Устройства и способы добычи углеводородов

Устройства и способы добычи углеводородов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники, к которой относится изобретение

[0001] Варианты осуществления изобретения относятся к способам и устройствам для добычи углеводородов из геологических формаций. Более конкретно, представленные здесь варианты исполнения относятся к извлечению вязких углеводородов из геологических формаций.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0002] По всему миру имеются обширные углеводородсодержащие пластовые резервуары. Многие из этих резервуаров содержат углеводород, часто называемый «битумом», «смолой», «тяжелой нефтью», или «сверхтяжелой нефтью» (здесь совокупно называемых «вязким углеводородом»), который обычно имеет значения вязкости в диапазоне от 100 до более 1000000 сантипуаз. Высокая вязкость этих углеводородов делает их добычу затруднительной и дорогостоящей.

[0003] Каждый пластовый резервуар, содержащий вязкие углеводороды, является уникальным и по-разному ведет себя в условиях разнообразных методов, используемых для извлечения углеводородов из него. В целом применяли нагревание вязкого углеводорода in-situ для снижения его вязкости, чтобы интенсифицировать добычу этих вязких углеводородов. Как правило, вязкие углеводороды из этих пластовых резервуаров могли бы добываться такими методами, как интенсификация притока с циклической закачкой пара (CSS), вытеснение нефти паром (Drive), и гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD), где пар нагнетают с поверхности в пластовый резервуар для нагревания вязкого углеводорода и снижения его вязкости до достаточного для добычи уровня.

[0004] Однако некоторые из этих пластовых резервуаров с вязкими углеводородами располагаются под холодной тундрой или под слоями вечной мерзлоты, и могут находиться столь глубоко, как на 1800 футов (550 м) или более ниже смежного приземного слоя. Современные методы добычи сталкиваются с ограничениями в извлечении углеводородов из этих пластовых резервуаров. Например, затруднительно и непрактично нагнетать пар, генерированный на поверхности, сквозь слои вечной мерзлоты, чтобы нагревать нижележащий пластовый резервуар вязких углеводородов, так как теплота нагнетаемого пара скорее всего будет вызывать расширение или оттаивание вечной мерзлоты. Расширение вечной мерзлоты может обусловливать проблемы со стабильностью ствола буровой скважины и значительные экологические проблемы, такие как выход на поверхность или утечка извлеченных углеводородов у устья буровой скважины или ниже него.

[0005] В дополнение, современные методы добычи вязких углеводородов из пластовых резервуаров сталкиваются с другими ограничениями. Одной такой проблемой является потеря тепловой энергии пара в стволе скважины, когда пар движется от поверхности к пластовому резервуару. Потеря тепла в стволе скважины также распространена в скважинах на морских промыслах, и эта проблема обостряется при увеличении глубины воды и/или глубины скважины до пластового резервуара. Там, где пар генерируют и нагнетают от устья буровой скважины, качество пара (то есть, процентная доля пара, который находится в паровой фазе), нагнетаемого в пластовый резервуар, обычно сокращается с ростом глубины, так как пар охлаждается по мере его перемещения от устья буровой скважины до пластового резервуара, и тем самым качество пара, присутствующего в забое в месте нагнетания, является гораздо более низким, чем у пара, который генерируют на поверхности. Эта ситуация снижает эффективность использования энергии в процессе извлечения углеводородов и связанные с этим темпы добычи углеводородов. Кроме того, производство пара на поверхности создает газы и побочные продукты, которые могут быть вредоносными для окружающей среды.

[0006] Для устранения недостатков нагнетания пара с поверхности известно применение скважинных парогенераторов. Скважинные парогенераторы обеспечивают возможность производства пара в стволе скважины перед нагнетанием в пластовый резервуар. Однако скважинные парогенераторы также создают многочисленные сложности, включающие высокие температуры, проблемы с коррозией, и нестабильные условия сгорания. Эти затруднения часто приводят к разрушениям материалов и термическим нестабильностям и неэффективности эксплуатации.

[0007] Поэтому существует непреходящая потребность в новых и усовершенствованных устройствах и способах извлечения тяжелой нефти с использованием генерирования пара в стволе скважины для повышения теплового коэффициента полезного действия и минимизации воздействия на окружающую среду.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0008] Варианты осуществления описываемого здесь изобретения относятся к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ добычи углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, которая сообщается с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром, монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине, цементируют обсадную колонну, перфорируют обсадную колонну, размещают скважинный парогенератор в обсадной колонне, подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения продукта сгорания и/или продукта испарения в пластовом резервуаре, подают поток нагнетаемых текучих сред в пластовый резервуар, и добывают углеводороды через одну или многие продуктивные скважины.

[0009] В еще одном варианте исполнения представлена наземная установка нефтяного промысла для извлечения углеводородов. Наземная установка включает по меньшей мере одну продуктивную скважину и нагнетательную скважину в сообщении с подземным пластовым резервуаром, причем каждая из по меньшей мере одной продуктивной скважины и нагнетательной скважины имеет устье скважины и ствол скважины, протяженный в подземный пластовый резервуар, первый источник газа и второй источник газа, размещенные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины, и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде с внутренним каналом ствола нагнетательной скважины, и источник топлива и источник воды, позиционированные рядом с нагнетательной скважиной и соединенные с наземной стороной устья нагнетательной скважины, и находящиеся в селективном сообщении по текучей среде со скважинным парогенератором, размещенным во внутреннем канале ствола нагнетательной скважины.

[0010] В еще одном варианте исполнения представлена наземная установка нефтяного промысла для извлечения углеводородов. Наземная установка включает нагнетательную скважину рядом по меньшей мере с одной продуктивной скважиной, протяженной в подземный пластовый резервуар, источник газа, размещенный рядом с нагнетательной скважиной, источник топлива и источник воды в сообщении по текучей среде с узлом горелки, позиционированным в нагнетательной скважине, и сепараторный блок в сообщении по текучей среде с продуктивной скважиной и одним из источника топлива и источника воды или с их комбинацией для удаления одного из газа или воды из текучих сред, протекающих через продуктивную скважину, и направления газа или воды к источнику топлива или источнику воды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0011] Для того чтобы вышеперечисленные признаки настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко обобщенное выше, может быть приведено со ссылкой на варианты осуществления, некоторые из каковых иллюстрированы в сопроводительных чертежах. Однако следует отметить, что сопроводительные чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления настоящего изобретения, и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его область, так что изобретение может допускать прочие равным образом эффективные варианты осуществления.

[0012] Фигура 1 представляет схематическое графическое изображение одного варианта исполнения системы управления разработкой месторождения.

[0013] Фигура 2А представляет изометрическое изображение одного варианта исполнения системы нагнетания для интенсификации нефтеотдачи (EOR), которая может быть применена в пластовом резервуаре согласно Фигуре 1.

[0014] Фигура 2В схематически представляет вид в разрезе участка EOR-системы нагнетания, показанной в Фигуре 2А.

[0015] Фигура 3А представляет вид в разрезе многоканального шлангокабельного устройства EOR-системы нагнетания из Фигуры 2.

[0016] Фигура 3В представляет изометрическое изображение еще одного варианта исполнения многоканального шлангокабельного устройства, которое может быть применено с EOR-системой нагнетания согласно Фигуре 2.

[0017] Фигура 4 представляет блок-схему, изображающую один вариант исполнения процесса монтажа/заканчивания, который может быть использован с EOR-системой нагнетания согласно Фигуре 2.

[0018] Фигура 5 представляет вид сбоку, показывающий EOR-процесс с использованием вариантов исполнения EOR-системы нагнетания согласно Фигуре 2.

[0019] Фигура 6 представляет изометрический вид сбоку еще одного варианта исполнения EOR-процесса.

[0020] Фигура 7 представляет схематическое изображение одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры.

[0021] Фигура 8 представляет схематическое изображение еще одного варианта исполнения EOR-инфраструктуры.

[0022] Чтобы упростить понимание, были использованы идентичные кодовые номера позиций, где это возможно, для обозначения идентичных элементов, которые являются общими в фигурах. Предполагается, что элементы, раскрытые в одном варианте исполнения, могут быть с пользой применены в других вариантах исполнения без конкретного перечисления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0023] Варианты осуществления изобретения относятся к извлечению вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. Вязкие углеводороды, как описываемые здесь, включают углеводороды, имеющие величины вязкости в диапазоне от около 100 сантипуаз (сП) до более чем около 1000000 сП. Варианты осуществления изобретения, как описываемые здесь, могут быть применены в подземных пластовых резервуарах, составленных непористой или пористой горной породой, такой как глинистый сланец, песчаник, известняк, карбонат и их комбинации. Варианты осуществления изобретения могут быть применены в способах третичного метода добычи нефти (EOR) с использованием in-situ нагнетания газообразного продукта сгорания (например, горячих газов) и/или продукта испарения (например, пара), нагнетания химических соединений и/или in-situ нагнетания в пласт химических текучих сред (например, понижающих вязкость текучих сред, таких как диоксид углерода (СО₂), азот (N₂), кислород (О₂), водород (Н₂), и их комбинации), нагнетания бактериальных препаратов и/или дисперсных сред, и их комбинаций. Варианты осуществления изобретения представляют скважинный парогенератор для нагнетания продукта сгорания, пара и/или прочих нагнетаемых текучих сред в пластовые резервуары. Скважинный парогенератор, как здесь описываемый, является гравитационно-независимым, и может надежно выполнять сжигание, парообразование и/или нагнетание в горизонтальные буровые скважины, вертикальные буровые скважины или скважины с любой ориентацией между стволами.

[0024] Фигура 1 представляет схематическое графическое изображение одного варианта исполнения системы 100 управления разработкой месторождения с использованием описываемых здесь вариантов исполнения. Система 100 управления разработкой месторождения включает EOR-систему 105 нагнетания, включающую по меньшей мере первую нагнетательную скважину 110 в сообщении по текучей среде с углеводородсодержащим пластовым резервуаром 115. Система 100 управления разработкой месторождения также включает по меньшей мере первую продуктивную скважину 120, которая находится в сообщении по текучей среде с пластовым резервуаром 115 и/или первой нагнетательной скважиной 110. EOR-система 105 нагнетания, включающая первую нагнетательную скважину 110, включает скважинный парогенератор (то есть, горелку 125), которая обеспечивает создание точно рассчитанного парового вала и содействует формированию одной или более зон 130А-130Е продвижения в пластовый резервуар 115.

[0025] Разнообразные текучие среды, такие как топливо, окислитель, и вода или пар, подаются к горелке 125 для направления в пластовый резервуар 115 выхлопной текучей среды, состоящей из пара и побочных продуктов сгорания, которая создает повышенное давление в пластовом резервуаре 115 и нагревает его. Пластовый резервуар 115 подразделяется на зоны 130А-130Е, и через каждую из зон 130А-130Е проведены кривые 135А-135С. Кривая 135А представляет соотношение «газ-углеводород» (например, соотношение «газ/нефть» (GOR)), имеющее место в пластовом резервуаре 115, кривая 135В представляет вязкость углеводорода в пластовом резервуаре 115, и кривая 135С представляет температуру пластового резервуара 115. EOR-система 105 нагнетания подает выхлопную текучую среду от горелки 125 для повышения давления в пластовом резервуаре 115 и нагревания его, чтобы углеводороды в пластовом резервуаре 115 сделать подвижными в сторону продуктивной скважины 120, как показано стрелкой.

[0026] Показанная в Фигуре 1 система 100 управления разработкой месторождения представляет собой моментальный снимок, и каждая из зон 130А-130Е не ограничена пространственными и/или временными рамками, как изображено в графическом представлении согласно Фигуре 1. Как правило, зона 130А представляет собой участок первичного сгорания, где в пластовом резервуаре 115 создается первоначальное повышение давления. Зона 130В представляет собой участок активного горения, где углеводороды в пластовом резервуаре 115 могут быть сожжены и/или окислены. Зона 130С включает участок в пределах пластового резервуара 115, где формируется фронт паронасыщения. Зона 130D включает участок пластового резервуара, где значение GOR может быть наибольшим. Зона 130Е может представлять собой участок пластового резервуара 115, где сделанные подвижными углеводороды находятся вблизи продуктивной скважины 120 для извлечения.

[0027] Горелка 125 может действовать внутри диапазона рабочего давления от около 300 фунтов на квадратный дюйм (psi) (2,07 МПа) до около 1500 psi (10,34 МРа), и, например, вплоть до 3000 psi (20,68 МПа), или больше. Горелка 125 может работать в пределах одиночного диапазона давлений или в многочисленных диапазонах давлений, таких как от около 300 psi (2,07 МПа) до около 3000 psi (20,68 МПа), в зависимости от давления в продуктивном пластовом резервуаре. Эксплуатационные глубины для EOR-системы 105 нагнетания включают от около 2000 футов до около 10000 футов (610-3050 метров). Например, эксплуатационные глубины EOR-системы 105 нагнетания включают от около 2500 футов до около 8500 футов (762-2592 метров) при давлениях от около 500 фунтов на квадратный дюйм, абсолютных (psia) до около 2500 psia (3,45-17,23 МПа, абсолютных). Например, пар из EOR-системы 105 нагнетания при температурах от около 500 градусов Фаренгейта (F) до около 650 градусов F (260-343,3°С) может быть использован в нетронутых пластовых резервуарах на глубинах от около 2500 футов до около 5500 футов (762-1677 метров) и при давлении от около 1100 psia до около 2500 psia (7,58-17,23 МПа, абсолютных). Пар из EOR-системы 105 нагнетания при температурах от около 425 градусов F до около 625 градусов F (218,3-329,4°С) может быть использован в частично истощенных пластовых резервуарах на глубинах от около 2500 футов до около 8500 футов (762-2592 метров) и при давлении от около 750 psia до около 2500 psia (5,17-17,23 МПа, абсолютных). Газовые смеси для горелки 125 могут включать обогащенный воздух (например, от около 35% до около 95% О₂), а также, в некоторых вариантах исполнения, некоторую долю понижающего вязкость газа или газов. Например, окислитель, содержащий обогащенный воздух, может быть подведен к горелке 125 в стехиометрическом соотношении таким образом, чтобы была сожжена значительная часть окислителя. В еще одном примере окислитель, содержащий обогащенный воздух с содержанием О₂ выше стехиометрического соотношения, может быть подведен к горелке 125 для обеспечения избытка О₂ в пластовом резервуаре 115. Избыточный О₂ может быть смешан с имеющими пониженную вязкость углеводородами внутри пластового резервуара 115, и они могут быть сожжены с использованием избыточного О₂. В еще одном примере окислитель, включающий около 95% О₂, может быть объединен с СО₂. Эта смесь может создавать избыток О₂, который может быть сожжен с имеющими пониженную вязкость углеводородами внутри пластового резервуара 115. Часть избыточного О₂ может быть отделена от извлеченных углеводородов и использована повторно.

[0028] Вода может быть подведена к горелке 125 с величиной расхода потока, требуемой для генерирования пара с желательными объемом и качеством, необходимого для оптимизации добычи из пластового резервуара 115. Величины расхода потока могут составлять от не менее, чем около 200 баррелей в день (bpd, баррелей/день), до около 1500 баррелей/день (23,84-178,8 тонн/день), или больше. Горелка 125 может работать для производства пара, имеющего качество пара от около 0 процента до около 80 процентов, или вплоть до 100 процентов. Подводимая в горелку 125 вода может быть очищена до менее, чем около одной части на миллион (млн^-1) общего содержания растворенных твердых веществ, чтобы обеспечить более высокое качество пара. Горелка 125 может работать для производства пара в забое буровой скважины с величиной расхода потока от около 750 баррелей/день до около 3000 баррелей/день (89,4-357,6 тонн/день), или больше. Горелка 126 также способна действовать в широком диапазоне величин расхода потока и колебаний давления, таких как в соотношениях от около 16:1 до около 24:1. Горелка 125 может действовать в диапазоне регулирования давления около 4:1, например, от около 300 psi до около 1200 psi (2,07-8,27 МПа), к примеру. Возможен диапазон регулирования давления около 6:1 (вплоть до около 1800 psi (12,41 МПа)). Горелка 125 может работать в диапазоне регулирования величины расхода потока пара около 4:1, например, от около 375 баррелей/день до, к примеру, около 1500 баррелей/день (44,7-178,8 тонн/день) или более. Выхлопные газы, нагнетаемые в пластовый резервуар 115 с использованием горелки 125, могут включать от около 0,5 процента до около 5 процентов избыточного кислорода.

[0029] EOR-система 105 нагнетания может работать для нагнетания в пластовый резервуар 115 нагретых понижающих вязкость газов, таких как азот (N₂) и/или диоксид углерода (СО₂), кислород (О₂), и/или водород (Н₂). Оба газа N₂ и СО₂, каждый из которых является неконденсируемым газом (NCG), имеют относительно низкие удельные теплоемкости и способность удерживать теплоту, и не будут оставаться горячими в течение очень длительного времени, будучи нагнетаемыми в пластовый резервуар 115. При температуре около 150 градусов С, СО₂ оказывает весьма умеренное, но благоприятное действие на важные для добычи свойства углеводородов, такие как удельный объем и вязкость нефти. На начальной стадии процесса добычи горячие газы будут передавать свою теплоту пластовому резервуару 115, тем самым содействуя снижению вязкости нефти. По мере охлаждения газов их объем будет сокращаться, снижая вероятность перекрытия коллектора или проскока. Охлажденные газы будут становиться более растворимыми, растворяясь в нефти и обусловливая ее набухание для снижения вязкости, чем достигается преимущество «холодного» режима NCG EOR (интенсификации добычи неконденсируемыми газами). Неконденсируемые газы (NCG) снижают парциальное давление как пара, так и нефти, обеспечивая возможность усиленного испарения обоих. Это ускоренное испарение воды замедляет конденсацию пара, так что он конденсируется и переносит теплоту глубже или дальше в пластовый резервуар 115. Это приводит к улучшенной теплопередаче и интенсификации добычи нефти с использованием EOR-системы 105 нагнетания. Преимущества применения горелки 125 в стволе буровой скважины могут проявляться в более высокой растворимости газа, которая, в свою очередь, снижает вязкость, повышает подвижность и ускоряет добычу нефти из пластового резервуара 115. Например, горячие выхлопные газы (например, пар, СО₂, и/или несгоревший О₂) из горелки 125 нагревают нефть в пластовом резервуаре, а также обусловливают снижение вязкости нефти в пластовом резервуаре. Нагретые газы разжижают нефть в пластовом резервуаре, что делает нефть способной в большей степени растворять дополнительные понижающие вязкость газы. Повышенная растворимость газов может обусловливать дополнительное снижение вязкости нефти в пластовом резервуаре. Добавление нагретых газов к пару также имеет результатом более высокое значение скрытой теплоты пара, и более глубокое (или более дальнее) проникновение пара в пластовый резервуар 115 благодаря снижению парциального давления водяного пара. Это сочетание ускоряет добычу нефти в пластовом резервуаре 115.

[0030] Объем выхлопного газа из горелки 125 может составлять приблизительно 3 тысячи кубических футов (газа) (84,9 м³) на баррель (Mcf/bbl) (119,2 л) пара или более, что может обеспечить ускорение добычи нефти из пластового резервуара 115. Когда горячий газ перемещается впереди нефти, он быстро остывает до температуры пластового резервуара. Когда он охлаждается, теплота передается пластовому резервуару, и объем газа сокращается. В отличие от традиционного низконапорного режима, объем газа, когда он достигает продуктивной скважины, является значительно меньшим, что, в свою очередь, уменьшает вероятность проскока газа, или задерживает его. Например, N₂ и СО₂, а также прочие газы, могут прорываться впереди фронта паронасыщения, но в это время газы будут иметь температуру пластового резервуара. Горячий пар из EOR-системы 195 нагнетания будет следовать за ними, но будет конденсироваться, когда он достигает холодных областей, передавая свою теплоту пластовому резервуару, причем образовавшийся конденсат действует как дополнительный механизм приведения нефти в движение. В дополнение, объем газа сокращается при более высоком давлении (значение V прямо пропорционально 1/Р). Поскольку склонность газа к перекрытию коллектора при низком насыщении газом ограничена низкой относительной проницаемостью для газа, образование языков контролирутеся, и добыча нефти ускоряется.

[0031] Зона 130А представляет собой объем пластового резервуара 115, смежный с нагнетательной скважиной 110. Зона 130А может включать участок первичного горения, где создается первоначальное повышение давления. В результате этого горения температура вязкого углеводорода повышается, и его вязкость в зоне 130А снижается. По прошествии некоторого времени обработки углеводороды в зоне 130А будут истощены вследствие фронта паронасыщения, созданного горелкой 125. Истощение углеводородов в зоне 130А обусловливается одним фактором или сочетанием перемещения углеводородов в сторону продуктивной скважины 120 и расходования углеводородов в результате сгорания. Например, остаточная нефть позади фронта паронасыщения может быть израсходована в результате сгорания с избытком кислорода, подведенного в пластовый резервуар 115 во время EOR-процесса. Зона 130В может включать участок активного горения, где температура достигает максимума, и вязкость снижается. В одном варианте исполнения температура в зоне 130В может составлять от около 300 градусов Цельсия (С) до около 600 градусов С. В зоне 130В температура достигает максимума, который снижает вязкость углеводородов. Через горелку 125 в пластовый резервуар 115 также может быть закачан избыточный кислород (О₂), который может быть использован для in-situ окисления любой остаточной нефти, которая минует фронт паронасыщения.

[0032] Зона 130С представляет собой паровой участок, где может находиться фронт паронасыщения, сформированный зонами 130А и 130В. Подводимый в зону 130С пар движется в сторону продуктивной скважины 120, причем способствует снижению вязкости нефти перед зоной 130С и также выталкивает углеводороды в сторону продуктивной скважины 120. В зоне 130D вязкость возрастает по мере снижения температуры пластового резервуара, но этому противодействует растворение холодных NCG-газов в нефтяном вале перед фронтом паронасыщения. Эта область достигает наивысшего соотношения «газ/нефть» (GOR), имеющего место в пластовом резервуаре 115. Температуры в зоне 130D могут составлять около 100 градусов С. В зоне 130Е продуктивная скважина 120 окружена нефтью, которая была вытеснена вперед в результате процесса сгорания и имеет относительно высокую вязкость, по сравнению с другими участками с более высокими температурами. Однако вязкость все же является гораздо более низкой, чем в исходных условиях пластового резервуара. В одном аспекте подвижность углеводородов в пластовом резервуаре 115 увеличивается вследствие разнообразных режимов нагревания, взаимодействий с понижающими вязкость газами, и прочими факторами выделения энергии и/или химическими реакциями, обусловленными EOR-системой 105 нагнетания. Например, углеводороды и/или пластовый резервуар 115 могут быть нагреты прямым нагреванием от горелки 125, и/или выгоранием остаточных углеводородов. На участках системы 100 управления разработкой месторождения свободная энергия выделяется вследствие фазового изменения, которое поставляет теплоту, поглощаемую углеводородами и/или пластовым резервуаром 115. Кроме того, вязкость углеводородов снижается в результате взаимодействия с понижающими вязкость газами, которые подводятся в пластовый резервуар EOR-системой 105 нагнетания.

[0033] Фигура 2А представляет изометрическое изображение одного варианта исполнения EOR-системы 105 нагнетания, которая может быть применена в пластовом резервуаре 115 согласно Фигуре 1. Фигура 2В схематически представляет вид в разрезе участка EOR-системы 105 нагнетания, показанной в Фигуре 2А. EOR-система 105 нагнетания включает устье 200 буровой скважины, соединенное с нагнетательной скважиной 110. Нагнетательная скважина 110 включает трубчатую обсадную колонну 205, имеющую внутренний канал 210 (например, межтрубное пространство). Во внутреннем канале 210 размещен скважинный парогенератор 220, и может, по меньшей мере частично, поддерживаться многоканальным шлангокабельным устройством 225, протяженным вниз в обсадной колонне 205 от устья 200 буровой скважины. Скважинный парогенератор 220 включает узел 230 головки горелки, соединенный с камерой 235 сгорания. С камерой 235 сгорания соединена испарительная камера 240. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 также содержит трубопроводы и сигнальные линии или линии управления для эксплуатации и регулирования скважинного парогенератора 220. Трубопроводы для текучих сред, устройства мониторинга/управления и устройства для передачи сигналов могут быть объединены в многоканальное шлангокабельное устройство 225 или заключены в корпус внутри многоканального шлангокабельного устройства 225. Устройства мониторинга/управления включают электронные датчики и исполнительные механизмы, клапаны, которые обеспечивают регулирование потоков текучих сред в скважинный парогенератор 220. Устройства для передачи сигналов включают телеметрические системы для связи с наземным оборудованием и устройствами мониторинга/управления. Для упрощения соединений между скважинным парогенератором 220 и многоканальным шлангокабельным устройством 225 может быть использован контрфланец 260. Контрфланец 260 может представлять собой быстродействующее соединительно-разъединительное устройство, способное выдерживать вес скважинного парогенератора 220, в то же время упрощая подключение любых флюидных и/или электрических соединений между многоканальным шлангокабельным устройством 225 и скважинным парогенератором 220. Многоканальное шлангокабельное устройство 225 может быть конфигурировано для поддерживания скважинного парогенератора 220 в обсадной колонне 205.

[0034] В эксплуатационном режиме в скважинный парогенератор 220 подают топливо и окислитель для генерирования выхлопного газа. Топливо, подводимое к узлу 230 головки горелки, может включать природный газ, синтез-газ, водород, бензин, дизельное топливо, керосин или прочие подобные топлива. Топливо и окислитель воспламеняются в камере 235 сгорания. В одном эксплуатационном режиме топливо сгорает в скважинном парогенераторе 220 для производства выхлопного газа без генерирования пара. Когда в качестве выхлопного газа предпочтительным является пар, то воду, или в некоторых ситуациях насыщенный пар (то есть, двухфазную смесь жидкой воды и пара), подводят в испарительную камеру 240, где она нагревается в результате сгорания топлива и окислителя в камере 235 сгорания для производства в ней высококачественного пара. Выхлопной газ, образованный в результате реакции в скважинном парогенераторе 220, перед нагнетанием в пластовый резервуар 115 протекает через верхний выпускной канал 245А и нижний выпускной канал 245В. Нагнетаемые текучие среды, такие как О₂, и прочие понижающие вязкость газы, такие как Н₂, N₂ и/или СО₂, а также бактериальные частицы, ферменты, каталитические реагенты, проппанты, маркеры, индикаторы, мыла, стимуляторы, промывные средства, наночастицы, в том числе нанокатализаторы, химические реагенты или их комбинации, могут быть направлены в скважинный парогенератор 220 и смешаны с выхлопным газом, который подается в пластовый резервуар 115 через нижний выпускной канал 245В. В альтернативном варианте, жидкость или газ, включающие, но не ограничивающиеся понижающими вязкость газами, бактериальные частицы, наночастицы или их комбинации, могут нагнетаться в пластовый резервуар 115 через камеру 235 сгорания, когда скважинный парогенератор 220 не производит пар. Альтернативно или дополнительно, нагнетаемые текучие среды, такие как О₂, и другие понижающие вязкость газы, такие как Н₂, N₂ и/или СО₂, а также бактериальные частицы, наночастицы или их комбинации, могут быть направлены в пластовый резервуар 115 через нижний выпускной канал 245В по отдельному трубопроводу 242, без введения в камеру 235 сгорания. Добавочные жидкости, газы и другие нагнетаемые текучие среды могут протекать в пластовый резервуар 115 в то время, когда скважинный парогенератор 220 генерирует пар, или когда скважинный парогенератор 220 не производит пар. Например, скважинный парогенератор 220 может выполнять производство пара и/или нагнетаемых текучих сред в пластовый резервуар 115 в течение желательного периода времени. В другие периоды времени скважинный парогенератор 220 может не использоваться для производства пара, тогда как нагнетаемые текучие среды направляются в пластовый резервуар 115. Циклы включения/выключения скважинного парогенератора и/или циклическое применение нагнетаемых текучих сред могут повторяться, если необходимо, чтобы содействовать снижению вязкости и усилению подвижности нефти в пластовом резервуаре 115.

[0035] В некоторых вариантах исполнения скважинный парогенератор 220 включает уплотнительное устройство, такое как пакер 250. Пакер 250 может быть применен для разделения внутреннего канала 210 между участком скважинного парогенератора 220 и обсадной колонной 205 на верхний объем 255А и нижний объем 255В. Пакер 250 используется как уплотнение для текучей среды и давления. Пакер 250 также может быть применен для удержания веса скважинного парогенератора 220 в нагнетательной скважине 110. Как показано в Фигуре 2В, пакер 250 включает расширяемый участок 268, который способствует герметизации между верхним выпускным каналом 245А скважинного парогенератора 220 и внутренней стенкой обсадной колонны 205. В одном аспекте расширяемый участок 268 поддерживает давление в нижнем объеме 255В (то есть, предотвращает прорыв пара/газов вверх в обсадную колонну 205), а также сводит к минимуму утечку между верхним объемом 255А и нижним объемом 255В обсадной колонны 205.

[0036] В некоторых вариантах исполнения жидкость или газ могут быть подведены из источника 258 текучей среды для подачи пакерной текучей среды 270А в верхний объем 255А. Пакерная текучая среда 270А может быть использована для передачи теплоты из скважинного парогенератора 220. Пакерная текучая среда 270А также может способствовать минимизации потерь давления в верхний объем 255А из пластового резервуара 115. В одном варианте исполнения пакерная текучая среда 270А может представлять собой жидкость или газ, подводимые из патрубка 272, размещенного на многоканальном шлангокабельном устройстве 225. Жидкость или газ, подводимые в верхний объем 255А, могут быть сжатыми до большего давления, чем давление в нижнем объеме 255В. В то время как некоторые участки обсадной колонны 205 могут быть нагретыми в результате сгорания в скважинном парогенераторе 220, пакерная текучая среда 270А проводит теплоту от скважинного парогенератора 220, что может сводить к минимуму нагревание горной породы и/или вечной мерзлоты, которая окружает обсадную колонну 205. Пакер 250 также может быть использован для предотвращения потерь текучей среды в верхний объем 255А внутреннего канала 210 из нижнего объема 255В. Пакер 250 может быть оснащен пакерной текучей средой 270А, пригодной для противостояния температурам, создаваемым при использовании скважинного парогенератора 220. В одном варианте исполнения пакерная текучая среда 270А представляет собой теплопроводную жидкость с высокими температурой кипения и вязкостью. Пакерная текучая среда 270А может включать рассол, ингибиторы коррозии, поглотители О₂, антибактериальные агенты или их комбинации, а также другие жидкости. Пакерная текучая среда 270А может включать рассол, ингибиторы коррозии, бромиды, формиаты, галогениды, полимеры, поглотители О₂, антибактериальные агенты или их комбинации, а также другие жидкости. Дополнительно, пакерная текучая среда 270А может протекать в верхний объем 255А и вытекать из него (то есть, циркулировать).

[0037] Источник 258 текучей среды может облегчать теплообмен для отведения тепла от пакерной текучей среды 270А до того, как текучая среда протечет в верхний объем 255А. В одном варианте исполнения в верхнем объеме 255А может быть использована двухфазная пакерная текучая среда. Двухфазная пакерная текучая среда включает пакерную текучую среду 270А, а также пакерную текучую среду 270В, размещенную выше пакерной текучей среды 270А. Пакерная текучая среда 270В может представлять собой газ, такой как N₂, инертный газ или газы, или их комбинации. Пакерная текучая среда 270В может быть газовой подушкой, расположенной в верхней части обсадной колонны 205 для контроля температуры кипения (то есть, предотвращения кипения) пакерной текучей среды 270А. Пакерная текучая среда 270В может быть подведена в верхний объем 255А из источника 258 текучей среды. Пакерная текучая среда 270В может быть подвергнута сжатию до большего давления, чем давление в нижнем объеме 255В. Между скважинным парогенератором 220 и расширяемым участком 268 может быть предусмотрено запорное устройство 280. Запорное устройство 280 может представлять собой временную соединительную муфту между пакером 250 и верхним выпускным каналом 245А скважинного парогенератора 220. Запорное устройство 280 может быть оснащено срезными штифтами для упрощения разъединения со скважинным парогенератором 220, когда скважинный парогенератор 220 извлекают из нагнетательной скважины 110.

[0038] Для предотвращения утечки жидкостей или газов из нижнего объема 255В в верхний объем 255А используют создание избыточного давления в верхнем объеме 255А. Жидкость или газ, подводимые в верхний объем 255А, могут благодаря теплопроводности содействовать охлаждению верхней части генераторного оборудования отведением некоторой тепловой энергии от скважинного парогенератора 220 и рассеиванию его в более обширном объеме ствола скважины выше скважинного парогенератора 220. Этот расширенный теплоперенос может снижать температуру на поверхности раздела с пакерной текучей средой, чтобы предотвращать закипание пакерной текучей среды при воздействии температур, создаваемых при применении скважинного парогенератора 220. Газ, подводимый в верхний объем 255А, может представлять собой воздух, N₂, СО₂, гелий (Не), аргон (Ar), прочие пригодные охлаждающие текучие среды, и их комбинации. Альтернативно или дополнительно, над скважинным парогенератором 220 может быть размещен рад