной скважины, в боковом направлении горизонтальной скважины. Как имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания, так и нагретую нефть отводят вниз из углеводородного пласта и накапливают в горизонтальной скважине, и после этого их вместе поднимают на поверхность через такую горизонтальную скважину, причем на поверхности горячие газообразные продукты сгорания отделяют от нефти с использованием многофазного сепаратора, технологий вихревого разделения или других технологий, хорошо известных специалистам в данной области, и горячие газообразные продукты сгорания дополнительно используют для нагревания воды, чтобы получить пар, преимущественно для питания паровых турбин для выработки электроэнергии. Альтернативно газообразные продукты сгорания, которые содержат горючие компоненты, такие как метан, этан, пропан, оксид углерода, водород и сероводород, можно сжигать на поверхности для выработки электроэнергии с использованием паровых турбин или газовых турбин. В отличие от этого в процессах с использованием скважин для удаления газов эти газы сжигают в верхних зонах коллектора и их необходимо охлаждать, чтобы защищать скважины для удаления газов от термического повреждения, что требует расхода энергии.In an embodiment of the invention in which only one vertical injection well is used, this vertical injection well is placed and terminated in the upper part of the manifold and used to pump oxygen-containing gas into the manifold in order to maintain in-situ combustion therein. Such a vertical injection well is located above the horizontal well and is approximately in the middle along the specified horizontal well, and after the oxidizing gas is injected into the collector through the injection well and after hydrocarbon ignition, a combustion front forms near such a vertical injection well near the vertical injection well, when this specified combustion front extends outward from the injection well in mutually opposite likely impacts directions, each of mutually opposite directions is the direction along the horizontal wellbore in the lateral direction of the horizontal well. Both gaseous products of combustion having a high temperature and heated oil are taken down from the hydrocarbon reservoir and accumulated in a horizontal well, and then they are lifted together to the surface through such a horizontal well, and hot gaseous products of combustion are separated from the oil on the surface using a multiphase separator , vortex separation technologies or other technologies well known to specialists in this field, and hot gaseous products of combustion are additionally used to form a heating water to produce steam, preferably for the supply of steam turbines for power generation. Alternatively, gaseous combustion products that contain combustible components such as methane, ethane, propane, carbon monoxide, hydrogen and hydrogen sulfide can be burned on the surface to generate electricity using steam turbines or gas turbines. In contrast, in processes using gas removal wells, these gases are burned in the upper zones of the reservoir and must be cooled to protect the gas removal wells from thermal damage, which requires energy consumption.

Аналогично в предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением используют несколько вертикальных нагнетательных скважин окисляющего газа, совмещенных с горизонтальной скважиной и идущих в направлении горизонтальной скважины, причем каждая вертикальная нагнетательная скважина окисляющего газа закончена над стволом горизонтальной скважины и ориентировочно смещена вдоль него, при этом спаренные фронты горения горячих газообразных продуктов сгорания и стекающую нефть создают в каждой нагнетательной скважине, причем указанные фронты горения распространяются вдоль ствола горизонтальной скважины, главным образом ортогонально к стволу горизонтальной скважины и через углеводородный пласт, во взаимно противоположных направлениях от ствола вертикальной нагнетательной скважины, а также к носку и пятке горизонтальной скважины.Similarly, in a preferred embodiment of the method in accordance with the present invention, several vertical oxidizing gas injection wells are used, combined with a horizontal well and going in the direction of the horizontal well, each vertical oxidizing gas well being completed above the horizontal wellbore and approximately displaced along it, while twin combustion fronts of hot gaseous products of combustion and flowing oil create in each pump flax borehole, said combustion fronts propagate along the horizontal wellbore, mainly orthogonal to the horizontal well bore and through a hydrocarbon reservoir, in mutually opposite directions from the vertical injection wellbore and the toe and heel of the horizontal well.

Например, для пяти нагнетательных скважин окисляющего газа создают десять (10) флюидных дренажных фронтов, что обеспечивает высокие нормы отбора нефти при низких дополнительных расходах.For example, ten (10) fluid drainage fronts are created for five injection wells of oxidizing gas, which ensures high oil recovery rates at low additional costs.

В частности, если диаметр горизонтальной ветви добывающей скважины является слишком малым, то ствол скважины гидравлически влияет на симметрию продвижения фронта горения, при этом продвижение фронта в направлении пятки горизонтальной добывающей скважины будет происходить быстрее, чем в направлении к носку, что снижает эффективность способа, при этом также теряется симметрия одновременной обработки во взаимно противоположных направлениях вдоль горизонтальной добывающей скважины, а что более важно, замедляется в направлении продвижения к носку.In particular, if the diameter of the horizontal branch of the producing well is too small, then the wellbore hydraulically affects the symmetry of the front of the combustion, while the front in the direction of the heel of the horizontal producing well will be faster than in the direction of the toe, which reduces the efficiency of the method, this also loses the symmetry of simultaneous processing in mutually opposite directions along the horizontal production well, and more importantly, it slows down in the forward direction tions to toe.

Следовательно, в еще одном предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, когда горизонтальная скважина находится над коллектором на глубине около 400 метров и соответствующая гидросистема ствола скважины находится на такой глубине, тогда внутренний диаметр горизонтальной ветви добывающей скважины должен быть больше чем 3 дюйма, так чтобы поддерживать симметрию фронтального продвижения, преимущественно должен быть больше чем 5 дюймов, а предпочтительнее должен быть больше чем 7 дюймов, чтобы обеспечить достаточный диаметр добывающей скважины.Therefore, in another preferred embodiment of the method in accordance with the present invention, when the horizontal well is located above the reservoir at a depth of about 400 meters and the corresponding hydraulic system of the wellbore is at that depth, then the inner diameter of the horizontal branch of the producing well should be greater than 3 inches, so as to maintain the symmetry of the frontal advancement, it should preferably be more than 5 inches, and more preferably should be more than 7 inches, so that espechit sufficient diameter of the production well.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ, в котором множество вертикальных скважин окисляющего газа могут быть первоначально закончены над стволом горизонтальной скважины вдоль его оси, и первоначально может быть произведено нагнетание окисляющего газа в пласт при помощи одной из указанных вертикальных нагнетательных скважин, расположенной посредине длины горизонтальной скважины, и поблизости от нее образован фронт горения, который распространяется во взаимно противоположных направлениях вдоль горизонтальной скважины. После того, как фронт горения пройдет заданное расстояние во взаимно противоположных направлениях за дополнительные вертикальные нагнетательные скважины окисляющего газа, на соответствующих противоположных сторонах от такой начальной нагнетательной скважины, дополнительная порция окисляющего газа затем может быть введена в одну или каждую из указанных дополнительных нагнетательных скважин, чтобы поддерживать горение и позволить фронту (фронтам) горения продолжать перемещаться вдоль ствола горизонтальной скважины.The present invention also provides a method in which a plurality of vertical oxidizing gas wells can be initially completed above a horizontal wellbore along its axis, and oxidizing gas can be initially injected into the formation using one of these vertical injection wells located in the middle of the length horizontal well, and near it a combustion front is formed, which propagates in mutually opposite directions along the horizontal nnoy wells. After the combustion front has passed a predetermined distance in mutually opposite directions beyond the additional vertical injection wells of the oxidizing gas, on the respective opposite sides of such an initial injection well, an additional portion of the oxidizing gas can then be introduced into one or each of these additional injection wells so that maintain combustion and allow the combustion front (s) to continue to move along the horizontal wellbore.

Преимущественно за счет использования ствола горизонтальной скважины для отвода как нагретой нефти, так и горячих газообразных продуктов сгорания и затем подъема на поверхность как нагретой нефти, так и горячих газообразных продуктов сгорания (обедненных кислородом), совокупно реализуются следующие преимущества:Mainly due to the use of a horizontal wellbore to divert both heated oil and hot gaseous products of combustion and then lifting both heated oil and hot gaseous products of combustion (depleted in oxygen) to the surface, the following advantages are combined:

(i) горячие газообразные продукты сгорания, которые отводят в горизонтальную добывающую скважину вместе с нагретой нефтью, позволяют поддерживать нефть постоянно нагретой и, таким образом, не только улучшают степень извлечения такой нефти из углеводородного пласта, но также обеспечивают, что вязкость нагретой нефти будет оставаться низкой и, таким образом, такая нефть может быть поднята на поверхность с использованием "газлифта", что позволяет исключить необходимость использования насосов;(i) hot gaseous products of combustion, which are diverted to a horizontal production well together with heated oil, allow the oil to be kept constantly heated and thus not only improve the recovery of such oil from the hydrocarbon reservoir, but also ensure that the viscosity of the heated oil remains low and, thus, such oil can be raised to the surface using a "gas lift", which eliminates the need for pumps;

(ii) необходимо бурить меньше скважин, в частности не нужно бурить скважины для удаления газа, чтобы отдельно собирать и удалять горячие газообразные продукты сгорания, что было необходимо в некоторых известных ранее процессах;(ii) fewer wells need to be drilled, in particular there is no need to drill gas removal wells to separately collect and remove hot gaseous products of combustion, which was necessary in some previously known processes;

(iii) горячие газообразные продукты сгорания после этого могут быть использованы на поверхности для нагревания воды, чтобы получить пар, который может быть использован для обогрева и/или для питания паровых турбин для выработки электроэнергии, так что этот способ позволяет использовать энергию, которая в противном случае была бы потеряна;(iii) hot gaseous combustion products can then be used on the surface to heat water to produce steam that can be used to heat and / or power steam turbines to generate electricity, so that this method allows the use of energy that otherwise the case would be lost;

(iv) достигается повышение качества нефти за счет более высоких температур нефти и перемешивания нефти в коллекторе с водородом, который образуется в этом процессе.(iv) an increase in oil quality is achieved due to higher oil temperatures and mixing the oil in the reservoir with hydrogen that is formed in this process.

В частности, что касается приведенного здесь выше преимущества (ii), то за счет расположения вертикальной нагнетательной скважины рядом со средней точкой горизонтальной скважины и за счет распространения фронта горения в двух взаимно противоположных направлениях вдоль ствола такой скважины удается обеспечивать более быстрое накопление нефти, чем по способу, раскрытому в патенте США 5,626,191 (распространение фронта горения "от носка к пятке") или в патенте США 7,493,952 (распространение фронта горения "от пятки к носку"), в которых фронт горения распространяется только в одном направлении вдоль ствола горизонтальной скважины.In particular, with regard to the above advantage (ii), by arranging the vertical injection well near the midpoint of the horizontal well and by spreading the combustion front in two mutually opposite directions along the wellbore of such a well, it is possible to provide faster oil accumulation than the method disclosed in US Pat. No. 5,626,191 (toe-to-heel front propagation) or US Pat. No. 7,493,952 (heel-to-toe front fire), in which the combustion front uted in only one direction along the horizontal wellbore.

Более того, за счет нагнетания через нагнетательную скважину содержащего кислород газа под давлением меньше, чем давление разрыва пласта, и создания зоны содержащего кислород газа вокруг нагнетательной скважины, которая идет сверху в покрывающую породу коллектора и вниз к горизонтальной добывающей скважине (но не доходит до нее), и создания дренажного фронта из воды, нефти и образованного продуктами сгорания газа, который продвигается вдоль горизонтальной скважины в направлениях как к носку, так и к пятке горизонтальной скважины и также продвигается перпендикулярно и сталкивается с горизонтальной скважиной, нагретая нефть, и вода, и нагретый образованный продуктами сгорания газ, все могут дренировать (стекать) под действием силы тяжести (самотеком) и сил давления и могут быть накоплены в горизонтальной скважине без кислорода или окисляющего газа, что значительно снижает риск взрыва. По сравнению со способом удаления газа при помощи отдельных скважин для удаления газа заявленный способ позволяет сохранять ценные горючие компоненты для подъема на поверхность вместо их сжигания в коллекторе, где теряется теплота, и позволяет использовать некоторую часть генерированного водорода для гидрокрекинга горячей нефти, что позволяет стабильно получать нефть частично повышенного качества.Moreover, by injecting oxygen-containing gas through an injection well under pressure less than the fracture pressure and creating a zone of oxygen-containing gas around the injection well, which extends from above to the overburden of the reservoir and down to the horizontal production well (but does not reach it) ), and creating a drainage front from water, oil, and gas formed by the products of combustion, which moves along the horizontal well in both the tip and heel of the horizontal well and moves perpendicularly and collides with a horizontal well, heated oil and water, and heated gas generated by the combustion products, all can drain (drain) under the influence of gravity (gravity) and pressure forces and can be accumulated in a horizontal well without oxygen or oxidizing gas, which significantly reduces the risk of explosion. Compared with the method of gas removal using separate gas removal wells, the claimed method allows to save valuable combustible components for rising to the surface instead of burning them in a collector where heat is lost, and allows some of the generated hydrogen to be used for hydrocracking of hot oil, which makes it possible to stably produce partially high quality oil.

В соответствии с первым широким аспектом способа в соответствии с настоящим изобретением такой способ представляет собой усовершенствованный способ внутрипластового горения, позволяющий уменьшать вязкость нефти, которая содержится в нефтеносном коллекторе, и производить добычу указанной нефти вместе с газообразными продуктами сгорания из коллектора, причем в указанном способе не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления горючего газа, при этом указанный способ включает в себя следующие операции:In accordance with the first broad aspect of the method in accordance with the present invention, such a method is an improved method of in-situ combustion, which allows to reduce the viscosity of the oil contained in the oil reservoir, and to produce said oil along with gaseous products of combustion from the reservoir, and in this method using one or more separate wells to remove combustible gas, while this method includes the following operations:

(a) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;(a) the use of at least one producing well having a substantially vertical section extending downward into said reservoir and having a horizontal branch portion fluidly connected to said vertical section extending horizontally outward thereof, said horizontal branch portion being completed relatively low in the reservoir;

(b) использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви со смещением относительно указанного участка горизонтальной ветви и расположенной непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;(b) the use of at least one injection well in the area between the opposite ends of the specified section of the horizontal branch with an offset relative to the specified section of the horizontal branch and located directly above the specified section of the horizontal branch to inject oxidizing gas into the specified collector above the specified section of the horizontal branch and into the region between the mutually opposite ends of the specified section of the horizontal branch;

(c) нагнетание окисляющего газа под давлением меньше, чем давление разрыва пласта, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование сжигания углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины, так чтобы создать по меньшей мере один или несколько фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанный один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;(c) injection of oxidizing gas under pressure less than the fracture pressure through said at least one injection well and initiating hydrocarbon combustion in said reservoir near said injection well so as to create at least one or more combustion fronts above said section a horizontal branch, wherein said one or more combustion fronts cause a decrease in the viscosity of the oil in the specified reservoir and its flow down into the specified section of the horizontal branch;

(d) создание условий для накопления имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости в указанном участке горизонтальной ветви;(d) creating conditions for the accumulation of high temperature gaseous products of combustion together with the specified oil of low viscosity in the specified section of the horizontal branch;

(e) подъем указанных имеющих высокую температуру газов и указанной нефти на поверхность; и(e) raising said high temperature gases and said oil to the surface; and

(f) отделение на поверхности или у пятки указанной горизонтальной скважины нефти от указанных имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания.(f) separating, on the surface or at the heel of said horizontal well of oil, from said high temperature combustion gases.

В соответствии с первым усовершенствованием указанного способа указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина представляет собой по меньшей мере одну вертикальную нагнетательную скважину, расположенную вдоль длины горизонтальной скважины и между ее взаимно противоположными концами, идущую вниз с поверхности к указанному участку горизонтальной ветви, причем после нагнетания окисляющего газа и его возгорания указанная нагнетательная скважина подает указанный окисляющий газ по меньшей мере к двум фронтам горения, которые движутся в противоположных направлениях наружу от указанной вертикальной нагнетательной скважины и в направлении вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.According to a first improvement of the method, said at least one injection well is at least one vertical injection well located along the length of the horizontal well and between its opposite ends, going down from the surface to the indicated portion of the horizontal branch, and after the injection of the oxidizing of gas and its ignition, said injection well delivers said oxidizing gas to at least two combustion fronts that move are pressed in opposite directions outward from the specified vertical injection well and in the direction along the specified section of the horizontal branch of the specified production well.

В соответствии со вторым альтернативным усовершенствованием указанного способа указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина представляет собой горизонтальную скважину, идущую над указанным участком и вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины, которую используют для нагнетания указанного окисляющего газа над указанным участком горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.According to a second alternative refinement of said method, said at least one injection well is a horizontal well extending above said section and along said section of a horizontal branch of said producing well, which is used to inject said oxidizing gas over said section of a horizontal branch of said producing well.

Альтернативно в соответствии с другим широким аспектом способа в соответствии с настоящим изобретением такой способ представляет собой усовершенствованный способ внутрипластового горения для снижения вязкости нефти, которая содержится в нефтеносном коллекторе, и добычи указанной нефти пониженной вязкости из пласта, причем в указанном способе не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления образованного продуктами сгорания газа, при этом указанный способ дополнительно включает в себя следующие операции:Alternatively, in accordance with another broad aspect of the method in accordance with the present invention, such a method is an improved in-situ combustion method for reducing the viscosity of oil contained in an oil reservoir and for producing said low viscosity oil from a formation, wherein one or more of these methods are not used individual wells to remove the gas formed by the products of combustion, while the specified method further includes the following operations:

(a) бурение по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;(a) drilling at least one production well having a substantially vertical section extending downward to said reservoir and having a horizontal branch of fluidly fluid communication with said vertical section and extending horizontally outward thereof, said horizontal branch of said branch being completed relatively low in the reservoir;

(b) бурение по меньшей мере одной нагнетательной скважины, расположенной непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при совмещении с ним, расположенной или идущей между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;(b) drilling at least one injection well located directly above said section of a horizontal branch and when combined with it located or going between opposite ends of said section of a horizontal branch;

(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор через каждую из указанных вертикальных скважин, расположенных вдоль ствола указанной горизонтальной скважины;(c) injecting oxidizing gas into said reservoir through each of said vertical wells located along a bore of said horizontal well;

(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины, так чтобы создать по меньшей мере пару идущих вертикально фронтов горения, перемещающихся вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;(d) initiating in-situ combustion in said reservoir close to said injection well so as to create at least a pair of vertically extending combustion fronts moving sideways in opposite directions along said portion of a horizontal branch, said combustion fronts causing a decrease in oil viscosity in said reservoir its flowing down to the specified section of the horizontal branch;

(e) накопление имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости в указанной горизонтальной ветви;(e) the accumulation of high temperature gaseous products of combustion together with the specified oil of low viscosity in the specified horizontal branch;

(f) одновременный подъем таких имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и(f) simultaneously raising such high temperature gases and oil to the surface; and

(g) отделение на поверхности или у пятки указанной горизонтальной скважины нефти от указанных имеющих высокую температуру газов.(g) separating, on the surface or at the heel of said horizontal well of oil, from said high temperature gases.

В соответствии с еще одним усовершенствованием способа, когда горение только инициировано в вертикальной нагнетательной скважине, расположенной в средней точке вдоль горизонтальной скважины, и когда по существу вертикальной фронт горения перемещается вбок вдоль ствола указанной горизонтальной скважины и за дополнительные вертикальные нагнетательные скважины, производят нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор у указанной последовательности дополнительных вертикальных нагнетательных скважин, чтобы ускорить движение вертикальных фронтов горения в обоих направлениях вдоль указанной горизонтальной скважины.According to another refinement of the method, when combustion is only initiated in a vertical injection well located at a midpoint along a horizontal well, and when a substantially vertical combustion front moves sideways along the well of said horizontal well and for additional vertical injection wells, an oxidizing gas is injected to said reservoir at said sequence of additional vertical injection wells in order to accelerate the movement of vert tical combustion fronts in both directions along a specified horizontal well.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления такой усовершенствованный способ внутрипластового горения (в котором не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления образованного продуктами сгорания газа) включает в себя следующие операции:In accordance with yet another embodiment, such an improved in situ combustion method (in which one or more separate wells are not used to remove gas formed by the combustion products) includes the following operations:

(а) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;(a) the use of at least one producing well having a substantially vertical section extending downward into said reservoir and having a horizontal branch portion fluidly connected to said vertical section extending horizontally outward thereof, said horizontal branch portion being completed relatively low in the reservoir;

(b) использование множества вертикальных нагнетательных скважин, расположенных непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при совмещении с ним, идущих вниз к указанному участку горизонтальной ветви;(b) using a plurality of vertical injection wells located immediately above said section of a horizontal branch and when combined with it, going down to said section of a horizontal branch;

(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор через по меньшей мере две указанные вертикальные скважины;(c) injecting oxidizing gas into said reservoir through at least two of said vertical wells;

(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, так чтобы создать у каждой нагнетательной скважины по меньшей мере пару идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви и наружу от каждой из указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном пласте и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;(d) initiating in-situ combustion in said reservoir close to said at least two vertical injection wells, so as to create at each injection well at least a pair of vertically extending combustion fronts that move laterally in opposite directions along a specified portion of the horizontal branch and outward from each of said at least two vertical injection wells, wherein said combustion fronts cause a decrease in the viscosity of oil in said formation and run down to the specified section of the horizontal branch;

(f) после этого подъем таких имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и(f) thereafter, the rise of such high-temperature gases and oil to the surface; and

(g) отделение на поверхности нефти от указанных имеющих высокую температуру газов.(g) separating on the surface of the oil from said high temperature gases.

В соответствии с еще одним усовершенствованием такого непосредственно продвигающегося способа, когда указанный по существу вертикальной фронт горения перемещается вбок вдоль ствола указанной горизонтальной скважины дальше за более отдаленную одну скважину из указанного множества нагнетательных скважин, окисляющий газ нагнетают в указанный коллектор через указанную более отдаленную одну скважину из указанных нагнетательных скважин.According to another improvement of such a directly advancing method, when said substantially vertical front of combustion moves sideways along the bore of said horizontal well further beyond a more distant single well from said plurality of injection wells, oxidizing gas is injected into said collector through said more distant single well from specified injection wells.

Факультативно первоначально может быть проведено циклическое или непосредственно стимулирование коллектора паром через нагнетательную скважину и добывающую скважину до инициирования внутрипластового горения для создания флюидной связи между нагнетательной скважиной и горизонтальной нефтяной добывающей скважиной, чтобы обеспечивать лучшее течение нагретых газообразных продуктов сгорания и нагретой нефти после инициирования внутрипластового горения. Факультативно, возгорание нефти может быть осуществлено или облегчено при помощи известной технологии нагнетания льняного масла или другой жидкости, которая легко воспламеняется в коллекторе через воздушные перфорации.Optionally, a cyclical or direct steam stimulation of the reservoir through the injection well and production well prior to initiating in-situ combustion may be initially performed to create fluid communication between the injection well and horizontal oil production well to provide better flow of heated gaseous products of combustion and heated oil after initiation of in-situ combustion. Optionally, oil can be ignited or facilitated by the known injection technology of linseed oil or other liquid that is easily ignited in the reservoir through air perforations.

Следует иметь в виду, что способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно содержит и отличается следующими признаками:It should be borne in mind that the method in accordance with the present invention mainly contains and differs in the following features:

(i) отсутствуют раздельные жидкая и газовая фазы, так как они обе входят в одну и ту же добывающую скважину (то есть в горизонтальную скважину), законченную низко в коллекторе, поблизости от его основания;(i) there are no separate liquid and gas phases, since they both enter the same production well (i.e., a horizontal well), completed low in the reservoir, near its base;

(ii) в горизонтальной скважине имеется высокое отношение газа к жидкости, когда используют воздух как окисляющий газ, за счет глубины скважины и вхождения имеющих высокую температуру газов в добывающую скважину, что обеспечивает эффективный естественный газлифт в коллекторе, в котором давление не снижено, так что использование насосов не требуется, что уменьшает сложность и стоимость осуществления способа;(ii) in a horizontal well there is a high gas-to-liquid ratio when air is used as an oxidizing gas due to the depth of the well and the entry of high temperature gases into the producing well, which provides efficient natural gas lift in the reservoir, in which the pressure is not reduced, so that the use of pumps is not required, which reduces the complexity and cost of implementing the method;

(iii) прямым следствием этого является протекание вместе нефти и образованного продуктами сгорания газа (и иногда воды и/или пара) в ствол горизонтальной скважины, при этом достигается высокий энергетический кпд, так как вся энергия теплоты сгорания конвективно передается в нефть внутри и впереди дренажной зоны в коллекторе, причем передача энергии из газообразных продуктов сгорания в нефть обеспечивает самое большое снижение вязкости и максимально повышает норму отбора нефти; при этом воздухонефтяной фактор также снижается, что отражает повышенный энергетический кпд по сравнению с раздельной добычей газа и жидкости при помощи разных скважин;(iii) a direct consequence of this is the flow of oil and gas formed by the combustion products (and sometimes water and / or steam) into the horizontal wellbore, while achieving high energy efficiency, since all the energy of the calorific value is convectively transferred to the oil inside and in front of the drainage zone in the reservoir, and the transfer of energy from gaseous products of combustion into oil provides the largest reduction in viscosity and maximizes the rate of oil selection; while the air-oil factor also decreases, which reflects increased energy efficiency compared to separate production of gas and liquid using different wells;

(iv) совместная добыча образованного продуктами сгорания газа и углеводородных жидкостей также улучшает норму отбора нефти, так как CO₂, присутствующий в газе, образованном продуктами сгорания, пропитывает нефть впереди дренажного фронта и действует как растворитель, который дополнительно снижает вязкость нефти и облегчает стекание нефти в горизонтальную скважину; кроме того, СО₂, присутствующий в газе, образованном продуктами сгорания, имеет самую высокую растворимость в холодной нефти, так что дренажная зона становится шире за счет СО₂, растворенного в холодной нефти;(iv) co-production of gas formed by the products of combustion and hydrocarbon liquids also improves the oil recovery rate, since the CO ₂ present in the gas formed by the products of combustion impregnates the oil in front of the drainage front and acts as a solvent, which further reduces the viscosity of the oil and facilitates the flow of oil into a horizontal well; in addition, CO ₂ present in the gas formed by the products of combustion has the highest solubility in cold oil, so that the drainage zone becomes wider due to CO ₂ dissolved in cold oil;

(iv) водород, увлеченный текущей горячей нефтью в дренажную зону и в ствол скважины, способствует гидрокрекингу и частичному улучшению качества нефти;(iv) hydrogen carried by the flowing hot oil into the drainage zone and into the wellbore contributes to hydrocracking and a partial improvement in the quality of the oil;

(v) в заявленном способе требуется низкое давление нагнетания воздуха, так как газ, образованный продуктами сгорания, имеет прямую связь с соседней горизонтальной добывающей скважиной и, самое большее, удален от нее толщиной нефтяной зоны.(v) in the inventive method, a low air injection pressure is required, since the gas formed by the combustion products has a direct connection with an adjacent horizontal production well and, at most, is removed from it by the thickness of the oil zone.

На сопроводительных чертежах показаны примерные варианты осуществления настоящего изобретения.The accompanying drawings show exemplary embodiments of the present invention.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг.1 показано поперечное сечение через нефтеносный коллектор, причем можно видеть расположение скважин, использованных для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, при этом разрез проходит как через вертикальную нагнетательную скважину, так и через пару горизонтальной/вертикальной добывающих скважин. Поверх нефтеносного коллектора лежит покрывающий пласт, в котором расположены вертикальная нагнетательная скважина окисляющего газа и пара вертикальной/горизонтальной скважин для добычи нефти.Figure 1 shows a cross section through the oil reservoir, and you can see the location of the wells used to implement the method in accordance with the present invention, while the section passes through both a vertical injection well and a pair of horizontal / vertical production wells. On top of the oil reservoir lies an overburden, in which a vertical oxidizing gas injection well and a pair of vertical / horizontal oil wells are located.

На фиг.2 показан разрез по линии В-В нефтеносного коллектора, показанного на фиг.1, где можно видеть поперечное сечение горизонтальной добывающей скважины.Figure 2 shows a section along the line bb of the oil reservoir shown in figure 1, where you can see the cross section of a horizontal production well.

На фиг.3 показан частично прозрачный вид сверху нефтеносного коллектора,Figure 3 shows a partially transparent top view of the oil reservoir,

показанного на фиг.1, при осуществлении численного моделирования.shown in figure 1, in the implementation of numerical simulation.

На фиг.4 показано поперечное сечение через нефтеносный коллектор, аналогичное показанному на фиг.1, поясняющее вариант осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, с множеством нагнетательных скважин окисляющего газа, которые используют для перемещения фронта горения в двух взаимно противоположных направлениях.FIG. 4 is a cross-section through an oil reservoir similar to that shown in FIG. 1, illustrating an embodiment of the method of the present invention with a plurality of oxidizing gas injection wells that are used to move the combustion front in two mutually opposite directions.

На фиг.5 показано изображение, аналогичное показанному на фиг.1, но с использованием пяти нагнетательных скважин окисляющего газа в виде одновременно действующих нагнетательных скважин.Figure 5 shows an image similar to that shown in figure 1, but using five injection wells of oxidizing gas in the form of simultaneously operating injection wells.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.1, на которой показан нефтеносный коллектор 20, который типично закрыт покрывающим слоем 1, преимущественно образованным из сланца или покрывающей породы, имеющим значительную толщину, которая делает его по существу непроницаемым для газового потока, так что нагнетаемый содержащий кислород газ 22 будет заключен в нефтеносном коллекторе 20.Turning now to FIG. 1, an oil reservoir 20 is shown that is typically closed by a cover layer 1, predominantly formed from shale or cover rock, having a significant thickness that makes it substantially impermeable to the gas stream, so that the injected oxygen-containing gas 22 will be enclosed in the oil reservoir 20.

В соответствии со способом в соответствии с настоящим изобретением по меньшей мере одну вертикальную нагнетательную скважину 6а окисляющего газа бурят с поверхности 30 вниз в верхний участок коллектора 20 и перфорируют ее так, чтобы можно было произвести нагнетание окисляющего газа 22 в коллектор 20 поблизости от верхней части нефтеносного коллектора 20, причем такой окисляющий газ сжимают в скважине 6а при помощи компрессора 71.In accordance with the method in accordance with the present invention, at least one vertical oxidizing gas injection well 6a is drilled from the surface 30 downward into the upper portion of the manifold 20 and perforated so that the oxidizing gas 22 can be injected into the manifold 20 near the top of the oilfield the collector 20, and such an oxidizing gas is compressed in the well 6a using a compressor 71.

Создают пару 9 горизонтальной/вертикальной добывающих скважин, имеющих участок 10 вертикальной скважины и горизонтальный участок 8. Участок 8 горизонтальной скважины заканчивают низко в коллекторе 20 и преимущественно так, что он идет по существу вдоль всей длины нефтеносного коллектора 20 или его части, из которой желательно произвести добычу по способу в соответствии с настоящим изобретением. Обсадную трубу горизонтальной скважины перфорируют, как это показано на фиг.1 и 4, или же эта труба может быть выполнена пористой, как это показано в патенте РСТ/СА Archon Technologies Ltd., узкие пазы или сетчатые пробки FacsRite™ (товарный знак фирмы Shiumberger Inc.), что позволяет поступать горячей нефти 3 и горячим газообразным продуктам сгорания 5 из коллектора 20 в горизонтальную скважину 8 для последующего подъема на поверхность 30. Внутренний диаметр горизонтальной добывающей скважины преимущественно превышает 3 дюйма, что позволяет поддерживать симметрию фронтального продвижения, предпочтительно превышает 5 дюймов, а еще лучше, превышает 7 дюймов (например, внутренний диаметр составляет около 9 5/8 дюйма в типичном стволе скважины стандартного размера).A pair of horizontal / vertical production wells 9 is created having a vertical well section 10 and a horizontal section 8. The horizontal well section 8 is lowed low in the reservoir 20 and preferably so that it extends substantially along the entire length of the oil reservoir 20 or a portion of which it is desirable to produce by the method in accordance with the present invention. The horizontal well casing is perforated as shown in FIGS. 1 and 4, or the pipe can be made porous, as shown in Archon Technologies Ltd. PCT / CA, narrow grooves or mesh plugs FacsRite ™ (trademark of Shiumberger Inc.), which allows hot oil 3 and hot gaseous products of combustion 5 to enter from the reservoir 20 into a horizontal well 8 for subsequent rise to the surface 30. The internal diameter of the horizontal production well mainly exceeds 3 inches, which allows maintaining symmetry rontalnogo promotion, preferably greater than 5 inches, and most preferably greater than 7 inches (e.g., inner diameter is about 9 5/8 inches in a typical standard size well bore).

По меньшей мере одна нагнетательная скважина 6а окисляющего газа в соответствии со способом в соответствии с настоящим изобретением расположена над и ориентировочно в средней точке вдоль ствола 8 горизонтальной скважины (то есть расстояние "d₁" ориентировочно равно расстоянию "d₂", как это показано на фиг.1), однако точное положение может быть изменено на основании неоднородности известного коллектора или других факторов.At least one oxidizing gas injection well 6a according to the method of the present invention is located above and approximately at a midpoint along the horizontal wellbore 8 (i.e., the distance "d ₁ " is approximately equal to the distance "d ₂ ", as shown in 1), however, the exact position can be changed based on the heterogeneity of the known collector or other factors.

Первой операцией при запуске и проведении способа добычи нефти в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения является создание флюидной связи между вертикальной нагнетательной скважиной 6а и горизонтальной добывающей скважиной 8, так чтобы окисляющий газ 22 мог легко поступать в коллектор 20, а нагретая нефть 3 и образованный продуктами сгорания газ 5 могли быть извлечены из коллектора 20 через пару 9 горизонтальной/вертикальной скважин. Первоначально пар (не показан) может быть введен циклически или непрерывно в вертикальную скважину 6а, а также введен с поверхности в горизонтальную скважину 8 и может циркулировать в ней, чтобы нагревать горизонтальную скважину 8 и повышать подвижность нагретой нефти 3 в ней. Давление первоначально введенного пара не является таким большим, чтобы пропускать большие объемы пара непосредственно через коллектор 20 и в горизонтальную скважину 8, а просто является достаточным для того, чтобы содействовать стеканию вязких жидкостей из коллектора 20 под таким давлением вниз из коллектора 20 в область более низкого давления, а именно в область горизонтальной скважины 8, причем указанная горизонтальная скважина 8 удаляет флюиды из такой области и поэтому создает область относительно низкого давления и, таким образом, создает поток флюида в таком направлении. В случае нефти 3, которая является фиксированной при имеющихся в коллекторе условиях, пар также может быть введен через нагнетательную скважину 6а непрерывным образом, с учетом расширения коллектора, позволяющего создать приемистость пара. Когда нефть 3 является такой вязкой, что она фиксирована в коллекторе 20, тогда предварительное нагревание горизонтальной добывающей скважины 8 предотвращает застывание нефти 3 в горизонтальной скважине 8 и прекращение добычи, в особенности тогда, когда добывающая скважина 8 должна быть остановлена, что может случиться при возникновении проблем в поверхностном оборудовании для обработки нефти. Такое предварительное нагревание может быть осуществлено за счет циркуляции пара в горизонтальной ветви 8 из носка 40 в пятку 42 горизонтальной скважины 8. Циркуляцию обеспечивают за счет введения длинной трубы (не показана) в горизонтальную скважину 8 для нагнетания пара, который протекает через эту трубу к носку 40 и возвращается назад в пятку 42 через кольцевое пространство между трубой и обсадной колонной горизонтальной скважины 8 и после этого на поверхность 30. Как только образуется флюидная связь между нагнетательной скважиной 6а и горизонтальной добывающей скважиной 8, содержащий кислород газ, например воздух, обогащенный кислородом воздух, обогащенный CO₂ воздух или смесь кислорода с CO₂, нагнетают в коллектор 20 через нагнетательную скважину 6а, как это показано на фиг.1. Сначала используют относительно умеренные расходы воздуха, но затем эти расходы повышают до заданного максимального значения при поддержании температуры ствола скважины ориентировочно ниже 350°С, которую измеряют при помощи связки термопар, введенных в ствол скважины. После начала нагнетания окисляющего газа горение побочных продуктов, таких как СО₂, будет проявляться на поверхности в виде добытого газа, свидетельствующего о том, что в коллекторе происходит горение.The first operation when starting and conducting an oil production method in accordance with a preferred embodiment of the present invention is to create a fluid connection between the vertical injection well 6a and the horizontal production well 8, so that the oxidizing gas 22 can easily enter the reservoir 20, and the heated oil 3 and formed combustion products gas 5 could be extracted from the reservoir 20 through a pair of 9 horizontal / vertical wells. Initially, steam (not shown) can be introduced cyclically or continuously into the vertical well 6a, and also introduced from the surface into the horizontal well 8 and can circulate therein to heat the horizontal well 8 and increase the mobility of the heated oil 3 therein. The pressure of the initially introduced steam is not so large as to pass large volumes of steam directly through the manifold 20 and into the horizontal well 8, but simply is sufficient to facilitate the flow of viscous fluids from the manifold 20 under such pressure down from the manifold 20 to the lower region pressure, namely, in the region of the horizontal well 8, wherein said horizontal well 8 removes fluids from such an area and therefore creates a region of relatively low pressure and thus with It provides the fluid flow in such direction. In the case of oil 3, which is fixed under the conditions existing in the reservoir, steam can also be introduced through the injection well 6a in a continuous manner, taking into account the expansion of the reservoir, which allows you to create injectivity of steam. When the oil 3 is so viscous that it is fixed in the reservoir 20, then preheating the horizontal production well 8 prevents solidification of the oil 3 in the horizontal well 8 and stopping production, especially when the production well 8 has to be stopped, which can happen if problems in surface equipment for oil refining. Such preheating can be accomplished by circulating steam in the horizontal branch 8 from the toe 40 to the heel 42 of the horizontal well 8. The circulation is provided by introducing a long pipe (not shown) into the horizontal well 8 to inject steam that flows through the pipe to the toe 40 and returns back to the heel 42 through the annular space between the pipe and the casing of the horizontal well 8 and then to the surface 30. As soon as a fluid connection is formed between the injection well 6a and the horizontal an on-line production well 8, containing oxygen gas, for example air, oxygen-enriched air, CO ₂ enriched air or a mixture of oxygen and CO ₂ , is injected into the manifold 20 through an injection well 6a, as shown in FIG. 1. At first, relatively moderate air flows are used, but then these costs are increased to a predetermined maximum value while maintaining the temperature of the wellbore approximately below 350 ° C, which is measured using a bunch of thermocouples introduced into the wellbore. After the start of the injection of the oxidizing gas, the combustion of by-products, such as CO ₂ , will appear on the surface in the form of produced gas, indicating that combustion takes place in the reservoir.

Предварительное нагревание коллектора 20 поблизости от вертикальной нагнетательной скважины 6а позволяет решить вторую важную задачу, связанную с тем, что нефть при температурах пара обычно может самовоспламеняться и начинает гореть при протекании процессов добычи нефти. Это также позволяет уменьшить насыщение нефти песком поблизости от вертикальной нагнетательной скважины, что позволяет уменьшить силу экзотермы горения и предотвратить перегрев нагнетательной скважины.Preheating the reservoir 20 in the vicinity of the vertical injection well 6a allows us to solve the second important problem, related to the fact that oil at steam temperatures can usually ignite and begins to burn during oil production processes. It also allows to reduce oil saturation by sand in the vicinity of a vertical injection well, which reduces the strength of the exotherm of combustion and prevents overheating of the injection well.

На первом этапе способа внутрипластового горения, когда окисляющий газ 22 входит в контакт с нефтью 3 в пласте 20, протекают реакции горения и создается кокс в области 4, непосредственно следующей за фронтами 50 горения, как это показано на фиг.1-4. После этого кокс только расходуется в виде топлива и после его расхода остается выжженная зона 2, как это показано на фиг.1-4. Кокс в области 4 (см. фиг.1-4) образован из небольших углеродистых частиц, диспергированных на зернах песка. Отношение водород/ углерод типично равно 1.13, что измерено в лабораторных реакторах и в установках для коксования, использующих битум Атабаски. Зерна песка, содержащие частицы кокса, остаются по существу проницаемыми для газа, так что окисляющий газ 22 и полученный газ 4, образованный продуктами сгорания, могут легко протекать через них, контактировать с холодной нефтью и переносить теплоту. Конвективный нагрев нефти является таким интенсивным, что происходит гидрокрекинг нефти за счет высоких температур, созданных при сгорании кокса и в присутствии генерированного водорода. Заявленный способ может работать одновременно со способом THAI™ (нагнетание воздуха с носка к пятке, зарегистрированный торговый знак фирмы Archon Technologies Ltd, of Calgary, Alberta), в том, что касается механизма горения и фронта дренажа. Фирма Petrobank Energy and Resources Ltd., которая использовала THAI™ способ в Conklin, Alberta, сообщает о температурах в коллекторе свыше 600°С, о содержании до 8 объемных процентов водорода в добытом газе и о повышении качества битума на 3-4 пункта. Таким образом, нефть 3, добытая в соответствии с настоящим изобретением, является по существу нефтью повышенного качества.In the first stage of the in-situ combustion method, when the oxidizing gas 22 comes into contact with oil 3 in the formation 20, combustion reactions occur and coke is created in the region 4 immediately following the combustion fronts 50, as shown in Figs. 1-4. After this, the coke is only consumed in the form of fuel and after its consumption there remains a scorched zone 2, as shown in Figs. 1-4. Coke in region 4 (see FIGS. 1-4) is formed from small carbon particles dispersed on sand grains. The hydrogen / carbon ratio is typically 1.13, as measured in laboratory reactors and in coking plants using Athabasca bitumen. Sand grains containing coke particles remain substantially permeable to gas, so that the oxidizing gas 22 and the resulting gas 4 formed by the combustion products can easily flow through them, come into contact with cold oil and transfer heat. Convective heating of oil is so intense that oil hydrocracking occurs due to the high temperatures created during the combustion of coke and in the presence of generated hydrogen. The claimed method can work simultaneously with the THAI ™ method (pumping air from toe to heel, a registered trademark of Archon Technologies Ltd, of Calgary, Alberta), as regards the combustion mechanism and the drainage front. Petrobank Energy and Resources Ltd., which used the THAI ™ method in Conklin, Alberta, reports collector temperatures in excess of 600 ° C, up to 8 volume percent hydrogen in the produced gas, and an increase in bitumen quality of 3-4 points. Thus, the oil 3 produced in accordance with the present invention is essentially a high quality oil.

Преимущественно, в способе в соответствии с настоящим изобретением, в котором обеспечено удаление горячих газообразных продуктов 5 сгорания через пару 9 горизонтальной/вертикальной скважин, также достигаются значительные преимущества по сравнению с известным уровнем техники, таким как способ в соответствии с патентом США 5,456,315, который основан на использовании дополнительных скважин 4 (см. фиг.2 в патенте США 5,456,315), расположенных в верхних зонах коллектора и предназначенных для удаления таких газообразных продуктов сгорания. К несчастью, такие известные способы, как описанный в патенте США 5,456,315, значительно снижают возможность обеспечения конвективной теплопередачи из горячих газообразных продуктов сгорания в нефть, причем их недостатком является также удаление полученного водорода, необходимого для гидрокрекинга, а также удаление растворителя СО₂, который позволяет снижать вязкость нефти. В таких известных ранее процессах, в которых в основном используют кондуктивный теплообмен, энергопотребление являются более высоким и они обеспечивают более низкий выход нефти, чем заявленный способ. В заявленном способе создана дренажная зона 15 и горячая нефть 3 повышенного качества, а также вода/пар (не показаны) и газообразные продукты 5 сгорания текут вниз и поступают в горизонтальную скважину 8 для последующего совместного подъема на поверхность 30. При осуществлении способа внешняя часть слоя 4 кокса, ближайшая к зоне введения содержащего кислород газа 22, выгорает и происходит отложение свежего кокса, причем горячий газ, образованный продуктами сгорания, сначала контактирует с нефтью. В этой операции, коллекторная нефть 3 никогда не контактирует с кислородом, так что окисление органики не происходит и эмульсии добытой нефти легко разрушаются в оборудовании для переработки нефти на поверхности. Нефть 3 выше флюидной дренажной зоны 15 остается по существу не нагретой, пока не продвинутся дренажная зона 15 и фронт 50 горения. В случае коллекторов 20, содержащих подвижную нефть, не нагретая природная нефть 3, удаленная от дренажного фронта 15 горения, перемешивается с прошедшей гидрокрекинг нефтью 3 в горизонтальной скважине 8, что позволяет снизить полную степень обогащения. Однако в случае содержащих подвижную нефть коллекторов дебит повышается потому, что ствол всей горизонтальной скважины является продуктивным в течение всего срока службы скважины. Во всех коллекторах 20, зона введенного окисляющего газа остается изолированной от горизонтальной скважины при помощи слоя 24 нефти 3, что предотвращает вход окисляющего газа (например, кислорода) в горизонтальную скважину 8. Этот слой 24 снабжается горячей нефтью 3 повышенного качества, которая дренирует из распространяющегося в боковом направлении фронта 50 горения и втекает у основания коллектора 20 в горизонтальную скважину 8. При проведении способа в соответствии с настоящим изобретением, объем нефти 3, входящей в горизонтальную скважину 8 из защитного слоя 24, является большим по сравнению с объемом нефти 3, который дренирует вместе с газообразными продуктами 5 сгорания (сравнение фиг.1 и фиг.4 позволяет увидеть увеличенный объем слоя 24).Advantageously, in the method in accordance with the present invention, in which hot gaseous products of combustion 5 are removed through a pair 9 of horizontal / vertical wells, significant advantages are also achieved in comparison with the prior art, such as the method in accordance with US Pat. No. 5,456,315, which is based using additional wells 4 (see FIG. 2 in US Pat. No. 5,456,315) located in the upper zones of the reservoir and intended to remove such gaseous products of combustion. Unfortunately, known methods such as described in US Pat. No. 5,456,315 significantly reduce the ability to provide convective heat transfer from hot gaseous products of combustion to oil, and their disadvantage is also the removal of the hydrogen produced necessary for hydrocracking, as well as the removal of CO ₂ solvent, which allows reduce the viscosity of oil. In such previously known processes, which mainly use conductive heat transfer, the energy consumption is higher and they provide a lower oil yield than the claimed method. In the inventive method, a drainage zone 15 and hot oil 3 of improved quality, as well as water / steam (not shown) and gaseous combustion products 5 flow down and enter a horizontal well 8 for subsequent joint rise to the surface 30. In the method, the outer part of the layer 4, the coke closest to the introduction zone of the oxygen-containing gas 22 burns out and fresh coke is deposited, the hot gas formed by the combustion products first contacting the oil. In this operation, the reservoir oil 3 never comes into contact with oxygen, so that the organic matter does not oxidize and emulsions of the produced oil are easily destroyed in the surface oil processing equipment. Oil 3 above the fluid drainage zone 15 remains substantially unheated until the drainage zone 15 and the combustion front 50 advance. In the case of reservoirs 20 containing mobile oil, unheated natural oil 3 remote from the combustion drainage front 15 is mixed with hydrocracked oil 3 in a horizontal well 8, thereby reducing the full degree of enrichment. However, in the case of reservoirs containing mobile oil, production is increased because the entire horizontal wellbore is productive throughout the life of the well. In all reservoirs 20, the zone of injected oxidizing gas remains isolated from the horizontal well by oil layer 24, which prevents oxidizing gas (eg, oxygen) from entering the horizontal well 8. This layer 24 is provided with high quality hot oil 3 that drains from the pervasive in the lateral direction of the combustion front 50 and flows at the base of the reservoir 20 into the horizontal well 8. When carrying out the method in accordance with the present invention, the volume of oil 3 included in the horizontal well 8 from the protective layer 24 is large compared to the volume of oil 3, which drains along with the gaseous products of combustion 5 (a comparison of FIG. 1 and FIG. 4 allows you to see the increased volume of the layer 24).

На фиг.2 показан разрез по линии В-В нефтеносного коллектора 20, показанного на фиг.1, при осуществлении способа в соответствии с настоящим изобретением, причем на фиг.2 и на фиг.1 аналогичные детали имеют одинаковые позиционные обозначения. На фиг.2 показано, как образуется защитный нефтяной слой поверх горизонтальной скважины.Figure 2 shows a section along the line BB of the oil reservoir 20 shown in figure 1, when implementing the method in accordance with the present invention, and in figure 2 and figure 1, similar parts have the same reference designators. Figure 2 shows how a protective oil layer forms over a horizontal well.

На фиг.3 показан вид сверху нефтеносного коллектора 20 при осуществлении способа в соответствии с настоящим изобретением, причем на фиг.3 показаны зона 2 горения, зона 4 отложения кокса и флюидная дренажная зона 15. Скважина 6а для нагнетания содержащего кислород газа расположена в верхней части нефтеносного коллектора 20, а горизонтальный сегмент 8 добывающей скважины 9 расположен у основания коллектора 20. Вертикальной сегмент 10 пары 9 горизонтальной/вертикальной скважин соединен с горизонтальным сегментом 8 у пятки 42 добывающей скважины 8 и соединен с поверхностным оборудованием для переработки нефти (не показано). Несмотря на то, что флюидная дренажная зона 15 пересекает горизонтальную скважину 8 в двух точках, 17 и 18, вся добытая нефть 3 движется внутри горизонтальной скважины 8 к пятке 42 горизонтальной скважины 8. Удивительным образом оказалось, что расстояние между проекцией нагнетательной скважины 6а и дренажными входными точками 17, 18 в горизонтальную скважину 8 остается по существу одинаковым при протекании способа. Можно было бы ожидать, что участок (входная точка) 18 дренажной зоны 15 будет двигаться к пятке 42 горизонтальной добывающей скважины 8 намного быстрее, чем будет двигаться участок (входная точка) 17 дренажной зоны 15 к носку 40, так как участок (входная точка) 18 расположен ближе к имеющей низкое давление пятке 42 - однако этого не происходит.Figure 3 shows a top view of the oil reservoir 20 in the implementation of the method in accordance with the present invention, and figure 3 shows a combustion zone 2, a coke deposition zone 4 and a fluid drainage zone 15. A well 6a for injecting oxygen-containing gas is located in the upper part oil reservoir 20, and the horizontal segment 8 of the producing well 9 is located at the base of the collector 20. The vertical segment 10 of the pair 9 of horizontal / vertical wells is connected to the horizontal segment 8 at the heel 42 of the producing well 8 and one with surface equipment for processing oil (not shown). Despite the fact that the fluid drainage zone 15 intersects the horizontal well 8 at two points, 17 and 18, all the oil produced 3 moves inside the horizontal well 8 to the heel 42 of the horizontal well 8. Surprisingly, it turned out that the distance between the projection of the injection well 6a and the drainage the input points 17, 18 into the horizontal well 8 remain essentially the same during the course of the method. One would expect that the section (input point) 18 of the drainage zone 15 will move to the heel 42 of the horizontal production well 8 much faster than the section (input point) 17 of the drainage zone 15 will move to the toe 40, since the section (input point) 18 is located closer to the low-pressure heel 42 — however, this does not occur.

Обратимся опять к рассмотрению фиг.1, на которой показано, что покрывающая порода 1 предотвращает утечку флюидов, в том числе окисляющего газа 22, из нефтеносного коллектора 20. На фиг.1 также показана зона 2 горения, зона 4 отложения кокса, флюидная дренажная зона 15, нагнетательная скважина 6а содержащего кислород газа, горизонтальная ветвь 8 пары 9 скважин и вертикальный сегмент 10 пары 9 скважин.Referring again to FIG. 1, it is shown that the overburden 1 prevents the escape of fluids, including oxidizing gas 22, from the oil reservoir 20. FIG. 1 also shows a combustion zone 2, a coke deposition zone 4, and a fluid drainage zone. 15, an injection well 6a of oxygen-containing gas, a horizontal branch 8 of a pair of 9 wells and a vertical segment 10 of a pair of 9 wells.

При протекании способа в соответствии с настоящим изобретением, показанного на фиг.1, каждая из зон 4 кокса и флюидных дренажных зон 15 движется вбок наружу от нагнетательной скважины 6а, в двух взаимно противоположных направлениях, а именно к носку 40 и к пятке 42 пары 9 добывающих скважин, как и флюидные входные точки 17, 18, и зона горения 2 расширяется (что видно при сравнении фиг.1 и фиг.4). Этот процесс продолжается до тех пор, пока флюидные дренажные зоны 15 не дойдут до носка 40 и пятки 42, что происходит приблизительно одновременно, если нагнетательная скважина 6а расположена в средней точке вдоль длины горизонтальной скважины 8 пары 9 скважин. Важно, что нефтяной слой 24, защищающий горизонтальную скважину 8 от воздействия кислорода, утолщается за счет нефти 3, как это показано на фиг.4, которая стекает из дренажных областей 15 в горизонтальную скважину в точках 17, 18. Когда дренажные точки 17, 18 дойдут до концевых точек носка 40 и пятки 42, нагнетание окисляющего газа должно быть уменьшено или остановлено, чтобы исключить чрезмерное повышение давления в коллекторе, которое могло бы вызвать образование трещин в коллекторе или вызвать принудительное поступление кислорода в горизонтальную скважину 8.When the process in accordance with the present invention shown in FIG. 1 proceeds, each of the coke zones 4 and the fluid drainage zones 15 moves laterally outward from the injection well 6a, in two mutually opposite directions, namely, to the toe 40 and to the heel 42 of the pair 9 production wells, as well as fluid inlet points 17, 18, and the combustion zone 2 expands (as can be seen when comparing figure 1 and figure 4). This process continues until the fluid drainage zones 15 reach the toe 40 and the heel 42, which occurs approximately simultaneously if the injection well 6a is located at a midpoint along the length of the horizontal well 8 of the pair of 9 wells. It is important that the oil layer 24, which protects the horizontal well 8 from exposure to oxygen, thickens due to oil 3, as shown in Fig. 4, which flows from the drainage areas 15 into a horizontal well at points 17, 18. When the drainage points 17, 18 reach the end points of the toe 40 and the heel 42, the injection of oxidizing gas should be reduced or stopped to prevent an excessive increase in pressure in the manifold, which could cause cracking in the manifold or force oxygen to flow horizontally hole 8.

В частности, проникновение кислорода или содержащего кислород газа в горизонтальную скважину 8 или в вертикальную скважину 9 следует исключить потому, что в противном случае нефть 3 в них может загореться или взорваться, в результате чего создаются очень высокие температуры, которые могут повредить пару 9 скважин и вызвать интенсивное образование кокса, который может закупоривать пару 9 добывающих скважин. Одним из путей контроля температуры и давления в горизонтальной скважине 8 (и, таким образом, также и в вертикальной скважине 10) является непрерывная циркуляция пара или неокисляющего газа через трубу ствола скважины (не показана, но описана здесь выше), которая была использована для предварительного нагревания горизонтальной скважины 8. Достаточны очень низкие расходы пара, типично 1-10 м³ в день. Связка термопар (не показана), установленных вдоль трубы (не показана) в горизонтальной скважине 8, предупреждает оператора о том, что расход пара нужно увеличить, чтобы понизить температуру горизонтальной скважины 8.In particular, the penetration of oxygen or oxygen-containing gas into a horizontal well 8 or vertical well 9 should be excluded because otherwise the oil 3 could catch fire or explode, resulting in very high temperatures that could damage a pair of 9 wells and cause intense coke formation, which can clog a pair of 9 production wells. One way to control temperature and pressure in a horizontal well 8 (and thus also in a vertical well 10) is to continuously circulate steam or non-oxidizing gas through the wellbore (not shown, but described here above), which was used for preliminary heating a horizontal well 8. Very low steam flow rates, typically 1-10 m ³ per day, are sufficient. A bunch of thermocouples (not shown) installed along a pipe (not shown) in horizontal well 8 warns the operator that steam consumption must be increased in order to lower the temperature of horizontal well 8.

Наличие трубы в горизонтальной скважине 8, в дополнение к использованию для подачи пара для предварительного нагревания ствола горизонтальной скважины 8 и окружающих областей коллектора, и инициирования флюидной связи между коллектором 20 и горизонтальной скважиной 8 также преимущественно может быть использовано для подачи разжижителя в нефть 3 в горизонтальной скважине 8, а в частности разжижителя углеводорода, такого как VAPEX, растворителей углеводорода или нафты или, альтернативно, СО₂, как это показано в находящейся на одновременном рассмотрении заявке на патент США 20090308606 (12/280,832) на имя заявителей настоящего изобретения, которая полностью включена в данное описание в качестве ссылки. Нагнетание СО₂ в трубу внутри горизонтальной скважины 8 является предпочтительным потому, что этот газ не только действует как разжижитель нефти 3, накапливаемой в горизонтальной скважине 8 и в бассейне (слое) 24, окружающем горизонтальную скважину 8, но также позволяет немного повысить давление в горизонтальной скважине 8 и за счет этого исключить любое поступление окисляющего газа 22, который мог бы входить в горизонтальную скважину 8 после понижения уровня слоя 24 нефти и мог бы создавать в ней потенциально взрывоопасную смесь с нефтью 3.The presence of the pipe in the horizontal well 8, in addition to using steam to preheat the horizontal well 8 and the surrounding areas of the reservoir, and initiating fluid communication between the reservoir 20 and the horizontal well 8, can also advantageously be used to feed the diluent into the oil 3 in the horizontal hole 8, and in particular a hydrocarbon diluent such as VAPEX, naphtha or hydrocarbon solvent or, alternatively, CO _2, as is shown in co-p ssmotrenii U.S. Patent Application 20090308606 (12 / 280.832) in the name of the applicants of the present invention, which is fully incorporated herein by reference. The injection of CO ₂ into the pipe inside the horizontal well 8 is preferable because this gas not only acts as a diluent for the oil 3 accumulated in the horizontal well 8 and in the pool (layer) 24 surrounding the horizontal well 8, but also allows a slight increase in pressure in the horizontal well 8 and thereby exclude any flow of oxidizing gas 22, which could enter the horizontal well 8 after lowering the level of the oil layer 24 and could create a potentially explosive mixture with oil 3 in it.

После одновременного достижения носка 40 и пятки 42 горизонтальной скважины 8 дренажными фронтами 17, 18 начинается новая стадия способа, а именно стадия депрессии (понижения уровня нефти). В частности, в этот момент времени больше нет достаточных количеств созданных имеющих высокую температуру газов 5, чтобы обеспечивать натуральный газлифт нефти 3 на поверхность 30, так как вся длина горизонтальной скважины 8 покрыта слоем 24 и закупорена нефтью 3. Следовательно, требуется откачка жидкости или искусственный газлифт, чтобы поднять на поверхность большое количество горячей нефти 3 повышенного качества, остающейся у основания коллектора 20. Поэтому скорость нагнетания окисляющего газа 22 в нагнетательную скважину 6а регулируют так, чтобы поддерживать давление нагнетания по существу ниже давления образования трещин в коллекторе. Максимальное давление нагнетания окисляющего газа меньше чем 70% давления в коллекторе является предпочтительным, и меньше чем 50% давления в коллекторе является наиболее предпочтительным во время стадии депрессии. Стадия депрессии является предпочтительной потому, что требования к подаче сжатого газа являются пониженными и выход компрессора 71, вырабатывающего сжатый воздух в качестве окисляющего газа 22, может быть по существу переключен на новые операции, в которых первоначально требуются большие объемы окисляющего газа 22. Газонефтяной фактор намного ниже во время стадии депрессии, что позволяет повысить общий энергетический кпд этого способа. Для битуминозных песков Атабаски совокупный воздухонефтяной фактор может составлять всего 715:1 (м³ воздуха/м³ нефти).After simultaneously reaching the toe 40 and heel 42 of the horizontal well 8 by the drainage fronts 17, 18, a new stage of the method begins, namely the stage of depression (lowering the oil level). In particular, at this point in time, there are no longer enough created high temperature gases 5 to provide natural gas lift of oil 3 to surface 30, since the entire length of horizontal well 8 is covered with layer 24 and clogged with oil 3. Therefore, pumping fluid or artificial gas lift to raise a large amount of hot oil 3 of high quality remaining at the base of the reservoir 20. Therefore, the rate of injection of oxidizing gas 22 into the injection well 6a is controlled by to to maintain the discharge pressure is substantially below the pressure of formation of cracks in the reservoir. A maximum oxidizing gas injection pressure of less than 70% of the manifold pressure is preferred, and less than 50% of the manifold pressure is most preferred during the depression stage. The depression stage is preferable because the compressed gas supply requirements are reduced and the output of the compressor 71 generating compressed air as the oxidizing gas 22 can essentially be switched to new operations, which initially require large volumes of oxidizing gas 22. The gas-oil factor is much lower during the stage of depression, which improves the overall energy efficiency of this method. For the tar sands of Athabasca, the total air-oil factor can be as little as 715: 1 (m ³ air / m ³ oil).

Способ характеризуется гладкой и устойчивой работой при коэффициентах нефтеотдачи до 80%, причем он минимизирует термоциклирование добывающих скважин, которое могло бы приводить к частым повреждениям ствола скважины в паровых процессах, таких как гравитационный режим пласта с содействием пара (SAGD).The method is characterized by smooth and stable operation with oil recovery rates of up to 80%, and it minimizes the thermal cycling of production wells, which could lead to frequent damage to the wellbore in steam processes, such as gravity mode of the formation with the assistance of steam (SAGD).

В тех ситуациях, в которых имеется плохая проницаемость коллектора, может потребоваться использование множества нагнетательных скважин 6а, 6b окисляющего газа, как это показано на фиг.4, и соответствующая адаптация способа в соответствии с настоящим изобретением. Поэтому в соответствии с дальнейшим усовершенствованием настоящего изобретения, после того, как фронты 50 горения прошли специфическое расстояние от исходной нагнетательной скважины 6а окисляющего газа, могут быть образованы дополнительные нагнетательные скважины 6b окисляющего газа (законченные на взаимно противоположных сторонах нагнетательной скважины 6а), причем, после того, как фронты горения прошли наружу за них, как это показано на фиг.4, каждую из них снабжают окисляющим газом (воздухом) 22 при помощи компрессора 71, нагнетаемым в коллектор 20, чтобы фронты 50 горения продолжали продвигаться наружу в направлении носка 40 и пятки 42 горизонтальной скважины и не останавливались и/или не погасали.In situations where there is poor reservoir permeability, it may be necessary to use a plurality of oxidizing gas injection wells 6a, 6b, as shown in FIG. 4, and appropriate adaptation of the method in accordance with the present invention. Therefore, in accordance with a further improvement of the present invention, after the combustion fronts 50 have passed a specific distance from the source oxidizing gas injection well 6a, additional oxidizing gas injection wells 6b (completed on the opposite sides of the injection well 6a) can be formed, and, after after the combustion fronts went out behind them, as shown in Fig. 4, each of them is supplied with oxidizing gas (air) 22 by means of a compressor 71, pumped into speaker 20, to the combustion fronts 50 continued to move outwardly toward the toe 40 and heel 42 of the horizontal well and is not stopped and / or extinguished.

Дополнительные нагнетательные скважины 6b, как это показано на фиг.4, могут быть закончены на противоположных сторонах первоначальной нагнетательной скважины 6а ранее начала осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, или, альтернативно, могут быть пробурены и закончены по истечении некоторого периода времени после начала осуществления способа, когда стало понятно, что фронты 50 горения продвинулись до точки, слишком удаленной от исходной нагнетательной скважины 6а, и требуется более прямая и близкая подача окисляющего газа 22 для того, чтобы фронты 50 горения продвигались наружу вдоль горизонтальной скважины 8 и чтобы процесс мог продолжаться. Дополнительная операция использования или заканчивания дополнительных газовых нагнетательных скважин 6b может быть повторена при необходимости на каждой из наружных сторон ранее законченных нагнетательных скважин 6b до тех пор, пока точки 17, 18 пересечения дренажной зоны 15 не дойдут соответственно до участка 40 носка и участка 42 пятки горизонтальной скважины 8.Additional injection wells 6b, as shown in FIG. 4, may be completed on opposite sides of the initial injection well 6a before the implementation of the method in accordance with the present invention, or, alternatively, may be drilled and completed after a certain period of time after the start of implementation method, when it became clear that the combustion fronts 50 advanced to a point too far from the original injection well 6a, and a more direct and closer supply of oxidizing gas 22 to the combustion fronts 50 moved outwardly along a horizontal hole 8 and the process can continue. The additional operation of using or completing additional gas injection wells 6b can be repeated, if necessary, on each of the outer sides of the previously completed injection wells 6b until the intersection points 17, 18 of the drainage zone 15 reach respectively the toe section 40 and the horizontal heel section 42 wells 8.

В соответствии с наиболее предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения несколько нагнетательных скважин окисляющего газа используют с начального этапа.According to a most preferred embodiment of the present invention, several oxidizing gas injection wells are used from the initial stage.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.5, на которой показаны 5 нагнетательных скважин окисляющего газа, 6а-6е, в битумном коллекторе 20, расположенных с указанными промежутками друг от друга, причем x = длина скважины, поделенная на число нагнетательных скважин. Такая схема расположения гарантирует, что фронты горения, направление движения которых показано стрелками, все будут доходить до носка и пятки одновременно. Если нагнетательные скважины установлены неправильно, то способ все еще может быть осуществлен при всех его преимуществах, однако энергетический кпд будет несколько понижен. Нефть 3, покрывающая сверху горизонтальную скважину, изолирует ее от кислорода. Ориентировочно в тот момент времени, когда фронты горения доходят до носка и пятки, дренажные точки 17а-17е и 18а-18е сливаются и горизонтальная скважина будет полностью покрыта нефтью. Если сохранять высокой скорость нагнетания воздуха, то будет происходить чрезмерное повышение давления в коллекторе; поэтому оперативное управление переключают от контроля расхода газа к контролю давления газа. Из этого следует, что скорость нагнетания газа намного уменьшается, в то время как дренированная нефть, распространяющаяся в нижней секции коллектора, втекает в горизонтальную добывающую скважину. Так как существует низкий газонефтяной фактор во время этой стадии депрессии, то нефть необходимо поднимать на поверхность за счет откачки или искусственного газлифта.Let us turn now to a consideration of FIG. 5, which shows 5 injection wells of oxidizing gas, 6a-6e, in a bitumen collector 20 located at indicated intervals from each other, wherein x = well length divided by the number of injection wells. This arrangement ensures that the combustion fronts, the direction of movement of which is indicated by arrows, all reach the toe and heel at the same time. If the injection wells are not installed correctly, then the method can still be implemented with all its advantages, however, the energy efficiency will be slightly reduced. Oil 3, covering the top of a horizontal well, isolates it from oxygen. Approximately at that moment when the combustion fronts reach the toe and heel, the drainage points 17a-17e and 18a-18e merge and the horizontal well will be completely covered with oil. If you keep the high rate of air injection, then there will be an excessive increase in pressure in the manifold; therefore, the operational control is switched from gas flow control to gas pressure control. It follows that the gas injection rate is much reduced, while the drained oil spreading in the lower section of the reservoir flows into the horizontal production well. Since there is a low gas and oil factor during this stage of depression, oil must be raised to the surface by pumping or artificial gas lift.

По сравнению с использованием единственной нагнетательной скважины окисляющего газа, использование множества скважин уменьшает количество воздуха, который может быть безопасно введен в каждую нагнетательную скважину, но позволяет увеличить количество воздуха, который может быть безопасно введен во все нагнетательные скважины, что значительно повышает норму отбора нефти.Compared to using a single oxidizing gas injection well, using multiple wells reduces the amount of air that can be safely introduced into each injection well, but allows you to increase the amount of air that can be safely introduced into all of the injection wells, which significantly increases the rate of oil recovery.

Пример 1Example 1

В приведенной ниже таблице 1 использован список параметров числовой модели, использованных в этом примере.Table 1 below uses a list of numerical model parameters used in this example.

Числовая программа моделирования: STARS™ 2009.1, Computer Modelling Group LimitedNumerical Simulation Program: STARS ™ 2009.1, Computer Modeling Group Limited

Размеры модели:Model Dimensions:

Длина: 540 м, 216 блоков сетки по 2.5 м каждыйLength: 540 m, 216 mesh blocks 2.5 m each

Ширина: 50 м, 20 блоков сетки по 2.5 м каждый, с элементом симметрии, создающим промежуток ствола скважины 100 мWidth: 50 m, 20 grid blocks of 2.5 m each, with a symmetry element creating a borehole gap of 100 m

Высота: 20 м, 20 блоков сетки по 1 м каждыйHeight: 20 m, 20 mesh blocks 1 m each

Горизонтальная добывающая скважинаHorizontal production well

Дискретный ствол горизонтальной скважины длиной 500 м образован из блоков 9 - 208, с буферной зоной 20 м на каждом конце горизонтальной скважины. Внутренний диаметр горизонтальной ветви составляет 9 5/8 дюйма. Расход пара в трубе горизонтальной скважины, который составляет 10 м³ в день (эквивалент воды), поддерживали во всех испытаниях, однако эта процедура является факультативной.A discrete horizontal well bore of 500 m in length is formed from blocks 9 - 208, with a buffer zone of 20 m at each end of the horizontal well. The inner diameter of the horizontal branch is 9 5/8 inches. The steam flow rate in the horizontal well pipe, which is 10 m ³ per day (water equivalent), was supported in all tests, however this procedure is optional.

Нагнетательная скважина (скважины) пара и окисляющего газаInjection well (s) of steam and oxidizing gas

Был осуществлен прогон моделей, содержащих от 1 до 5 вертикальных нагнетательных скважин, расположенных над горизонтальной добывающей скважиной и перфорированных в блоках 6-9 сетки для предварительного нагревания паром (в течение 3 месяцев) и в верхней части блоков 4 сетки для нагнетания воздуха. Расходы воздуха в каждой нагнетательной скважине первоначально составляют 10,000 м³ в день и увеличиваются до максимального значения 100,000 м³ в день.Models were run containing 1 to 5 vertical injection wells located above a horizontal production well and perforated in blocks 6–9 of the grid for preheating with steam (for 3 months) and in the upper part of the 4 blocks of the grid for air injection. The air flow in each injection well is initially 10,000 m ³ per day and increases to a maximum of 100,000 m ³ per day.

Таблица 1Table 1 Характеристики коллектора, характеристики нефти и параметры управления скважинойReservoir Characteristics, Oil Characteristics, and Well Control Parameters КоллекторCollector Единицы измеренияUnits ПородаBreed Толщина пластаFormation thickness МM 20twenty ПористостьPorosity %% 3333 НефтенасыщенностьOil saturation %% 8080 ВодонасыщенностьWater saturation %% 20twenty Мольная доля газаThe mole fraction of gas %% 00 Н.проницаемостьH. permeability mDmD 67006700 V. проницаемостьV. permeability mDmD 53605360 Температура коллектораCollector temperature °С° C 1212 Давление в коллектореManifold pressure kPakPa 26002600 Сжимаемость породыRock compressibility /Кра/ Kra 3.5Е-53.5E-5 Удельная электропроводностьElectrical conductivity J/m.d.CJ / m.d.C 1.5Е+51.5E + 5 ТеплоемкостьHeat capacity J/m³.cJ / m ³ .c 2.35Е+62.35Е + 6 Характеристики нефти(битум Атабаски)Oil Characteristics (Athabasca Bitumen) ПлотностьDensity Kg/m³ Kg / m ³ 995.7995.7 ВязкостьViscosity CPCP 200,000200,000 Молекулярная массаMolecular mass Атомная единица массыAtomic mass unit 508508 Мольная доляMole fraction 0.8860.886 ТеплоемкостьHeat capacity Энтальпия горенияEnthalpy of burning J/gmoleJ / gmole 6.29Е+76.29E + 7 Управление скважинами производили с использованием следующих параметров:Well management was performed using the following parameters: Максимальное давление нагнетания воздухаMaximum air discharge pressure КРаKra 60756075 Минимальное забойное давление добывающей скважиныMinimum bottomhole pressure of the producing well КРаKra 26002600 Максимальный расход воздуха на одну нагнетательную скважинуMaximum air flow per injection well м³ в деньm ³ per day 20k-100k20k-100k

Тестовые прогоныTest runs

Были проведены семь прогонов численного моделирования, результаты которых приведены в таблице 2. Прогон 1 соответствует способу THAI патента США 5,626,191, и он приведен только для сравнения. Прогоны 2-7 были проведены с нагнетательными скважинами окисляющего газа, расположенными поверх горизонтальной добывающей скважины вдоль ее длины, так что расстояние между средними точками соседних нагнетательных скважин или между концами добывающей скважины равны друг другу. Номера блоков сетки для местоположений воздушной нагнетательной скважины являются следующими:Seven runs of numerical simulations were carried out, the results of which are shown in Table 2. Run 1 corresponds to the THAI method of US Pat. No. 5,626,191, and is for comparison only. Runs 2-7 were carried out with oxidizing gas injection wells located on top of a horizontal production well along its length, so that the distance between the midpoints of adjacent injection wells or between the ends of the producing well are equal to each other. The grid block numbers for the locations of the air injection well are as follows:

Прогон 1-9Run 1-9

Прогон 2-109Run 2-109

Прогон 3-59, 158Run 3-59, 158

Прогон 4-42,109, 175Run 4-42,109, 175

Прогон 5-29, 69, 109, 149, 188Run 5-29, 69, 109, 149, 188

Прогон 6-29, 69, 109, 149, 188Run 6-29, 69, 109, 149, 188

Было обнаружено, что дренаж нефти поверх горизонтальной скважины 8 из каждой нагнетательной скважины завершается одновременно в этой конфигурации. Однако такая конфигурация нагнетательных скважин не является совершенно обязательной. Способ также хорошо работает при весьма несимметричных ориентациях нагнетательных скважин, по сравнению с конфигурацией скважины, указанной в патенте США 5,626,191 ("ТНА™" способ), где единственная нагнетательная скважина расположена поблизости от носка горизонтальной добывающей скважины и имеет единственный дренажный фронт, причем в прогонах 2-7 имеются два дренажных фронта для каждой воздушной нагнетательной скважины.It has been found that oil drainage over a horizontal well 8 from each injection well is completed simultaneously in this configuration. However, this configuration of injection wells is not absolutely necessary. The method also works well with very asymmetric orientations of the injection wells, compared with the configuration of the wells described in US Pat. No. 5,626,191 (“TNA ™” method), where the only injection well is located near the toe of the horizontal production well and has a single drainage front, and 2-7, there are two drainage fronts for each air injection well.

Во всех прогонах 1-6 используют одинаковую максимальную скорость нагнетания воздуха 100,000 м³ в день, так что эффективность всех прогонов можно сравнивать при одинаковой производительности воздушного компрессора. В прогонах с использованием нескольких воздушных нагнетательных скважин весь воздух равномерно распределяют между нагнетательными скважинами. Например, в прогоне 2 единственная нагнетательная скважина 6а получает весь имеющийся воздух, 100,000 м³ в день, в то время как в прогоне 6, в котором используют 5 нагнетательных скважин, каждая нагнетательная скважина получает только 20,000 м³ в день воздуха. Для того чтобы количественно оценить выигрыш за счет увеличения полной производительности воздушного компрессора, в прогоне 7 скорость нагнетания воздуха увеличили от 100,000 до 300,000 м³ в день, с использованием 60,000 м³ в день воздуха в каждой из 5 нагнетательных скважин. Расход воздуха в каждой нагнетательной скважине увеличивали помесячно до достижения максимального расхода следующим образом: 10,000; 20,000; 33,333; 50,000; 70,000 и 100,000 м³ в день. После достижения максимального расхода воздуха этот расход поддерживали до тех пор, пока фронты горения не доходят одновременно до носка и пятки горизонтальной добывающей скважины. В этот момент времени точки выхода газа, образованного продуктами сгорания в горизонтальной скважине, становятся закупоренными слоем нефти, покрывающим горизонтальную скважину, и поэтому необходимо управлять расходом воздуха при помощи давления нагнетания, так как в противном случае может быть превышено давление разрыва пласта. Было выбрано давление нагнетания 4000 kPa, которое достаточно для заполнения пустот от добытой нефти. Требования к расходу воздуха после достижения фронтами горения носка и пятки добывающей скважины существенно снижаются относительно заданного максимума, так что воздухонефтяной фактор уменьшается.All runs 1-6 use the same maximum air injection rate of 100,000 m ³ per day, so that the efficiency of all runs can be compared with the same air compressor performance. In runs using multiple air injection wells, all air is evenly distributed between the injection wells. For example, in run 2, a single injection well 6a receives all of the available air, 100,000 m ³ per day, while in run 6, which uses 5 injection wells, each injection well receives only 20,000 m ³ per day of air. In order to quantify the gain by increasing the total productivity of the air compressor, in Run 7, the air injection rate was increased from 100,000 to 300,000 m ³ per day, using 60,000 m ³ per day of air in each of the 5 injection wells. The air flow rate in each injection well was increased monthly until the maximum flow rate was reached as follows: 10,000; 20,000; 33,333; 50,000; 70,000 and 100,000 m ³ per day. After reaching the maximum air flow rate, this flow rate was maintained until the combustion fronts simultaneously reached the toe and heel of the horizontal production well. At this point in time, the exit points of the gas formed by the products of combustion in a horizontal well become clogged with an oil layer covering the horizontal well, and therefore it is necessary to control the air flow using the injection pressure, since otherwise the fracture pressure may be exceeded. A discharge pressure of 4000 kPa was chosen, which is sufficient to fill the voids from the extracted oil. Requirements for air consumption after reaching the front of the toe and heel of the producing well are significantly reduced relative to a given maximum, so that the air-oil factor decreases.

Термин 'пиковый отбор нефти' относится к самому высокому отбору нефти, достигнутому в одном прогоне, при 1 или 2 воздушных нагнетательных скважинах.The term “peak oil recovery” refers to the highest oil recovery achieved in one run, with 1 or 2 air injection wells.

* Результаты для способа THAI не являются частью настоящего изобретения.* The results for the THAI method are not part of the present invention.

При сравнении прогонов 1 и 2 можно обнаружить два основных преимущества прогона 2. Прежде всего, во-первых, в прогоне 2 достигается гораздо больший отбор нефти после первого года работы: 47 м³ в день по сравнению с 28 м³ в день для THAI, при одинаковых капитальных расходах на создание нагнетательной скважины и при одинаковых расходах на создание сжатого воздуха. Это является очень важным в экономике добычи нефти и достигается за счет простого перемещения воздушной нагнетательной скважины в другое место по сравнению с THAI. Во-вторых, воздухонефтяной фактор по существу ниже в прогоне 2, а именно 1023 вместо 1291. Основным операционным расходом при процессах горения является стоимость энергии сжатия воздуха, которая соответственно ниже на 20% [то есть (1291-1023)/1291] с использованием единственной центральной нагнетательной скважины по сравнению с THAI. Дополнительно к преимуществам, связанным с высоким ранним отбором нефти и с низким потреблением энергии, использование центральной нагнетательной скважины обеспечивает более высокий отбор нефти (нефти, которая была добыта, в процентах от исходной нефти в коллекторе).When comparing runs 1 and 2, you can find two main advantages of run 2. First of all, firstly, run 2 achieves a much greater oil recovery after the first year of operation: 47 m ³ per day compared to 28 m ³ per day for THAI, with the same capital costs for the creation of an injection well and with the same costs for the creation of compressed air. This is very important in the economics of oil production and is achieved by simply moving the air injection well to another location compared to THAI. Secondly, the air-oil factor is substantially lower in run 2, namely 1023 instead of 1291. The main operating expense in combustion processes is the cost of air compression energy, which is correspondingly lower by 20% [ie (1291-1023) / 1291] using the only central injection well compared to THAI. In addition to the advantages associated with high early oil recovery and low energy consumption, the use of a central injection well provides higher oil recovery (oil that was produced as a percentage of the source oil in the reservoir).

Использование нескольких воздушных нагнетательных скважин, расположенных поверх добывающей горизонтальной скважины, показано в прогонах 3-6. При увеличении числа нагнетательных скважин увеличиваются нормы очень раннего отбора нефти, которые достигают 90 м³ в день при 5 нагнетательных скважинах. Кроме того, энергетический кпд способа по существу повышается при увеличении числа нагнетательных скважин, который достигает значения 764 м³ воздуха/м³ нефти, что составляет улучшение на 25% по сравнению с единственной центральной воздушной нагнетательной скважиной.The use of several air injection wells located on top of a producing horizontal well is shown in runs 3-6. With an increase in the number of injection wells, the norms of very early oil withdrawal increase, reaching 90 m ³ per day with 5 injection wells. In addition, the energy efficiency of the method essentially increases with an increase in the number of injection wells, which reaches a value of 764 m ³ air / m ³ oil, which is an improvement of 25% compared with a single central air injection well.

В прогонах 6 и 7 используют 5 нагнетательных скважин, и единственным отличием между ними является расход нагнетаемого воздуха. При повышении расхода воздуха от 20,000 м³ в день на скважину до 60,000 м³ в день на скважину достигаются большие преимущества, связанные с более ранним отбором нефти и с большим пиковым отбором нефти, однако при небольшом снижении энергетического кпд. Сравнение прогона 7 с прогоном 1 (известный уровень техники), в котором используют 5 воздушных нагнетательных скважин и увеличенный в 3 раза пиковый расход воздуха, показывает увеличение в течение первого года отбора нефти в 5.57 раза.In runs 6 and 7, 5 injection wells are used, and the only difference between them is the discharge air flow rate. With an increase in air consumption from 20,000 m ³ per day per well to 60,000 m ³ per day per well, great advantages are achieved associated with earlier oil withdrawals and large peak oil withdrawals, but with a slight decrease in energy efficiency. Comparison of run 7 with run 1 (prior art), which uses 5 air injection wells and a 3-fold increase in peak air flow, shows a 5.57-fold increase in the first year of oil extraction.

Специалисты в данной области могут выбрать оптимальную комбинацию расхода воздуха и числа воздушных нагнетательных скважин для специфического коллектора и специфической бизнес среды и оценить такие параметры, как тариф на электроэнергию (для воздушного компрессора) и стоимость бурения вертикальных скважин. Следует иметь в виду, что так называемые "SMART" горизонтальные скважины могут быть пробурены с той же самой буровой площадки, что и горизонтальные скважины в соответствии с настоящим изобретением, для нагнетания воздуха в различные точки в верхней части коллектора. В SMART скважинах имеются индивидуальные перфорированные секции, каждая из которых изолирована пакером и имеет свою собственную отдельную колонну труб, идущих от поверхности, что позволяет подавать специфические объемы воздуха в каждую перфорированную секцию. SMART скважины могут быть предпочтительными в тех случаях, когда имеется озеро или другое препятствие на поверхности земли поверх коллектора, которое не позволяет бурить вертикальные воздушные нагнетательные скважины.Specialists in this field can choose the optimal combination of air flow and the number of air injection wells for a specific reservoir and a specific business environment and evaluate parameters such as the electricity tariff (for an air compressor) and the cost of drilling vertical wells. It should be borne in mind that the so-called "SMART" horizontal wells can be drilled from the same drilling site as the horizontal wells in accordance with the present invention, for pumping air to various points in the upper part of the reservoir. SMART wells have individual perforated sections, each of which is insulated by a packer and has its own separate pipe string extending from the surface, which allows specific volumes of air to be supplied to each perforated section. SMART wells may be preferred in cases where there is a lake or other obstacle on the surface of the earth above the reservoir, which does not allow the drilling of vertical air injection wells.

Несмотря на то, что были описаны специфические варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения.Despite the fact that specific embodiments of the invention have been described, it is perfectly clear that changes and additions may be made to it by experts in the field, which do not, however, go beyond the scope of the following claims.

Claims

1. The method of oil production using in situ combustion to reduce the viscosity of the oil contained in the oil reservoir, which includes the following operations:
(a) the use of at least one producing well having a substantially vertical section extending downward into said reservoir and having a horizontal branch portion fluidly connected to said vertical section extending horizontally outward thereof, said horizontal branch portion being completed relatively low in the reservoir;
(b) the use of at least one injection well in the region between the opposite ends of the specified section of the horizontal branch and offset from the specified section of the horizontal branch located essentially directly above the specified section of the horizontal branch and when vertically aligned with it, to inject oxidizing gas into the specified a collector above the specified section of the horizontal branch and into the region between the mutually opposite ends of the specified section of the horizontal branch;
(c) injecting oxidizing gas through said at least one injection well and initiating hydrocarbon combustion in said reservoir close to said injection well, with creating at least one or more combustion fronts above said horizontal branch, said one or more combustion fronts cause a decrease in the viscosity of the oil in the specified reservoir and its flow down into the specified section of the horizontal branch;
(d) creating conditions so that the gaseous combustion products having a high temperature together with said low viscosity oil accumulate together in said portion of a horizontal branch;
(e) raising said high temperature gases and oil to the surface; and
(f) separating at the heel of said horizontal well or on the surface of the oil from high temperature combustion gases.

2. The method according to claim 1, wherein said at least one injection well is used to inject oxidizing gas into said formation at a pressure less than the fracture pressure.

3. The method according to claim 1 or 2, in which the specified at least one injection well contains at least one vertical injection well located along the length of the horizontal well and between its opposite ends, going down from the surface to the specified section of the horizontal branch, moreover, after the injection of the oxidizing gas and its ignition, the specified injection well delivers the specified oxidizing gas to at least two combustion fronts that move in opposite directions Ms from said vertical injection well and in a direction along the horizontal branch of said portion of said production well.

4. The method according to claim 1 or 2, in which many vertical injection wells are located above the horizontal well and along its length, and the combustion front, which is initiated at each injection well, extends outward from each injection well in opposite directions, along the length of the specified horizontal wells.

5. The method according to claim 1 or 2, wherein said at least one injection well comprises a horizontal injection well extending above and along said section of a horizontal branch of said producing well and intended to inject said oxidizing gas over said section of a horizontal branch of said producing well .

6. The method according to claim 5, wherein said at least one injection well injects oxidizing gas into the formation at a plurality of locations above said horizontal branch, creating at least a pair of combustion fronts at each location that extend laterally outward from each location in opposite directions along the specified section of the horizontal branch of the specified production well.

7. The method according to claim 1, in which these hot gaseous products of combustion are subsequently used to heat water.

8. The method according to claim 7, in which the heated water is subsequently used to produce steam to generate electricity using turbines.

9. The method according to claim 1, wherein the gaseous combustion products having a high temperature are used or further burned to generate electricity using gas turbines or steam turbines.

10. The method according to claim 1, in which a pipe is introduced into a horizontal branch of a specified production well and a medium selected from the group consisting of water, steam, a non-oxidizing gas containing CO ₂ , a hydrocarbon diluent and mixtures thereof is injected into it.

11. The method according to claim 1, in which the inner diameter of the horizontal branch of the production well exceeds 3 inches (7.6 cm).

12. The method according to claim 11, in which the internal diameter of the horizontal branch of the producing well exceeds 5 inches (12.7 cm).

13. The method according to item 12, in which the internal diameter of the horizontal branch of the producing well exceeds 7 inches (17.8 cm).

14. The method according to claim 1 or 10, in which the oxidizing gas contains oxygen and CO ₂ .

15. The method according to claim 1, in which the maximum discharge pressure of the oxidizing gas is limited by a pressure of less than 50% of the pressure in the reservoir by adjusting the rate of injection of the oxidizing gas.

16. The method of oil production using in situ combustion to reduce the viscosity of the oil contained in the oil reservoir, which includes the following operations:
(a) drilling at least one production well having a substantially vertical section extending downward to said reservoir and having a horizontal branch of fluidly fluid communication with said vertical section and extending horizontally outward thereof, said horizontal branch of said branch being completed relatively low in the reservoir;
(b) drilling at least one injection well located directly above said section of a horizontal branch and when vertically aligned with it located or going between opposite ends of said section of a horizontal branch;
(c) injecting oxidizing gas into said collector through said at least one injection well at a location above said portion of the horizontal branch and between opposite ends of said portion of the horizontal branch;
(d) initiating in-situ combustion in said reservoir close to said injection well to form at least a pair of vertically extending combustion fronts that move laterally in opposite directions along said portion of a horizontal branch, said combustion fronts causing a decrease in the viscosity of oil in said formation and its run down to the specified section of the horizontal branch;
(e) the accumulation of high temperature gaseous products of combustion together with low viscosity oil in the specified horizontal branch;
(f) the rise of such high temperature gases and oil to the surface;
(g) separating at the heel of said horizontal well or on the surface of the oil from high temperature gases.

17. The method according to clause 16, in which the operation of drilling at least one injection well involves drilling at least one vertical injection well between the opposite ends of the specified section of the horizontal branch, and the specified operation of initiating in-situ combustion involves initiating combustion in the vicinity of the specified at least one vertical injection well, with the formation of at least a pair of vertically extending combustion fronts that move sideways against opposite direction along said portion of the horizontal branch.

18. The method according to 17, in which the operation of drilling at least one vertical injection well involves drilling a plurality of vertical injection wells, and said initiation operation of in-situ combustion involves initiating combustion in the vicinity of one well from said plurality of vertical injection wells located along said section horizontal branches and between its opposite ends, so that due to this to form a pair of vertically extending combustion fronts which move sideways in opposite directions along the specified section of the horizontal branch, and after these pairs of vertically extending combustion fronts move respectively laterally along the barrel of the specified horizontal well for one well from the specified set of injection wells, the oxidizing gas is pumped into the specified collector through the specified additional one of these injection wells.

19. The method according to 17, in which the operation of drilling at least one injection well involves drilling a plurality of vertical injection wells directly above the specified section of the horizontal branch between the opposite ends of the specified section of the horizontal branch and when combined with it, and the specified operation of initiating in-situ combustion initiation of combustion in the vicinity of each well from the specified set of vertical injection wells, with the formation of a pair going into vertically combustion fronts that move sideways in opposite directions along a specified section of the horizontal branch and out of each well from the specified set of vertical injection wells.

20. The method according to clause 16, in which the operation of drilling at least one injection well involves drilling an injection well directly above the specified section of the horizontal branch between the opposite ends of the specified section of the horizontal branch and when combined with it, and the specified operation of the injection of oxidizing gas into the specified collector involves the injection of the specified oxidizing gas into the specified injection well and into the reservoir at locations above the indicated sections of the horizontal branch and eh of said horizontal branch portion between the opposite ends of the horizontal branch of said portion; moreover, the specified operation of initiation of in-situ combustion involves initiating combustion in the vicinity of each of these locations located above and along the specified section of the horizontal branch with the formation at each location of a pair of combustion fronts that move sideways in opposite directions along the specified section of the horizontal branch and out of each of these locations.

21. The method of oil production using in situ combustion to reduce the viscosity of the oil contained in the oil reservoir, which includes the following operations:
(a) the use of at least one producing well having a substantially vertical section extending downward into said reservoir and having a horizontal branch portion fluidly connected to said vertical section extending horizontally outward thereof, said horizontal branch portion being completed relatively low in the reservoir;
(b) using a plurality of vertical injection wells located directly above said section of a horizontal branch and when vertically aligned with it, going down to said section of a horizontal branch;
(c) injecting oxidizing gas into said reservoir through at least two of said vertical wells;
(d) initiating in-situ combustion in said reservoir close to said at least two vertical injection wells, so that each of the pair of injection wells forms vertically extending combustion fronts that extend laterally in opposite directions along a specified portion of the horizontal branch and outward from each of these at least two vertical injection wells, and these combustion fronts cause a decrease in the viscosity of the oil in the specified reservoir and its glasses e down to said horizontal branch portion;
(e) the accumulation of high temperature gaseous products of combustion together with the specified oil of low viscosity in the specified horizontal branch;
(f) raising high temperature gases and oil to the surface; and
(g) separation on the surface of the oil from high temperature gases.