СИСТЕМА ДОБЫЧИ СЫРЬЯ ИЗ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА, ПЕРЕСЕКАЕМОГО СТВОЛОМ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ БОКОВЫХ КАНАЛОВ

Полезная модель относится к добыче тяжелой нефти или минералов из подземных нефтеносных пластов. А именно, предлагаемая полезная модель касается системы добычи тяжелой сырой нефти с применением закачки пара во множество боковых или радиальных каналов закачки, проходящих от соответствующего множества каналов, сформированных в обсадных трубах или первичном стволе скважины, или проходящих от интервала в стволе скважины в пласт после удаления секции обсадных труб скважины.
Известно, что для добычи флюида, такого как сырая нефть или минералы, из скважин, пересекающих подземный разрабатываемый пласт, совершают формирование многосторонних каналов из главного или основного, обычно вертикального, ствола скважины посредством вращательного бурения или расширения ствола, как это изложено в патентах США №4880067, №4928767 и переизданном патенте США 33660 под авторством Jelsma, или посредством гидравлической струйной продувки или бурения, как это изложено в патентах США №5853056 и №6125949 под авторством Landers или в патентах США №6263948 и №6668948 под авторством Buckman и др.
Однако, указанные устройства содержат негибкие стальные колонны и чтобы обеспечить вертикальное бурение содержат буровое долото. Эти негибкие стальные колонны обычно невозможно использовать в отклоненных секциях стволов скважин, так как они не могут легко следовать линии наклонных секций ствола скважины.
Кроме того, многие из существующих инструментальных средств формирования подземных боковых каналов, включают в себя буровые колонны, использующие промывочные жидкости, снабженные насосами, которыми управляют с поверхности. Это невыгодно из-за чрезмерного износа и высоких затрат на обслуживание, которое происходит вследствие очень высоких средних давлений впрыскиваемой жидкости, которые требуются, чтобы развивать необходимое давление жидкости для струйной продувки боковых каналов.
Некоторые существующие системы формирования боковых каналов, применяют системы струйного бурения, которые направляют воду под высоким постоянным давлением для струйной продувки через пласт для формирования боковых каналов. Этот процесс струйного бурения каналов является обычно слишком медленным, из-за того, что используется постоянное давление жидкости. Было определено, что переменная или импульсная струйная продувка боковых каналов более быстра и более эффективна для формирования боковых каналов. Однако, для оборудования струйной продувки, включающего в себя колтюбинг или шарнирный трубопровод, нежелательно развивать импульсное высокое давление на поверхности, чтобы добиться желаемого импульсного высокого давления в боковом канале на глубине ствола скважины. Было бы весьма выгодно развить импульсное высокое давление флюида струйной продувки в окружающей среде скважины.
Другие указанные системы включают в себя устройства, которые используют абразивные жидкости, чтобы вырезать секцию обсадной трубы и проникать вбок в окружающий подземный пласт. Использование абразивов в жидкостях струйной продувки особенно пагубно сказывается на сроке службы насосного оборудования, расположенного на поверхности.
Наиболее близким к предлагаемому является устройство для закачки теплоносителя и отбора высоковязкой нефти из наклонной скважины, включающее спущенные в наклонную скважину обсадную колонну, зацементированную до наклонного участка и снабженную двумя группами перфорационных отверстий, первая из которых выполнена непосредственно за зацементированным участком обсадной колонны, а вторая - в оконечной ее части, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, центрирующий и изолирующий затрубное пространство колонны НКТ в горизонтальном участке. Наклонный участок скважины выполнен восходящим в пределах пласта высоковязкой нефти, при этом обсадная колонна снаружи за первой и перед второй группой перфорационных отверстий снабжена дополнительными пакерами, причем колонна НКТ в конце заглушена, а снаружи на колонне НКТ перед первой группой перфорационных отверстий обсадной колонны со стороны устья установлена самоуплотняющаяся манжета, пропускающая по затрубному пространству колонны НКТ от пласта к устью, а в колонне НКТ выше самоуплотняющейся манжеты выполнена первая группа радиальных отверстий, сообщающих внутреннее пространство НКТ с затрубным пространством выше самоуплотняющейся манжеты, при этом в колонне НКТ выше радиальных каналов установлен погружной насос, а ближе к оконечной части колонны НКТ за пакером выполнена вторая группа радиальных отверстий, сообщающая внутреннее пространство колонны НКТ с затрубным пространством колонны НКТ, причем в колонне НКТ между двумя группами радиальных отверстий установлен обратный клапан (патент РФ №2408781, E21B 43/24, 2010).
К недостаткам указанного устройства относятся достаточно большой расход теплоносителя, отсутствие мощного источника энергии, а также некоторая сложность реализации схемы теплового воздействия, что в итоге снижает экономичность процесса разработки, повышая удельные затраты на единицу добываемой продукции.
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение надежности работы системы, повышение пластового давления, а также предоставление новой эффективной системы для добычи тяжелой нефти или минералов из подземного пласта, которая облегчает применение в более глубоких и сильно искривленных скважинах для многостороннего формирования каналов в подземных слоях, окружающих ствол скважины посредством закачки флюидного вещества, газообразного вещества или газожидкостной смеси в земной пласт через множество боковых каналов закачки, проходящих вбок или радиально от ствола скважины, и добычи из подземного разрабатываемого пласта через множество боковых каналов добычи, также проходящих вбок или радиально от ствола скважины и разнесенных от набора каналов закачки;
Техническим результатом, получаемым при осуществлении предлагаемой полезной модели является:
- задание отделения закачки и отделения добычи в стволе скважины изолированно друг от друга и так, что каждое из них соответствующим образом связано с набором боковых или радиальных каналов закачки и каналов добычи, которые проходят от ствола скважины в поземный пласт;
- добыча тяжелой нефти из подземного нефтеносного пласта посредством закачки пара в подземный нефтеносный пласт из источника на поверхности через трубопровод для закачки, проходящий в отделение в скважине, которое связано со множеством боковых каналов закачки, проходящих вбок или радиально от ствола скважины, и добычи из разрабатываемого пласта тяжелой нефти с помощью множества боковых каналов добычи, проходящих от ствола скважины в отделение добычи в скважине, которая изолирована от отделения закачки; и
- добыча тяжелой нефти или минералов из подземного нефтеносного пласта с применением боковых каналов закачки и добычи, которые либо проходят в земной пласт из отверстий или окон, которые сформированы в открытой скважине или обсадных трубах скважины, либо проходят от интервала в стволе скважины, образованного в результате удаления одной или более секций скважины, или обсадных труб, или открытой скважины в или около разрабатываемого пласта.
Множество боковых каналов добычи формируются в подземном пласте от ствола скважины и разнесены от каналов закачки. Боковые каналы добычи связаны с отделением добычи в скважине или обсадных трубах, которые изолированы от отделения закачки, например, посредством одного или более пакеров. Трубопровод для добычи проходит от поверхности сквозь скважину или обсадные трубы к оборудованию для обработки флюида на поверхности. Трубопровод для добычи также связан с отделением добычи через отверстия или окна в скважине или обсадных трубах или через интервал, который существует вследствие удаления одной или более секций обсадных труб скважины.
Когда сырьем является тяжелая нефть, пар из источника на поверхности закачивается в отделение закачки через трубопровод закачки и поступает в разрабатываемый пласт через множество боковых каналов закачки. Пар направляется в пласт под давлением пара и вызывает нагрев тяжелой нефти, таким образом, уменьшая ее вязкость и обеспечивая возможность ее перемещения или принудительного протекания по пласту под давлением пара. Радиальные каналы добычи выполнены, чтобы принимать нагретую тяжелую нефть из пласта и проводить ее в отделение добычи в скважине или обсадных трубах. Трубопровод добычи, проходящий от отделения добычи на поверхность и имеющий какую-либо из множества подходящих скважинных нагнетательных систем, проводит нагретую и менее вязкую тяжелую нефть, любой высвобожденный природный газ, или любую воду из пласта или воду, сконденсировавшую из пара, в оборудование для обработки добываемого флюида, которое расположено на поверхности.
Когда добываемым сырьем является минерал, который имеет возможность высвобождаться из пласта посредством химического выщелачивания, нагнетается реагент химического выщелачивания из источника на поверхности и проводится в пласт через трубопровод для закачки, отделение закачки и набор радиальных каналов закачки, которые в основном расположены выше боковых каналов добычи.
Сущность полезной модели поясняется чертежами.
Прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичный вариант осуществления данного полезной модели и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку для полезной модели допускаются и другие одинаково эффективные варианты осуществления.
На чертежах представлено:
Фиг.1 является схематической иллюстрацией нижнего участка скважины.
Фиг.2 является схематической иллюстрацией, показывающей скважину для закачки пара или химического реагента через радиальные каналы и еще одной скважины, имеющей подобные боковые или радиальные каналы для добычи из пласта.
Фиг.3 является схематической иллюстрацией, показывающей область добычи минерала, имеющую множество стволов скважины, каждый из которых имеет множество боковых каналов закачки пара или химического реагента, расположенных в или около разрабатываемого пласта и имеющих стволы для сбора, проходящие вбок через пласт и имеющие пересечение с приемными коллекторами, которые собирают флюид пласта и позволяют собирать и добывать флюид пласта.
Фиг.4 является местным видом в разрезе скважины, показывающим отверстия или окна в скважине или обсадных трубах и боковые каналы, проходящие в земной пласт из отверстий или окон обсадных труб или из открытых стволов скважины или из необсаженной секции скважины.
Фиг.5 является местным видом в разрезе скважины, показывающим обсаженный ствол скважины с открытым участком скважины или удаленной секцией обсадных труб скважины, чтобы открыть интервал земного пласта, и показывающим боковые каналы выщелачивания минерала или каналы, снабженные облицовками с прорезями для впрыска и проходящими в земной пласт от ствола скважины в открытом интервале.
Фиг.6 является видом в разрезе узла облицовки промывки для стабилизации отверстия для впрыска.
Фиг.7 является видом в разрезе, показывающим узел промывки облицовки по Фиг.6 и иллюстрирующим узел высвобождения с вытягиванием.
Фиг.8 является видом в разрезе системы добычи тяжелой нефти, представляющей предпочтительный вариант осуществления предлагаемой полезной модели.
Описание предпочтительного варианта осуществления предлагаемого устройства.
На Фиг.1 показана система 10 разработки подземного пласта, включающая в себя один или более первичных стволов 12 скважины, которые обсажены колонной обсадных труб 14 скважины. Первичные стволы 12 скважины пересекают подземный разрабатываемый пласт 16, из которого должны добываться тяжелая вязкая сырая нефть и природный газ или который содержит минеральные компоненты, которые могут быть добыты химическим процессом выщелачивания.
Колонна 18 насосно-компрессорных труб для закачки проходит от поверхности через скважину или обсадные трубы 14 и фиксируется на месте пакерами 20 и 22 или любыми другими подходящими средствами для ее поддержки и ориентации в стволе скважины. Ниже, открытый конец 24 колонны 18 насосно-компрессорных труб для закачки связан с отделением 26 закачки в скважине или обсадной трубе, которая изолирована, например, пакерами 22 и 28, которые устанавливают изоляцию в скважине или обсадной трубе.
От изолированного отделения 26 закачки проходит набор ориентированных вбок каналов закачки или каналов 30 и 32, которые сформированы в разрабатываемом пласте 16 и проходят от стенки ствола скважины или от подобного множества отверстий или окон 34 и 36, которые сформированы в скважине или обсадной трубе 14 с помощью соответствующих инструментов бурения, фрезеровки или резки или любыми другими подходящими средствами. В случае добычи тяжелой сырой нефти из подземного разрабатываемого пласта 16, пар из подходящего источника "S", расположенного на поверхности, как показано на Фиг.2, обычно закачивается через колонну 18 насосно-компрессорных труб для закачки в отделение 26 закачки скважины или обсадной трубы 14. От отделения 26 закачки пар поступает в набор каналов 30 и 32 закачки и поступает в подземный разрабатываемый пласт, где нагревает тяжелую сырую нефть и уменьшает ее вязкость и также повышает давление в разрабатываемом пласте. Давление пласта, вызванное давлением пара, побуждает нагретую и менее вязкую сырую нефть перемещаться по формации к зоне более низкого давления, где она может быть собрана и добыта. В большинстве случаев предоставляется скважинный насос для нагнетания собранного добываемого флюида на поверхность; однако во многих случаях добыча из скважины побуждается давлением закачки или давлением пара.
Хотя на Фиг.1 показаны только два ориентированных радиально или вбок канала 30 и 32 закачки, очевидно, что можно сформировать любое подходящее число каналов закачки или стволов, как очевидно из модели области подземной добычи по Фиг.3.
Для разработки скважины, колонна 38 насосно-компрессорных труб для добычи проходит от поверхности до открытого отверстия в скважине или сквозь колонну 14 обсадных труб и фиксируется пакером 20 или любым подходящим анкерным устройством. Нижний открытый конец 40 насосно-компрессорных труб для добычи проходит ниже пакера 20 и открыт для отделения 42 добычи в пределах скважины или обсадной трубы 14, которая изолирована пакерами 20 и 22. Как правило, насос должен быть расположен так, чтобы нагнетать собранный флюид пласта от отделения добычи сквозь насосно-компрессорную трубу для выведения на поверхность; однако в некоторых случаях давление пласта, увеличиваемое паром или давлением закачиваемого флюида, вызывает поток добываемого флюида на поверхность к оборудованию обработки флюида на поверхности. Множество боковых каналов или стволов добычи, два из которых показаны как 44 и 46, проходят в разрабатываемый пласт 16 от отверстий или окон 48 и 50, которые сформированы в скважине или обсадной трубе. Каналы добычи могут быть не облицованы, как показано на Фиг.4, или облицованы гибкой перфорированной облицовкой как показано на Фиг.5 в зависимости от характеристик разрабатываемого пласта. Боковые каналы 44 и 46 добычи могут быть также сформированы за один проход работой инструмента прокладки боковых стволов, который используется, чтобы формировать боковые каналы 30 и 32 закачки. Боковые каналы 44 и 46 добычи открыты для отделения 42 добычи скважины или обсадной трубы. Как упомянуто выше, для добычи тяжелой нефти нагрев и давление пласта, вызванное давлением пара, побуждают нагретую и менее вязкую сырую нефть перемещаться по пласту в боковые каналы 44 и 46 добычи, которые проводят добытую нефть и газ посредством отверстий или окон 48 и 50 в отделение 42 добычи обсадных труб скважины. Когда насос не используется, тогда сырая нефть и газ принудительно перемещаются давлением пласта в насосно-компрессорную трубу 38 для добычи, которая проводит это на поверхность, где это затем принимается оборудованием "P" на поверхности для отделения газа и для хранения, обработки или транспортировки жидкости.
В правой части Фиг.2 показана в целом система 52 скважин закачки и скважин добычи, содержащая первичный ствол 56 скважины, который пересекает отделение 54 подземной добычи. Первичный ствол 56 скважины открыт или обсажен колонной обсадных труб 58 скважины. Для добычи минерала под действием химического выщелачивания флюид для химического выщелачивания обычно закачивается в верхний набор боковых каналов, и выщелоченный минерал и флюид для выщелачивания, формирующие добываемый флюид, собираются в нижний набор боковых каналов. Из источника "S" пара или флюида для закачки химических реагентов, линия 60 подачи закачки проводит пар или химические компоненты к управляемому клапану 64, который управляется давлением и/или температурой 68. Линия 72 закачки проходит от управляемого клапана 64 закачиваемого флюида через открытое отверстие в скважине или обсадных трубах или открытое отверстие 58 в скважине и фиксируется и позиционируется в пределах колонны обсадных труб пакерами 74 и 76 или любыми другими подходящими средствами для анкеровки и позиционирования ее нижнего конца относительно скважины или обсадной трубы. Когда применяется анкеровка и изолирование пакерами 76 и 78, пакеры создают изоляцию в скважине и устанавливают изолированное отделение 80 закачки в скважине или обсадной трубе. Линия 72 для закачки выполнена с возможностью закачивать пар или химические компоненты в герметизированное или изолированное отделение 80 закачки и таким образом побуждают закачку пара в пласт через боковые каналы закачки.
Боковые каналы 82 и 84 закачки проходят в разрабатываемый пласт от отверстий или окон 86 и 88, которые сформированы в скважине или обсадных трубах и служат для проведения закачанного пара или химических компонентов из герметизированного или изолированного отделения 80 закачки в разрабатываемый пласт для добычи из формации нефти или газа или для извлечения других минералов, например, посредством химического выщелачивания. Следует иметь в виду, что для активируемой паром добычи тяжелой нефти пар закачивается в нижний набор боковых каналов и добываемый флюид собирается в верхнем наборе боковых каналов. И наоборот, для добычи минералов компонент химического выщелачивания закачивается в верхний набор боковых каналов, и выщелоченный минерал и остаточный флюид выщелачивания, составляющие добываемый флюид, собираются в нижнем наборе боковых каналов. Боковые каналы 81 и 83 добычи также проходят от ствола скважины в разрабатываемую формацию и разнесены от каналов 82 и 84 закачки, как показано. Боковые каналы добычи связаны с отделения 85 добычи, которая изолирована в стволе скважины пакерами 74 и 76. Трубопровод 77 для добычи открыт для отделения 85 добычи и служит для проведения добываемого флюида к оборудованию «P» добычи, которое расположено на поверхности. Особенно, когда система трубопроводов для добычи снабжена насосом для нагнетания добываемого флюида на поверхность, управляемый клапан 79 и манометр 81 могут быть применены для контроля и управления добычей.
Одна или более смежных скважин области добычи, например, показанная в целом позицией 90 в левой части Фиг.2, аналогичным образом снабжены боковыми каналами 92 и 94 закачки пара или химических реагентов и каналами 93 и 95 добычи, которые проходят от скважины в представляющий интерес подземный пласт. Для добычи тяжелой сырой нефти или минералов, пар или химические компоненты, закачанные в пласт через систему 52 скважин закачки, могут побуждаться к перемещению по пласту в смежную скважину 90 добычи. Добываемые компоненты скважины 90 затем заключаются в одну или более колонн насосно-компрессорных труб для закачки и добычи, которые изолированы в скважине или обсадных трубах с помощью пакеров и, если необходимо, зафиксированы и позиционированы в скважине или обсадных трубах анкерными устройствами или пакерами, которые также служат функцией обеспечения для анкеровки и ориентации колонн насосно-компрессорных труб для закачки и добычи.
На Фиг.3 показана схематическая иллюстрация 100 в плане, представляющая собой часть компоновки области добычи, которая в частности подходит для добычи или разработки месторождений минеральных компонентов посредством химического выщелачивания. Область добычи тяжелой нефти и природного газа может быть аналогичного характера. Область добычи по Фиг.3 включает в себя множество первичных, как правило, вертикальных скважин 102, которые проходят от поверхности к одному или более представляющим интерес подземным пластам и, как правило, по меньшей мере частично, обсажены колоннами обсадных труб скважин. Множество боковых или радиальных каналов 104, 106, 108 и 110 проходят вбок в разрабатываемый пласт из отверстий или окон обсадных труб, которые сформированы на одной или более желаемых глубинах обсадных труб. Пар, в случае тяжелой нефти, или химические компоненты, в случае химического выщелачивания, побуждаются к перетеканию из одного или более источников "S" в одну или более скважин 102 и закачиваются в пласт через боковые или радиальные каналы, которые проходят в пласт из скважины в порядке, обсуждавшемся выше в связи с Фиг.1 и 2. Каждая из скважины может быть снабжена и оборудованием для закачки, и оборудованием для добычи, как показано на Фиг.1, или может быть скважиной для закачки и скважиной добычи, как показано на Фиг.2.
Для добычи минералов боковые каналы 107, 109 и 111 коллектора, как правило, формируются в нижней части подземных минералосодержащих пластов и, как правило, ориентированы вбок. Каналы коллектора связаны с резервуарами 114, 115 и 116 коллектора, которые принимают и собирают выщелоченные химические материалы вместе с остаточным флюидом выщелачивания. Собранный флюид затем извлекается из резервуаров коллектора посредством насосов или любой другой подходящей системы для извлечения флюида, а затем передает его на подходящее оборудование для переработки или обработки, которое расположено на или около поверхности земли.
Фиг.4, вид в разрезе иллюстрирует ствол 120 скважины, который обсажен обсадными трубами 122 скважины. Отверстия, показанные в позиции 124, 126 и 128, формируются в обсадных трубах скважины с помощью любого подходящего средства, и радиальные каналы или каналы 130, 132 и 134 распространяются в представляющем интерес земном пласте из отверстий или окон обсадных труб скважины.
Как показано на Фиг.5, в позиции 136 показан ствол скважины, подлежащий облицовке обсадными трубами 138 скважины традиционным образом. Показана удаленная секция или интервал обсадных труб скважины, например, путем фрезерования или подобной операции, тем самым, открывающая стенку ствола скважины в или около разрабатываемого пласта. Боковые каналы или стволы 140, 142 и 144 показаны проходящими от ствола 136 скважины в подземный пласт. Подобный набор боковых каналов или стволов, либо для закачки, либо для добычи, будет располагаться выше или ниже боковых каналов, показанных на Фиг.4 и 5. Вертикальное разнесение боковых каналов закачки и добычи будет определяться толщиной или другими факторами разрабатываемого пласта.
На Фиг.6 и 7, показаны случаи, когда подземный разрабатываемый пласт требует поддержки, чтобы свести к минимуму вероятность разрушения материала пласта в сформированных струей боковых каналах. Предлагаемая полезная модель также предусматривает применение оборудования и процессов для установки облицовок для поддержки пласта, которые предпочтительно перфорированы или имеют прорези для обеспечения потока закачиваемого флюида из боковых каналов в разрабатываемый пласт или потока добываемого флюида в боковые каналы для добычи. На Фиг.6 показан трубчатая облицовка 120 с прорезями, которая предпочтительно выполнена из поливинилхлорида или любого из множества полимерных материалов, имеющих аналогичные характеристики. Трубчатая облицовка снабжена множеством прорезей для потока или перфорацией 122, которые расположены по существу по всей его длине.
После того, как боковые каналы были сформированы в пласте, например, путем бурения, гидравлической струйной промывки или водоструйной операции, узел 124 струйной промывки соединяется с ведущим концом облицовки, и трубопровод 126 для подачи флюида соединяется для подачи флюида с насадкой 128 для струйной промывки с помощью механизма 130 высвобождения с вытягиванием. Трубопровод 126 для подачи флюида, как правило, формируется посредством гибкого трубопровода, который можно запустить в скважину и согнуть для перехода в боковые каналы, которые проходят от ствола скважины. Насадка 128 для струйной промывки снабжена множеством гидравлических струйных форсунок 132, которые расположены чтобы напрямую впрыскивать на высокой скорости жидкость, такую как вода, в пласт в боковых каналах. Струйная форсунка 132 насадки 128 для струйной промывки может быть выполнена, чтобы развивать реактивную силу, которая приводит насадку 128 для струйной промывки и облицовку 122 к перемещению вперед от ствола скважины в боковой канал в ответ на реакцию струи, которая происходит в насадке для струйной промывки. После того, как произошла достаточная струйная промывка до позиционирования облицовки 120, имеющей прорези, для поддержки пласта полностью в боковой канал, применяется тяговое усилие к трубопроводу 126 подачи флюида, что побуждает к активации механизма высвобождения с вытягиванием, разъединяющего соединение трубопровода 126 подачи флюида с насадкой 128 для струйной промывки. Когда это происходит, трубопровод 126 подачи флюида просто извлекается облицовки, имеющей прорези, и извлекается из скважины. Этот процесс повторяется до тех пор, пока все желаемый боковые каналы не будут снабжены облицовками для поддержки пласта. После этого хвостовики предотвращают разрушение материала пласта в боковых каналах, а прорези или перфорации облицовки обеспечивают эффективный поток закачиваемого флюида в пласт и обеспечивают поток добываемого флюида из пласта в боковые каналы.
На Фиг.8 позицией 140 показан предпочтительный вариант осуществления запитываемой паром системы добычи тяжелой нефти согласно предлагаемой полезной модели. Показан ствол скважины 142, который обсажен обсадными трубами 144 обычным образом. Скважина или обсадные трубы снабжены верхними и нижними наборами отверстий или окон 146 и 148, или в качестве альтернативы, часть обсадных труб может быть продута, фрезерована или иным образом сформирована, чтобы открыть один или более желаемых интервалов в стволе скважины. Наборы боковых каналов 150 закачки и боковых каналов 152 добычи формируются с вертикальным разнесением в окружающем разрабатываемом пласте. Каждый из вертикально расположенных наборов боковых каналов может иметь любое желаемое число боковых каналов, которые проходят в пласт, предназначенный для разработки. Эти боковые каналы могут быть облицованы облицовкой, имеющей прорези.
Узел добычи показанный в целом позицией 154, установлен в скважине или обсадных трубах и может быть поддержан насадкой 156 обсадных труб, которая монтируется к верхней части обсадных труб на уровне или выше уровня поверхности. Узел 154 добычи включает в себя трубопровод 157 закачки, принимающий пар или другой закачиваемый флюид из источника "S", и имеет трубопровод 158 подачи закачки, который проходит вниз в обсадной трубе скважины. Трубопровод подачи закачки открыт с помощью перфорации 159 части трубопровода закачки для камеры или отделения 160 закачки, которая расположена между разнесенными пакерами 162 и 164. Трубопровод закачки заканчивается в заглушке 166, которая расположена ниже нижнего элемента 162 пакера. Нижняя часть конца трубопровода закачки смещается так, что трубчатая часть, которая расположена между элементами пакера, по существу центрирована в обсадной трубе скважины.
Трубопровод 168 добычи также проходит от насадки 156 обсадной трубы сквозь скважину или обсадные трубы, и позиционируется с помощью расположения его нижнего конца над верхним элементом 164 пакера, и, таким образом, в камере или отделении 170 для добычи. Верхний набор боковых каналов 152 добычи расположен, чтобы доставлять собранный добываемый флюид в камеру 170 добычи. Насос 172 предоставляется в нижней части трубопровода 168 добычи и снабжен элементами 174 и 176 верхнего и нижнего клапана, которые открываются и закрываются в ответ на перепад давления. Насос 172 может содержать любую из множества подходящих систем скважинных насосов, которые запитывают качалку насоса электроэнергией или любым другим подходящим способом. Трубопровод 182 разгрузки добычи проходит от насоса и служит для проведения добываемого флюида скважины в обычное оборудование приема и обработки флюида на поверхности для отделения газа/воды и проведения добытой сырой нефти к подходящему средству для хранения и обработки.
Запитываемая паром система 140 добычи тяжелой нефти располагается в скважине или обсадной трубе 144 с помощью одного или более центраторов 184, таким образом, позиционируя нижний конец трубопровода закачки, по существу, в центрированной позиции в пределах отделения 160 закачки, а также позиционируя пакеры 162 и 164 в позиции для эффективной изоляции контакта с внутренней поверхностью скважины или обсадной трубы. Трубопровод закачки и трубопровод добычи могут быть соединены с разнесением посредством соединения устройств по их длине так, чтобы трубопроводы не имели тенденцию к скручиванию между поверхностью и отделением добычи.
Предлагаемая полезная модель осуществляется следующим образом:
Боковые или радиальные каналы формируются в подземных пластах путем бурения или гидравлической струйной промывки из отверстий или окон, которые сформированы в скважине или обсадных трубах на желаемой глубине и в желаемой ориентации. В качестве альтернативы, одна или более секций скважины или обсадных труб на глубине разрабатываемого пласта может быть удалена, например, путем операции фрезерования. Предпочтительно запускать в скважину или обсадные трубы инструмент формирования боковых каналов "за один проход", устанавливать на желаемую ориентацию и анкеровать либо в нижней части ствола скважины, либо на желаемую глубину в стволе скважины, например, при помощи пакеров и анкеров. Инструмент формирования боковых каналов "за один проход" также может быть выборочно перемещен в два или более вертикально разнесенных местоположения в скважине или обсадных трубах после формирования множества из множества боковых каналов, без того, чтобы извлекать инструмент из скважины. Эта возможность "за один проход" значительно сокращает время и работу оборудования, требуемые для подготовки скважины к закачке пара или химических компонентов, либо для добычи жидкости из пласта, который пересекается скважиной.
Вслед за активностью, формирующей многосторонние каналы или стволы, для поддержки пласта, чтобы свести к минимуму вероятность блокировки боковых каналов закачки и добычи в пласте, имеющая прорези или перфорированная облицовка, выполненная из гибкого поливинилхлорида или любого из множества подходящих полимерных материалов, имеющих сходные характеристики, вымывается в определенное место в каждом из боковых каналов. Когда облицовка правильно позиционирована в боковом канале, применяется тяговое усилие к гибкому трубопроводу 126 подачи промывочной жидкости для высвобождения механизма разъединения с вытягиванием насадки для впрыска, в результате чего облицовка и насадка для впрыска находятся в позиции в каждом из боковых каналов. После того, как это было сделано, колонна насосно-компрессорных труб для закачки, адаптированная для связи с источником пара или компонентами химического выщелачивания, позиционируется в обсадной трубе скважины с ее нижнего открытого конца, связанного с изолированным отделением закачки в обсадной трубе скважины или стволе скважины, с которым радиальные каналы закачки пласта также связаны. Отделение закачки изолируется пакерами или любыми другими подходящими средствами. Давление пара или давления закачки в пределах отделения закачки приводит к тому, что пар или химические компоненты закачиваются в пласт из боковых или радиальных каналов, таким образом, пропитывая и повышая давление в разрабатываемом пласте и вызывая перемещение пропитанного флюида в пласте к боковым каналам добычи. Боковые каналы добычи расположены по отношению к каналам закачки так, что перемещающийся флюид пласта собирается в каналах добычи, а затем проводится в отделение добычи в первичном стволе скважины. От отделения добычи флюид проводится в оборудование обработки флюида на поверхность через насосно-компрессорные трубы для добычи либо под воздействием скважинного насоса, либо под давлением среды закачиваемого флюида.
Как должно быть очевидно специалистам в данной области техники, предлагаемая полезная модель может легко производиться в других конкретных формах без отступления от его сущности и существенных признаков. Настоящий вариант осуществления, поэтому, должен рассматриваться лишь как иллюстративный и неограничивающий. Объем полезной модели указан формулой полезной модели, а не предшествующим описанием, и поэтому все изменения, которые попадают в пределы значения и диапазона эквивалентности формулы полезной модели, предназначены охватываться настоящим документом.