МНОГОСТВОЛЬНАЯ СКВАЖИНА И СПОСОБ, И СИСТЕМА, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕ ДАННУЮ СКВАЖИНУ
MULTILATERAL WELL AND METHOD, AND SYSTEM USING THIS WELL

Приоритет данной заявки определяется по дате подачи предварительной патентной заявки США №60/948346 от 06.07.2007, содержание которой полностью включено в данное описание посредством ссылки на нее.
Область техники
Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в пласт.
Уровень техники
Флюиды, содержащиеся в углеводородных пластах, могут извлекаться из скважин, которые проходят от поверхности земли к целевым пластам. В некоторых случаях флюиды в углеводородных пластах могут иметь достаточно низкую вязкость для того, чтобы сырая нефть поступала из пласта через колонну эксплуатационных труб к эксплуатационному оборудованию, расположенному на поверхности. Другие углеводородные пласты содержат флюиды, которые имеют более высокую вязкость, так что они не могут свободно течь из пласта через колонну эксплуатационных труб. Подобные флюиды в составе углеводородного пласта иногда именуют "залежами тяжелой нефти". В прошлом флюиды высокой вязкости оставались в углеводородных пластах без использования вследствие невозможности извлечь их экономически выгодным способом. В последние годы, по мере роста спроса на сырую нефть, коммерческие операции стали включать эксплуатацию подобных залежей тяжелой нефти.
В некоторых случаях нагнетание в углеводородный пласт нагретых текучих сред (например, пара и/или растворителей) может понизить вязкость флюидов в пласте, что сделает возможным извлечение из пласта сырой нефти и других жидкостей. При этом конструкция системы для нагнетания пара в углеводородные пласты может зависеть от многих факторов.
Раскрытие изобретения
Многоствольная скважина по изобретению содержит основной ствол, пробуренный от поверхности земли до пласта. От основного ствола в пласт пробурены первый и второй поперечные стволы. В основном стволе находится узел крепления хвостовика, который имеет первую ветвь, входящую в первый поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу. Нагнетающая колонна труб для нагнетания рабочей текучей среды проходит из основного ствола через узел крепления хвостовика в первый поперечный ствол и заканчивается в нем. Герметизатор, установленный в первом поперечном стволе, предотвращает образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности нагнетающей колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды.
Скважинная система по изобретению содержит многоствольную скважину, имеющую основной ствол и поперечные стволы, пробуренные от основного ствола. В основном стволе находится узел крепления хвостовика. К данному узлу присоединен хвостовик, находящийся в одном из поперечных стволов. Из основного ствола через узел крепления хвостовика проходит нагнетающая колонна труб, заканчивающаяся в хвостовике. Герметизаторы предотвращают образование направленного к основному стволу потока из объемов между хвостовиком и поперечным стволом и между нагнетающей колонной труб и хвостовиком.
Способ по изобретению включает нагнетание рабочей текучей среды в нагнетательный поперечный ствол, пробуренный от основного ствола, по нагнетающей колонне труб, заканчивающейся в нагнетательном поперечном стволе. Кольцевое пространство, примыкающее к наружной поверхности колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды, герметизируют с предотвращением образования потока, направленного к основному стволу. Добычу флюида осуществляют с использованием добычного поперечного ствола, пробуренного от основного ствола и пространственно отделенного от нагнетательного поперечного ствола.
Некоторые варианты характеризуются следующими отличительными признаками. Многоствольная скважина может содержать скважинный нагреватель текучей среды, установленный в нагнетающей колонне труб. Данный нагреватель может находиться в первом поперечном стволе. Герметизатор, способный герметично перекрывать зазор между скважинным нагревателем текучей среды и первой ветвью узла крепления хвостовика, может содержать приемный элемент с полированным каналом. Нагнетающая колонна труб может быть связана с поверхностным источником нагретой рабочей текучей среды. Герметизатор может герметично перекрывать зазор между нагнетающей колонной труб и первой ветвью узла крепления хвостовика. В первом поперечном стволе может быть установлен второй герметизатор, предотвращающий образование направленного к основному стволу потока в кольцевом пространстве, примыкающем ко второй ветви и к первому поперечному стволу. Второй герметизатор может содержать слой цемента. В основном стволе может быть установлен герметизатор, препятствующий образованию осевого потока в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности узла крепления хвостовика.
Использование систем и способов, основанных на многоствольном гравитационном дренировании при закачке пара, может ослабить требования к верхней части скважины и привести к существенному сокращению затрат на бурение и заканчивание скважины. Одновременное снижение требований к поверхностному оборудованию также может привести к сокращению затрат и уменьшить воздействие на окружающую среду в связи с сокращением площади, занимаемой системой.
Новая компоновка средств герметизации позволяет применить концентричное расположение труб для нагнетания пара в скважину по внутреннему трубопроводу и для извлечения нефти по кольцевому пространству между трубами с поддержанием непрерывности давлений на стыках стволов многоствольной скважины при температуре, соответствующей температуре в нижней части скважины.
Краткое описание чертежей
Подробное описание вариантов изобретения будет приведено далее со ссылками на прилагаемые чертежи. Из этого описания, из чертежей и из прилагаемой формулы изобретения станут ясны и другие задачи, решаемые изобретением, его свойства и преимущества.
На фиг.1 схематично изображен вариант системы для воздействия на пласт.
На фиг.2 в увеличенном масштабе показана часть системы по фиг.1.
На фиг.3 схематично изображен другой вариант системы для воздействия на пласт.
На фиг.4 представлена блок-схема способа приведения в действие системы для воздействия на пласт.
Схожие элементы на различных фигурах имеют схожие обозначения.
Осуществление изобретения
Системы и способы воздействия на пласт могут предусматривать использование многоствольной скважины, содержащей один или более поперечных стволов, пробуренных в подземной зоне (далее - в пласте), в которой заключены резервуары флюидов высокой вязкости. Для получения доступа к одной или более подземным зонам, представляющим интерес, могут быть использованы поперечные стволы. В конфигурациях для гравитационного дренирования при закачке пара (steam assisted gravity drainage, SAGD) верхний ствол может быть использован для нагнетания нагретых рабочих текучих сред, а нижний ствол - для извлечения флюидов из указанной зоны. В других конфигурациях, таких как конфигурация с циклическим нагнетанием, один или более поперечных стволов могут быть использованы и для нагнетания нагретой рабочей текучей среды, и для извлечения флюида из пласта. Инжектированная нагретая рабочая текучая среда может понизить вязкость пластовых флюидов, что позволит им стекать в нижний ствол. Примерами рабочей текучей среды являются пар, вода в жидком состоянии, дизельное топливо, газойль, расплавленный натрий и/или синтетические теплопереносящие среды. Примерами подобных синтетических сред являются теплопереносящая жидкость THERMINOL 59, выпускаемая фирмой Solutia, Inc., теплопереносящая жидкость MARLOTHERM, выпускаемая фирмой Condea Vista Co., а также теплопереносящие жидкости SYLTHERM и DOWTHERM, выпускаемые фирмой Dow Chemical Company.
В некоторых случаях верхний (нагнетательный) ствол и нижний (добычной, эксплуатационный) ствол отходят в пласт от единственного основного ствола, пробуренного от поверхности земли к пласту. Узел крепления хвостовика в основном стволе может иметь поперечную ветвь, входящую в нагнетательный поперечный ствол, и вторую ветвь, отходящую вниз по основному стволу. Нагнетающая колонна труб может проходить от основного ствола через узел крепления хвостовика в нагнетательный поперечный ствол, заканчиваясь в нем. Герметизатор в первом поперечном стволе предотвращает образование в кольцевом пространстве, примыкающем к наружной поверхности указанной колонны труб, потока, направленного к месту стыка стволов скважины. При этом герметизатор, перекрывающий поток текучей среды, может обеспечивать полную герметизацию (т.е. перекрытие потоков газа и жидкости) или частичную герметизацию (т.е. ограничивающую, уменьшающую поток без его полного прекращения).
В некоторых случаях скважинный нагреватель текучей среды, обеспечивающий ее нагрев внутри скважины, может устанавливаться в поперечных стволах, отходящих от основного ствола. Данный нагреватель может нагревать рабочую текучую среду до состояния нагретой жидкости или до ее полного, или частичного перехода в пар. В некоторых вариантах нагреватель рабочей текучей среды является скважинным парогенератором. Некоторые примеры нагревателей (т.е. генераторов нагретых текучих сред (скважинных или поверхностных), пригодных для использования согласно принципам изобретения, включают электрический генератор нагретой текучей среды (см., например, патенты США №5623576, 4783585), генератор нагретой текучей среды с сжиганием топлива (см., например, книгу Downhole Steam Generation Study Volume I, SAND82-7008), парогенераторы каталитического типа (см., например, патенты США №4687491, 4950454 и опубликованные патентные заявки США №2006/0042794, 2005/0239661), а также генераторы других типов (описанные, например, в вышеупомянутой книге). Нагнетание (инжекция) нагретой рабочей текучей среды от скважинного нагревателя к целевому пласту, например к одному или более углеводородосодержащим пластам или к одной или более частям таких пластов, может понизить вязкость нефти и/или других флюидов в целевом пласте. В некоторых случаях системы, использующие скважинный нагреватель текучей среды, могут содержать автоматические управляющие клапаны, установленные в непосредственной близости от скважинного нагревателя текучей среды для управления расходами воды, топлива и окислителя к скважинному нагревателю текучей среды. Подобные системы могут быть построены так, что нарушение непрерывности в поддержании давления на поверхности, в скважине или в подающих линиях вызовет запирание скважинных предохранительных клапанов и, тем самым, быстрое прерывание потоков топлива, нагнетаемой среды и/или окислителя к скважинному нагревателю текучей среды, чтобы предотвратить опасность продолжения процесса сгорания внутри скважины или других форм выделения энергии.
Как показано на фиг.1 и 2, система 100 для воздействия на пласт 110 содержит первый нагнетательный поперечный ствол 112 и второй поперечный ствол 114, пробуренные в пласт 110 из основного ствола 116. Как показано на чертежах, первый поперечный ствол 112 является нагнетательным стволом, через который осуществляется инжекция (нагнетание) рабочих текучих сред, а второй поперечный ствол 114 - добычным (эксплуатационным) стволом, посредством которого производится извлечение пластовых флюидов. Основной ствол 116 пробурен от поверхности 120 до башмака 117, связанного с колонной обсадных труб, расположенной в пласте 110 или вблизи него. Добычной поперечный ствол 114 пробурен от конца основного ствола 116, тогда как нагнетательный поперечный ствол 112 ответвляется от основного ствола 116 над поперечным стволом 114. Количество поперечных стволов, отходящих от основного ствола, может варьироваться. Показанный на фиг.1 основной ствол 116 отклоняется от вертикали, т.е. становится наклонным. В некоторых вариантах основной ствол 116 может быть полностью или, по существу, вертикальным. Показанный добычной поперечный ствол 114 пробурен от конца основного ствола 116; однако он может быть пробурен как ответвление из другой точки основного ствола. В некоторых вариантах в основном стволе 116 может иметься зумпф, пробуренный ниже поперечного ствола 114.
В нагнетательный поперечный ствол 112 может быть введен нагнетающий поперечный хвостовик 118, обеспечивающий нагнетание рабочих (инжектируемых) текучих сред в пласт 110. В этих вариантах нагнетательный поперечный хвостовик 118 проходит в нагнетательный поперечный ствол 112 от узла 124 крепления хвостовика.
Узел 124 крепления хвостовика установлен в зоне стыка 132 между нагнетательным поперечным стволом 112 и основным стволом 116. У показанного на чертежах узла 124 крепления хвостовика имеется корпус 134, расположенный между верхним герметизатором 128, установленным в основном стволе 116 выше стыка 132, и первой и второй ветвями 138, 136. Примерами верхнего герметизатора 128 являются, в частности, пакер и пакерная подвеска хвостовика, связанная (например, посредством клиньевых и/или профильных держателей) с обсадной колонной 158 основного ствола 116 и несущая узел 124 крепления хвостовика. Вторая ветвь 136 отходит вниз от корпуса 134 узла 124 крепления хвостовика в основном стволе. Нижний конец второй ветви 136 узла 124 крепления хвостовика герметично связан с узлом 164 поперечной надставки и герметизатора, установленным в основном стволе 116 ниже стыка 132. В некоторых вариантах вторая ветвь 136 герметично входит в приемный элемент 130 в указанном узле 164. Приемный элемент с полированным каналом представляет собой уплотняющий интерфейс с гладкой поверхностью внутреннего канала, в который охватываемый компонент вводится с относительно жесткими допусками (по сравнению с большими допусками пакерных герметизаторов). Охватываемый компонент несет одно или более кольцевых или металлических уплотнений или иных прецизионных уплотнений, чтобы герметизировать внутренний канал. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика проходит от корпуса 134 данного узла в нагнетательный поперечный ствол 112 и прикрепляется к хвостовику 118 поперечного нагнетательного ствола, например, посредством сопрягающего узла 146, обеспечивающего подвижное сочленение. Узел 164 поперечной надставки и герметизатора может быть связан с обсадной колонной 158 основного ствола 116 посредством замка 165. Примером замка, который может быть использован в системах по изобретению, является узел LatchRite, производимый заявителем настоящего изобретения.
Верхний конец узла 164 поперечной надставки и герметизатора содержит отклонитель 140, позволяющий завести нагнетающий поперечный хвостовик 118 в нагнетательный поперечный ствол 112 после того, как данный хвостовик 118 и узел 124 крепления хвостовика спущены через основной ствол 116. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика может быть выполнена способной изгибаться, чтобы обеспечить возможность ориентировать эту ветвь и нагнетающий поперечный хвостовик 118, по существу, параллельно второй ветви 136 при опускании узла 124 крепления хвостовика и поперечного нагнетающего хвостовика 118 через основной ствол 116. Примерами стыковочных узлов, которые могут быть использованы в описанной конфигурации, могут служить узел FlexRite, производимый заявителем изобретения, и узел RapidExclude™, производимый фирмой Schlumberger. В некоторых вариантах использование узла FlexRite в контексте изобретения может обеспечить уплотнение на уровне 5 системы Technical Advancement of Multilaterals (TAML). Другими словами, стык будет полностью или почти полностью герметизирован от потока газа и/или жидкости, так что весь или почти весь поток из эксплуатационного поперечного ствола 114 и поток в нагнетательный поперечный ствол 112 будут удерживаться в узле 124 крепления хвостовика.
В представленном варианте сопрягающий узел 146 связывает узел 124 крепления хвостовика с нагнетающим поперечным хвостовиком 118 с обеспечением возможности поворота поперечного нагнетающего хвостовика 118 вокруг своей центральной оси. Узел 124 крепления хвостовика может быть снабжен герметизатором 126 (например, расширяемым или надуваемым пакером), чтобы предотвратить проникновение потока из поперечного нагнетательного ствола 112 в основной ствол 116 в кольцевом пространстве между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и стенкой поперечного нагнетательного ствола 112. В представленном варианте герметизатор 126 закреплен на наружной поверхности сопрягающего узла 146. Могут быть предусмотрены также одно или более дополнительных уплотнений. Дополнительно или в качестве альтернативы в кольцевом пространстве между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и стенкой поперечного нагнетательного ствола 112 может быть сформировано уплотнение путем формирования в этом пространстве слоя цемента. В некоторых вариантах может быть использован термостойкий цемент, например цемент марки STEAMSEAL, производимый заявителем настоящего изобретения.
В области стыка с нагнетающим поперечным хвостовиком 118 может находиться расширяющийся соединитель 148. Подобные соединители могут использоваться для компенсации расширения и сжатия хвостовика 118 в осевом направлении, например, под действием тепловых эффектов. Хотя показан только один такой соединитель, в некоторых случаях может быть использовано несколько подобных соединителей, расположенных между сопрягающим узлом 146 и хвостовиком 118 и/или по длине хвостовика 118 (например, между стыками его звеньев). Хвостовик может содержать один или более отрезков 154 труб, проницаемых для текучей среды, например перфорированные трубы или противопесчаные фильтры, чтобы обеспечить возможность поступления нагретой рабочей текучей среды из внутреннего объема указанного хвостовика 118 в пласт 110. В некоторых вариантах в хвостовике 118 могут быть установлены один или более распределительных клапанов 152, чтобы обеспечить распределение и/или управление потоками из внутреннего объема хвостовика 118 в пласт 110. Примеры подобных распределительных клапанов описаны в патентной заявке США №12/039206, озаглавленной "Управление потоками в скважине с контролем фаз и ассоциированные способы", в патентной заявке США №12/123682, озаглавленной "Управление потоком в скважине", и в патенте США №7032675, озаглавленном "Термоуправляемые клапаны и способы их использования в скважине".
Нагнетающая колонна 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды проходит от устья 142 скважины по основному стволу 116, через ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика и заканчивается в хвостовике 118. В некоторых случаях указанная колонна 156 может иметь глухой или открытый конец. В одной (входящей в хвостовик 118) части нагнетающей колонны 156 труб по ее длине выполнены отверстия 150. В определенных случаях размеры этих отверстий 150 и расстояния между ними могут быть выбраны такими, чтобы обеспечить, по существу, равномерное распределение нагретой рабочей текучей среды, подаваемой через нагнетающую колонну 156, по ее длине. В других случаях эти расстояния могут быть выбраны из условия неравномерного распределения нагретой текучей среды по длине нагнетающей колонны 156 труб. В некоторых вариантах нагнетающая колонна 156 может заканчиваться на конце первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика, вблизи этого конца или даже внутри данного узла 124, без захода в хвостовик 118. Вся нагнетающая колонна 156 труб или ее часть может быть термоизолирована. Термоизоляция данной колонны вплоть до узла 124 крепления хвостовика способствует обеспечению термоизоляции узла крепления хвостовика от воздействия нагретых рабочих текучих сред, текущих по указанной колонне 156. Если же нагнетающая колонна 156 или ее часть, находящаяся в основном стволе 116, не имеет термоизоляции, нагретые рабочие текучие среды, текущие по данной колонне 156, могут нагревать извлекаемые или другие флюиды, поднимающиеся по основному стволу 116.
В представленном варианте установленное в основном стволе 116 устройство 160 для центрирования герметизатора облегчает установку в заданные положения нагнетающей колонны 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды и добычного насоса 162 (например, штангового, погружного или винтового насоса или электронасоса) и/или иной системы для подъема флюида. Добычной насос 162 может использоваться для выведения на поверхность добываемых флюидов, которые поднимаются из добычного поперечного ствола 114, проходя через узел 124 крепления хвостовика. Хотя колонна, несущая добычной насос 162, показана заканчивающейся выше узла 124 крепления хвостовика, в некоторых вариантах она может доходить до этого узла и герметично сопрягаться с ним. Так, колонна, несущая добычной насос 162, может входить в приемное отверстие, имеющееся в верхнем герметизаторе 128.
Герметизаторы 144 обеспечивают герметичное перекрытие зазора между наружной поверхностью нагнетающей колонны 156 труб и внутренней поверхностью первой ветви 138. В других случаях эти герметизаторы 144 могут обеспечивать герметизацию относительно хвостовика 118 поперечной нагнетательной ветви или другого компонента, расположенного ниже узла 124 крепления хвостовика. Герметизаторы 144 предотвращают образование обратного потока рабочей текучей среды (в форме жидкости и/или газа) через кольцевое пространство между указанной колонной 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды и внутренней поверхностью первой ветви 138 в узел 124 крепления хвостовика. В некоторых вариантах герметизаторы 144 могут содержать приемный элемент с полированным каналом, пакер и/или другой уплотняющий элемент. Хотя изображены три герметизатора 144, их количество может быть уменьшено или увеличено.
Эксплуатационный хвостовик 170 входит в добычной поперечный ствол 114. Узел 164, состоящий из поперечной надставки и герметизатора, содержит нижний поперечный трубопровод 166, который проходит вниз к эксплуатационному хвостовику 170. Нижний конец данного трубопровода 166 герметично закреплен в нижнем герметизаторе 168, установленном в основном стволе 116. Варианты выполнения нижнего герметизатора 168 включают пакер, пакерную подвеску хвостовика, связанную с обсадной колонной 158 основного ствола 116 (например, посредством клиньевых и/или профильных держателей) для того, чтобы нести эксплуатационный хвостовик 170 и/или другой герметизатор. В дополнение или в качестве альтернативы в кольцевом пространстве между эксплуатационным хвостовиком 170 и стенкой добычного поперечного ствола 114 может быть сформировано уплотнение путем нагнетания цемента в это пространство. В некоторых вариантах может быть использован термостойкий цемент. Как и нагнетающий поперечный хвостовик 118, эксплуатационный хвостовик 170 может содержать один или более отрезков 154 труб, проницаемых для текучей среды, один или более распределительных клапанов 152 (чтобы обеспечить распределение и/или управление потоками из внутреннего объема хвостовика 170) и один или более расширяющихся соединителей 148.
При формировании системы по изобретению с поверхности 120 земли может быть забурен начальный участок 172 ствола. У поверхности земли может быть оборудовано устье 142 скважины. Затем из начального участка 172 к пласту 110 может быть пробурен основной ствол 116. Устье 142 скважины может быть связано с обсадной колонной 158, которая проходит от поверхности в направлении пласта 110 вдоль значительной части основного ствола 116 (например, в случае воздействия на интервал пласта). В некоторых случаях обсадная колонна 158 может заканчиваться на границе пласта 110 или выше него, оставляя поперечный ствол 114 необсаженным в зоне прохождения пласта 110. В других случаях обсадная колонна 158 может проходить через пласт и иметь одно или более окон, вырезанных в ней до ее опускания в ствол, чтобы облегчить забуривание поперечного ствола 114. В качестве варианта некоторые части или вся обсадная колонна 158 могут быть зафиксированы относительно материала стенок ствола с помощью цементного кольца или иных средств. В некоторых случаях может использоваться термостойкий цемент. Обсадная колонна 158 может нести часть замка 165 (например, принимающий компонент, с которым взаимодействует ответная часть этого замка), расположенную ниже желательного места ответвления нагнетательного поперечного ствола 112. Обсадная колонна 158 может также нести расположенную у ее нижнего конца часть герметизатора 168 (например, принимающий компонент, с которым взаимодействует ответная часть этого герметизатора). В процессе оборудования скважины могут быть использованы термодатчики для мониторинга температуры снаружи основного ствола обсадной колонны.
В добычном поперечном стволе 114 устанавливают эксплуатационный хвостовик 170 и герметизатор 168. Если они предусмотрены, в эксплуатационном хвостовике 170 могут быть установлены, например концентрично в его внутреннем объеме, с помощью специальных труб, распределительные клапаны 152. Чтобы разделить потоки, текущие через распределительные клапаны 152, в эксплуатационный хвостовик 170 могут быть введены неперфорированная труба и/или дополнительные пакеры.
Затем в основном стволе 116 устанавливают скважинный отклонитель, который в некоторых вариантах может опираться на замок 165. Данный отклонитель используется при вырезании окна в обсадной колонне 158 основного ствола 116, чтобы обеспечить возможность забуривания нагнетательного поперечного ствола 112. Как уже упоминалось, при формировании основного ствола могут быть использованы трубы с вырезанными в них окнами. Использование таких труб может обеспечить однородность геометрии формируемых окон, а также ограничить объем обломочного материала, образующегося при бурении боковых стволов. После этого производят формирование в пласте 110 через вырезанное окно нагнетательного поперечного ствола 112, отходящего от основного ствола 116.
После извлечения скважинного отклонителя в основной ствол 116 устанавливают узел 164 поперечной надставки и герметизатора, поддерживаемый замком 165. Как уже упоминалось, узел 164 поперечной надставки и герметизатора содержит отклонитель 140. Затем в основной ствол 116 вводят узел 124 крепления хвостовика с нагнетающим поперечным хвостовиком 118, прикрепленным к первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика. Благодаря контакту с отклонителем 140, связанным с указанным узлом 164, нагнетающий поперечный хвостовик 118 направляется в нагнетательный поперечный ствол 112. Первая ветвь 138 узла 124 крепления хвостовика следует за нагнетающим хвостовиком 118 в нагнетательный поперечный ствол 112, тогда как вторая ветвь 136 узла 124 крепления хвостовика герметично вводится в узел 164 поперечной надставки и герметизатора. После того как узел 124 крепления хвостовика займет свое место, устанавливают герметизатор 128.
Узел 124 крепления хвостовика герметично изолирован посредством герметизатора 126 и/или цементного стакана от кольцевого пространства между нагнетающим поперечным хвостовиком 118 и нагнетательным поперечным стволом 112 (и, следовательно, от нагретой рабочей текучей среды в процессе функционирования системы по изобретению). В некоторых вариантах можно облегчить процесс цементирования использованием надуваемого пакера, образующего пробку, на которую может загружаться цемент, и формированием селективно открываемого/ закрываемого порта в первой ветви 138. Если они предусмотрены, распределительные клапаны 152 могут быть установлены в нагнетающем поперечном хвостовике 118, например концентрично в его внутреннем объеме с помощью специальных труб. Чтобы разделить потоки, текущие через распределительные клапаны 152, в указанный хвостовик 118 могут быть введены неперфорированная труба и/или дополнительные пакеры.
В основном стволе 116 на нагнетающую колонну 156 труб и/или на колонну труб, несущую добычной насос 162, может быть установлено устройство 160 для центрирования герметизатора. Указанная колонна 156 труб вводится в основной ствол 116, проводится через узел 124 крепления хвостовика и вводится в нагнетающий поперечный хвостовик 118. Нагнетающая колонна 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды снабжена герметизаторами 144, герметично изолирующими узел 124 крепления хвостовика от потока, проходящего из поперечного нагнетающего хвостовика 118 через первую ветвь 138 (и, следовательно, от нагретой рабочей текучей среды в процессе функционирования системы по изобретению).
В представленном варианте основной ствол 116 имеет, по существу, вертикальный начальный участок, пробуренный с поверхностности 120 земли. Затем этот ствол отклоняется от вертикали, образуя наклонный участок, от которого отходят внутрь пласта 110, по существу, горизонтальные поперечные стволы. Однако системы и способы по изобретению могут использоваться и с другими конфигурациями стволов (например, с наклонными или с горизонтальными стволами).
В некоторых вариантах может использоваться также скважинная система для подъема флюида, обеспечивающая выведение флюидов на поверхность 120 земли и, по меньшей мере, частично находящаяся в поперечном стволе 114. Эта система может быть интегрирована с эксплуатационной колонной труб (не изображена), или присоединена к данной колонне, или связана с ней каким-то иным образом. Для того чтобы подобные системы подъема флюидов можно было скомбинировать со скважинными нагревателями текучей среды, может быть предусмотрена скважинная система охлаждения для охлаждения данных систем и других компонентов системы по изобретению. Такие системы более подробно описаны, например, в опубликованной патентной заявке США №2008/0083536, озаглавленной "Добыча природного сырья с использованием инжекции пара". Могут быть использованы и другие системы и способы подъема флюида.
На фиг.3 в качестве примера представлен другой вариант изобретения, система 200 для воздействия на пласт. Она содержит скважинный нагреватель 210 текучей среды (например, парогенератор). Хотя данный вариант близок к варианту, описанному со ссылкой на фиг.1, введение скважинного нагревателя 210 текучей среды, установленного в нагнетательном поперечном стволе 112 в составе нагнетающей колонны 202 труб для нагнетания рабочей текучей среды, позволяет генерировать нагретую текучую среду в нагнетательном поперечном стволе 112, т.е. в непосредственной близости от пласта 110. Хотя в данном варианте он находится в нагнетательном поперечном стволе 112, скважинный нагреватель 210 текучей среды может, альтернативно или дополнительно, быть помещен в любом другом месте системы 200, например в узле 124 крепления хвостовика или в основном стволе 116. При этом в контексте изобретения термин "скважинный" охватывает любые устройства, которые могут устанавливаться и функционировать в любой части скважины.
Скважинный нагреватель 210 текучей среды установлен внутри первой ветви 138 узла 124 крепления хвостовика и герметизирован посредством герметизатора 216. В некоторых вариантах этот герметизатор является приемным элементом с полированным каналом или пакером, установленным внутри первой ветви 138, которая сопрягается с наружной поверхностью скважинного нагревателя 210 текучей среды или с другой частью нагнетающей колонны 202. Данная колонна заканчивается у входа скважинного нагревателя 210 текучей среды в нагнетательном поперечном стволе 112. У данного нагревателя имеются входы 214 для приема рабочей текучей среды и (если он действует по принципу сжигания топлива) для других текучих сред (например, окислителя и топлива). Указанный нагреватель может иметь различные конфигурации, обеспечивающие подачу нагретых рабочих текучих сред в пласт 110. Пример скважинного нагревателя 210 текучей среды, устанавливаемого в приемном элементе с полированным каналом, описан в опубликованной патентной заявке США №2007/0039736, озаглавленной "Подача текучих сред при использовании системы получения нагретой текучей среды".
В представленном варианте скважинный нагреватель 210 текучей среды является парогенератором, использующим сжигание топлива. Подающие линии 212 подают к скважинному нагревателю 210 текучей среды, например, топливо, рабочую текучую среду и окислитель от поверхностных источников (не изображены). Подающие линии 212 можно выполнить в различных вариантах. Например, они могут являться интегральными частями эксплуатационной колонны труб, могут быть прикреплены к этой колонне или представлять собой отдельные линии, проходящие внутри основного ствола 116. Хотя они показаны применительно к их концентричному расположению, одна или более подающих линий 212 могут быть выполнены как отдельные, взаимно параллельные линии. Можно также использовать меньше или больше трех подающих линий. Одним из вариантов подачи текучих сред к скважинному нагревателю является трубопровод, который содержит концентричные трубы, образующие, по меньшей мере, два кольцевых канала. Эти каналы, в сочетании с внутренним объемом трубопровода, обеспечивают подачу воздуха, топлива и рабочей текучей среды к скважинному генератору нагретой текучей среды. Вариант скважинного нагревателя текучей среды с использованием концентричных подающих труб описан в упомянутой заявке США №2007/0039736.
По подающим линиям 212 текучие среды с поверхности 120 поступают на соответствующие входы 214 скважинного нагревателя 210 текучей среды. Например, в некоторых вариантах подающие линии 212 состоят из линии для подачи рабочей текучей среды, линии для подачи окислителя и линии для подачи топлива. В ряде вариантов по линии для подачи рабочей текучей среды к скважинному нагревателю 210 подается вода. Вместо воды или в дополнение к ней могут подаваться другие текучие среды (например, синтетические химические растворители). В этом варианте топливо, окислитель и рабочая текучая среда нагнетаются с поверхности к скважинному нагревателю 210 текучей среды под высоким давлением.
В ряде вариантов подающие линии 212 снабжены скважинными управляющими клапанами (не изображены). В некоторых ситуациях (например, при повреждении обсадной колонны в скважине) желательно быстро прервать поток топлива, окислителя и/или рабочей текучей среды к скважинному нагревателю 210. Установленный глубоко в скважине, например в непосредственной близости от нагревателя 210 текучей среды, управляющий клапан, встроенный в подающие линии 212, может предотвратить поступление остаточного топлива и/или окислителя из подающих линий 212 к данному нагревателю, предотвращая тем самым продолжение горения/выделения тепла. Данный клапан может также ограничить (например, предотвратить) выпуск в скважину реагентов из подающих линий 212.
Система 200 монтируется, по существу, аналогично описанной выше системе 100. В частности, нагнетающая колонна 202 труб проводится через основной ствол 116 и узел 124 крепления хвостовика и вводится в нагнетательный поперечный ствол 112. При этом обеспечивается герметизация скважинного нагревателя 210 текучей среды и/или указанной колонны 202 труб, чтобы предотвратить возможность возникновения потока между нагнетающей колонной 202 труб и первой ветвью 138 узла 124 крепления хвостовика.
Фиг.4 иллюстрирует, как системы 100 и 200 могут быть применены для добычи флюидов с использованием способа 300, который включает нагнетание нагретой рабочей текучей среды из нагнетающей колонны 156, 202 труб в нагнетательный поперечный ствол 112 (шаг 310). Как было описано выше, указанная колонна 156, 202 отходит от узла 124 крепления хвостовика в нагнетательный поперечный ствол 112 и заканчивается в нем. Кольцевое пространство, примыкающее к наружной поверхности нагнетающей колонны 156, 202, герметизировано, например, герметизатором 126 (шаг 320), чтобы предотвратить образование потока к узлу 124 крепления хвостовика. Кольцевое пространство между нагнетающим поперечным хвостовиком 118, обеспечивающим нагнетание рабочих текучих сред, и нагнетательным поперечным стволом 112 также герметично перекрыто. Поэтому вся или почти вся нагретая рабочая текучая среда поступает в пласт 110 и не может вернуться к узлу 124 крепления хвостовика (или внутрь его) и к связанным с ним компонентам. Нагнетание в пласт 110 нагретой рабочей текучей среды повышает подвижность пластовых флюидов. Добыча этих флюидов (шаг 330) осуществляется из добычного поперечного ствола 114. Как показано на фиг.1 и 3, добычной поперечный ствол 114 смещен по вертикали относительно нагнетательного поперечного ствола 112, так что пластовые флюиды, стремящиеся мигрировать вниз под действием силы тяжести, будут перемещаться к добычному поперечному стволу 114 (как это предусматривается технологией SAGD). В других конфигурациях, также предусматривающих генерацию пара, добычной и нагнетательный поперечные стволы 114, 112 также могут быть взаимно смещены по вертикали или иметь другое расположение. Например, эти стволы могут быть расположены, по существу, в одной горизонтальной плоскости. В некоторых вариантах добычной поперечный ствол 114 может быть смещен по горизонтали относительно нагнетательного поперечного ствола 112 или находиться с ним в одной или, по существу, одной вертикальной плоскости.
В некоторых случаях герметизация кольцевого пространства, примыкающего к наружной поверхности колонны труб для нагнетания рабочей текучей среды, предусматривает герметизацию кольцевого пространства между данной колонной труб и узлом крепления хвостовика. При этом данная операция может включать нагнетание цемента в нагнетательный поперечный ствол.
В ряде случаев рабочую текучую среду нагревают с помощью скважинного нагревателя 210 текучей среды (например, находящегося в нагнетательном поперечном стволе 112). В других случаях рабочую текучую среду нагревают на поверхности 120 и закачивают нагретую рабочую текучую среду в скважину через узел 124 крепления хвостовика.
Были описаны различные варианты осуществления изобретения. Однако должно быть понятно, что могут быть реализованы также и другие его варианты, не выходящие за пределы объема изобретения. Например, хотя на фиг.1 и 3 представлены системы с нагнетающей колонной труб, связанной со специальным нагнетательным стволом (например, действующим в качестве нагнетающей скважины для нагнетания нагретой рабочей текучей среды с целью повышения эффективности других, добывающих скважин), в частности, применительно к разогреву паром или к технологии SAGD, описанные решения применимы и к циклическому нагнетанию нагретой текучей среды (например, когда скважину используют в цикличном режиме для нагнетания нагретой рабочей текучей среды в течение некоторого периода, а затем реконфигурируют ее как добычную скважину), а также к другим режимам нагнетания нагретой текучей среды. Описанные скважинные системы можно применять также для нагнетания рабочей текучей среды другого типа, которая может быть нагретой или ненагретой. Так, через колонны труб, расположенные и герметизированные аналогично описанной колонне 156 труб для нагнетания рабочей текучей среды, могут нагнетаться такие текучие среды, как, например, кислота, жидкость для гидроразрыва пласта (например, содержащая проппант), цемент, гравий (например, для гравийной набивки). Все подобные варианты охватываются прилагаемой формулой изобретения.