СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ В ЕСТЕСТВЕННОМ ЗАЛЕГАНИИ БИТУМОВ И ОСОБО ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
PROCEDURE AND DEVICE FOR EXTRACTION OF BITUMEN AND EXTRA HEAVY OIL IN NATURAL BEDDING

Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка в качестве залежи, при этом для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в залежь вводят тепловую энергию, для чего применяют элементы для ввода энергии в залежь и транспортировочные трубы для сбора сжиженного битума или особо тяжелой нефти. Наряду с этим изобретение относится к устройству для выполнения способа, содержащему, по меньшей мере, один элемент для ввода энергии и, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу.
В способе добычи в естественном залегании битумов из нефтеносного песка с помощью пара и горизонтальных скважин в соответствии со способом SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage = гравитационное дренирование с помощью пара) существует, прежде всего, при тонких слоях битумов тот недостаток, что экономически выгодно можно осваивать лишь ограниченное количество битумов. Освоение составляет в лучшем случае 40-60% имеющегося в залежи битума, а при тонких слоях значительно ниже. Причиной этому является ограниченная ширина образующейся паровой камеры, которая обычно примерно вдвое больше по ширине, чем по высоте. Для высокой отдачи в плоских залежах (20-30 м) это означает, что каждые 40-60 м над транспортировочной трубой должна быть предусмотрена нагнетательная труба для ввода энергии. Обе лежащие друг над другом трубы называются парой скважин.
Из US 6257334 В1 известен специальный способ SAGD для добычи особо тяжелой нефти, в котором, наряду с указанной парой скважин из лежащих друг над другом труб, имеются дополнительно другие элементы, с помощью которых должно улучшаться нагревание зоны. Наряду с этим из WO 03/054351 А1 известно устройство для электрического нагревания определенных зон, в котором между двумя электродами создается поле, которое нагревает лежащую между ними зону.
В уровне техники пары скважин предусмотрены на небольшом расстоянии друг от друга, что приводит, однако, к большим затратам на горизонтальное бурение и прокладку труб. В качестве альтернативы для экономии затрат необходимо отказаться от высокого выхода нефти.
Исходя из этого, задачей изобретения является создание улучшенного способа добычи битумов или особо тяжелой нефти, а также соответствующего устройства.
Задача решена относительно способа с помощью признаков пункта 1 формулы изобретения и относительно устройства - с помощью признаков пункта 4 формулы изобретения. Модификации способа и соответствующего устройства указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.
В способе согласно изобретению выполняют, в частности, следующие стадии:
- ввод энергии выполняют в задаваемом участке залежи, по меньшей мере, через два отдельных элемента, при этом выдерживают заданную геометрию элементов относительно транспортировочной трубы;
- для ввода энергии через отдельные элементы применяют, по меньшей мере, одну другую трубу для ввода пара и/или в качестве электрода для подачи электрического тока;
- нагнетательную трубу и трубу для подачи тока включают в виде электрической проводящей петли;
- по меньшей мере, через другую трубу снабжают также наружные зоны залежи тепловой энергией.
Ввод энергии можно повторно осуществлять в задаваемых местах залежи. Для этого соответствующее устройство имеет, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу на заданный блок залежи, при этом транспортировочная труба проходит по дну залежи в горизонтальном направлении, и при этом над ней на заданном расстоянии по высоте и заданном боковом расстоянии от транспортировочной трубы проходят, по меньшей мере, два других элемента ввода энергии в горизонтальном направлении.
Предметом изобретения является также введение тепловой энергии в точно заданных местах залежи, для чего применяют раздельные пути для ввода энергии. Это можно реализовывать, в частности, посредством ввода дополнительных горизонтальных труб в залежь и дополнительного нагревания иначе остающегося холодным битума. Поскольку для этого необходимо применять не пары труб, а лишь отдельные трубы, то следует ожидать сравнительно низкие затраты.
Исходя из опыта индукционного нагревания залежей нефтеносного песка, было установлено, что битум нагревается в большом объеме, а не лишь в ограниченном окружении электродов. Из этого можно сделать вывод, что битум, соответственно особо тяжелую нефть, можно расплавлять в больших пространствах с помощью отдельных дополнительных электродов с понижением вязкости, которые затем могут втекать в существующую систему SAGD с парами скважин и транспортироваться наружу.
С помощью способа согласно изобретению можно достигать значительно более высокого выхода битума. Экономические расчеты показывают возможность успеха. Нагревание можно осуществлять с помощью этой дополнительной горизонтальной трубы непрерывно с самого начала со сравнительно небольшой мощностью или со сдвигом во времени с согласованно более высокой мощностью. Решающее значение имеет то, что обычному процессу SAGD с образующейся паровой камерой не создаются помехи за счет преждевременного затопления.
Последующее подключение дополнительного нагревания является, в частности, также предпочтительным в качестве дополнения для существующих залежей SAGD, которые еще обеспечивают лишь небольшую степень выхода.
Дополнительная нагнетательная труба не должна быть обязательно электрически нагреваемой, а может быть при необходимости также нагнетательной трубой, которая работает в цикличном паровом режиме, т.е. при этом горячий пар не подается в залежь, а выводится обратно. За счет этого также возникает нагрев, который, однако, расширяется в объеме лишь за счет теплопроводности.
Другие подробности и преимущества изобретения следует из приведенного ниже описания примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи в соединении с зависимыми пунктами формулы изобретения. При этом на чертежах изображено:
фиг.1 - разрез месторождения согласно уровню техники;
фиг.2 - элементарные блоки залежи в виде месторождения нефтеносного песка, в изометрической проекции;
фиг.3-6 - разрезы месторождения согласно фиг.1 с различными расположениями дополнительных элементов для ввода тепла.
На фиг.1 толстой линией Е обозначена поверхность земли, под которой лежит месторождение нефтеносного песка. Обычно под поверхностью земли имеются сначала покрывающие породы, соответственно покрывающий материал, после которого на заданной глубине находится пласт в виде залежи нефтеносного песка. Залежь имеет высоту, соответственно, толщину h, длину l и заданную ширину w. Слой содержит также битум, соответственно особо тяжелую нефть, и называется в последующем коротко залежью 100. В известном способе SAGD имеются нагнетательная труба 101 для пара и транспортировочная труба 102, которая называется также добычной трубой, которые проходят горизонтально по дну залежи 100.
На фиг.1 показана блок-схема способа согласно уровню техники. Снаружи, т.е. над поверхностью земли, имеются средства для генерирования пара, которые в данном случае дополнительно не поясняются. С помощью пара нагревается окружение нагнетательной трубы 101 и уменьшается вязкость находящихся в нефтеносном песке битумов, соответственно особо тяжелой нефти. Нефть улавливается транспортировочной трубой 102, которая проходит параллельно нагнетательной трубе 101, и отводится через вертикальную зону через покрывающую породу. Затем в технологической установке 4 осуществляется отделение нефти из сырых битумов и дальнейшая обработка, например флотация или т.п.
На фиг.2 показано месторождение нефтеносного песка, которое имеет длину l и высоту h. Задана ширина w, с помощью которой задается элементарный блок 100 в качестве залежи нефтеносного песка. В блоке проходят согласно уровню техники нагнетательная труба 101 и транспортировочная труба 102 параллельно друг над другом в горизонтальном направлении. Участок залежи нефти повторяется многократно в обе стороны.
На фиг.3-6 показаны разрезы месторождения, согласно фиг.1 (по линии IV-IV), соответственно, фиг.2 (вид спереди). Общими являются размеры w x h и расположение транспортировочной трубы 102 у дна залежи 100. В остальном показаны альтернативные решения для нагнетательных труб и/или электродов.
На фиг.3 показана пара горизонтальных труб (пара скважин), при этом верхняя из обеих труб, т.е. нагнетательная труба 101, может быть при необходимости выполнена также в качестве электрода. Дополнительно к этому в данном случае имеется другая горизонтальная труба 106, которая выполнена специально в качестве электрода.
На соседних участках имеются другие электроды 106', 106'', …, так что получается регулярно повторяющаяся структура.
При показанном расположении происходит индуктивная подача тока за счет электрического соединения на концах дополнительного электрода 106 и нагнетательной трубы 101, так что образуется замкнутая петля.
Горизонтальное расстояние от электрода до транспортировочной трубы составляет w/h; вертикальное расстояние электродов 106', 106'', … до пары скважин, в частности до нагнетательной трубы, составляет от 0,1 м до примерно 0,9 h. При этом на практике расстояния составляют между 0,1 м и 50 м.
Как показано на фиг.3, с помощью пары скважин с трубами 101, 102 нагревается заданная зона, распределение тепла в которой в заданный момент времени ограничено линией А. За счет дополнительного индукционного нагревания между трубами 101 и 106 предпочтительно образуются в краевой зоне соответствующие распределения тепла в охваченной линией В зоне, которая на фиг.3 является асимметричной.
Показанное на фиг.4 расположение исходит из фиг.3, при этом в данном случае над парой скважин расположены с зазором соответствующие электроды 107, 107' между двумя парами скважин.
Отрезок залежи, который многократно повторяется по сторонам, соответствует фиг.2. Горизонтальная пара с нагнетательной трубой 101 и добычной трубой 102 показаны в поперечном сечении. Другая горизонтальная труба 107 выполнена в качестве электрического проводника. Каждые два проводника 107, 107' представляют электроды для индуктивной подачи тока за счет электрического соединения на концах. При этом соединения можно осуществлять снаружи месторождения, т.е. над поверхностью земли.
При расположении согласно фиг.4 горизонтальное расстояние от электрода 107 до транспортировочной трубы 102 составляет d1 = w/2. Вертикальное расстояние составляет также, как на фиг.2, обычно от 0,1 м до 50 м.
На фиг.4 получается аналогичное показанному на фиг.3 распределение тепла, которое, однако, в этом случае является симметричным.
На фиг.5 расположение выполнено согласно фиг.2 так, что на каждую добычную трубу 102 приходятся две нагнетательные трубы 108 и 109, которые также служат в качестве электродов. Тем самым можно осуществлять индуктивную подачу тока между двумя соседними электродами, если образована проводящая петля.
На фиг.5 горизонтальное расстояние нагнетательных труб 108, соответственно, 109 до транспортировочной трубы 102 составляет примерно 0,1 w - 0,8 w, что обычно составляет 10 м - 80 м. Вертикальное расстояние нагнетательных труб 108 и 109 до транспортировочной трубы составляет 0,2 h - 0,9 h, что соответствует 5 м - 60 м.
Распределение тепла на фиг.5 соответствует окружающей линии А.
Наконец, на фиг.6 показано расположение, аналогичное показанному на фиг.2, в котором дополнительно установлены две нагнетательные трубы 111, 111' над парой скважин из нагнетательной трубы 101 и транспортировочной трубы 102 с зазором между двумя парами скважин, при этом в этом случае не осуществляется подача тока. Нагнетательная труба работает так, что пар проводят обратно к поверхности. Это соответствует по существу известному из уровня техники режиму циркуляции в фазе предварительного нагревания.
А именно, снова показан отрезок залежи 1 нефти, который многократно повторяется в обе стороны. Пара скважин состоит из нагнетательной трубы 101 и транспортировочной трубы 102, и дополнительная горизонтальная труба 111, соответственно 111', работает в режиме циркуляции пара. При этом повторяющаяся нагнетательная труба 111' воздействует на соседний отрезок из регулярно повторяющихся отрезков.
В показанном на фиг.6 расположении горизонтальное расстояние другой нагнетательной трубы до транспортировочной трубы составляет снова w/h; вертикальное расстояние дополнительных нагнетательных труб 111, 111' до первой нагнетательной трубы составляет примерно между 0,1 м и 0,9 h, что соответствует 0,1-50 м.
На фиг.6 получается распределение тепла с соответствующей фиг.4 охватывающей линией, которая является симметричной на основании повторяющихся нагнетательных труб, расположенных с зазором относительно пары скважин.
В указанных применительно к фиг.3-6 примерах обеспечивается с помощью мер, согласно изобретению, улучшенное распределение тепла по поперечному сечению, при этом затраты остаются приемлемыми. В целом обеспечивается повышение эффективности, которое проявляется в более высоком выходе добываемой нефти.