способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора (варианты)

Формула изобретения

1. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе и имеющий на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, причем горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в продуктивную скважину;

(d) подача окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально в местоположение вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины;

(e) поджигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины с целью инициации горения части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и создания фронта горения, который продвигается наружу и от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части;

(f) обеспечение стекания нагретого сжиженного углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе;

(g) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

2. Способ по п.1, в котором стадия подачи окисляющего газа осуществляется за счет подачи его в углеводородный пласт через перфорационные отверстия в нагнетательной скважине.

3. Способ по п.2, в котором вертикальная секция продуктивной скважины и нагнетательная скважина представляют собой одно и то же.

4. Способ по п.1, в котором нагнетательная скважина представляет собой запасной повторный вход вертикальной секции продуктивной скважины и проходит в верхнюю часть коллектора.

5. Способ по п.1, в котором подача окисляющего газа выполняется за счет бурения нагнетательной скважины рядом с продуктивной скважиной, а нагнетательная скважина вертикальная, наклонная или горизонтальная.

6. Способ по п.1, в котором вертикальная секция продуктивной скважины имеет перфорационные отверстия в верхней части, а стадия подачи окисляющего газа осуществляется, как минимум, частично за счет подачи окисляющего газа по вертикальной секции продуктивной скважины.

7. Способ по п.1, дополнительно включающий следующие стадии:

обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна проходит вниз в вертикальной секции до приствольной части горизонтального ствола; и стадия закачки среды в продуктивную скважину выполняется по нагнетательной колонне.

8. Способ по п.7, в котором открытый конец насосно-компрессорной колонны расположен около призабойной части горизонтального ствола.

9. Способ по п.1, в котором среда дополнительно включает разбавитель углеводородного конденсата.

10. Способ по п.1, 7 или 8, в котором среда закачивается непрерывно или периодически в продуктивную скважину для поддержания положительного избыточного давления внутри горизонтального ствола, тем самым предотвращая поступление окисляющего газа из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины.

11. Способ по одному из пп.1-8, в котором в горизонтальном стволе, на горизонтальном стволе или вокруг горизонтального ствола продуктивной скважины располагают катализатор.

12. Способ по одному из пп.1-8, в котором окисляющий газ представляет собой смесь кислорода и двуокиси углерода.

13. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, причем горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть и обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, идущей от поверхности продуктивной скважины до, как минимум, приствольной части продуктивной скважины для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна спускается вниз в вертикальной секции до прохода, как минимум, в приствольную часть горизонтального ствола;

(d) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в горизонтальный ствол;

(e) выполнение перфорационных отверстий в вертикальной секции продуктивной скважины в местоположении над приствольной частью;

(f) подача окисляющего газа в вертикальную секцию и, таким образом, в часть углеводородного коллектора через перфорационные отверстия в вертикальной секции;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) обеспечение стекания нагретого углеводорода из верхних зон коллектора и сбора в горизонтальном стволе; и

(i) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

14. Способ по п.13, в котором открытый конец насосно-компрессорной колонны расположен около призабойной части горизонтального ствола.

15. Способ по п.13 или 14, в котором пар или вода закачиваются непрерывно или периодически в нагнетательную колонну для поддержания положительного избыточного давления внутри горизонтального ствола, тем самым, предотвращая поступление окисляющего газа из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины.

16. Способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного пласта, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в пласте, причем горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, расположенную в пласте немного ниже по горизонтали, чем приствольная часть, и обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, при этом продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, проходящей вниз в границах вертикальной секции и вдоль горизонтального ствола до призабойной части, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны в продуктивной скважине, которая проходит вниз в вертикальной секции до приствольной части;

(d) закачка среды, которая выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода, в продуктивную скважину по нагнетательной колонне;

(e) обеспечение нагнетательной скважины в виде запасного повторного входа вертикальной секции продуктивной скважины, при этом нагнетательная скважина проходит в углеводородный пласт;

(f) подача окисляющего газа в часть углеводородного пласта по нагнетательной скважине;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном пласте рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном пласте и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) отвод из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

17. Способ по п.16, в котором пар или вода закачиваются непрерывно или периодически в продуктивную скважину для поддержания положительного избыточного давления внутри ее горизонтального ствола, тем самым предотвращая поступление окисляющего газа из пласта в горизонтальный ствол продуктивной скважины.

Описание изобретения к патенту

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение касается модифицированного способа извлечения углеводорода из подземного коллектора с помощью внутрипластового горения и использования горизонтальной продуктивной скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

ПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В патенте США 5626191, выданном 6 мая 1997 года (в дальнейшем патент 191), описаны способы добычи углеводорода из подземного углеводородного коллектора с помощью внутрипластового горения при использовании (i) как минимум, одной нагнетательной скважины, расположенной относительно высоко в коллекторе для закачки окисляющего газа в углеводородный пласт, и (ii) продуктивной скважины для добычи сжиженного и газифицированного углеводорода из углеводородного коллектора. Продуктивная скважина имеет вертикальную секцию, которая соединяется с горизонтальным стволом, вытянутым в основном перпендикулярно наружу от вертикальной секции и имеющим призабойную часть [«носок»] и приствольную часть [«пятку»]. Горизонтальный ствол закончен относительно низко в коллекторе и в приствольной части соединяется с вертикальной секцией. Воздух или другой окисляющий газ, как, например, обогащенный кислородом воздух, закачивается по нагнетательной скважине в углеводородный коллектор, обычно через перфорационные отверстия в верхней части вертикальной нагнетательной скважины, расположенные около призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины. Горизонтальный ствол продуктивной скважины ориентирован, как правило, перпендикулярно к обычно квазивертикальному фронту горения горящего углеводорода, который образуется после загорания части углеводорода в коллекторе, ближайшем к нагнетательной скважине. К фронту горения подается окисляющий газ по нагнетательной скважине. Призабойная часть горизонтальной части ствола расположена на пути продвигающегося фронта горения. Образующийся в результате фронт горения распространяется от призабойной части горизонтального ствола вдоль горизонтального ствола в направлении к приствольной части. Во время этого процесса нагретый углеводород в коллекторе перед перемещающимся фронтом горения сжижается или газифицируется и течет в горизонтальный ствол, а из этого ствола затем отводится на поверхность по вертикальной секции продуктивной скважины. Этот процесс в патенте США 5626191 назван «THAI », акроним «toe-to-heel air injection» [закачка воздуха от призабойной части к приствольной части], зарегистрированный товарный знак фирмы Archon Technologies Ltd., дочерней фирмы Petrobank Energy and Resources Ltd., Калгари, Альберта, Канада.

В патенте США 6412557, принадлежащем тому же правообладателю, описан модифицированный способ, имеющий дополнительную стадию размещения обогащающего углеводород катализатора вдоль, внутри или вокруг горизонтального ствола, для значительного снижения вязкости углеводорода и повышения качества углеводорода, а также увеличения потока углеводорода из коллектора в горизонтальный ствол продуктивной скважины с последующим отводом на поверхность. Такой модифицированный способ известен в промышленности под товарным знаком CAPRI , зарегистрированном на имя фирмы Archon Technologies Ltd.

В WO 2005121504 (РСТ/СА 2005/000833), поданном 12 декабря 2005 года, также принадлежащем тому же правообладателю, предлагается способ, подобный способу под торговым знаком THAI , включающий, кроме того, дополнительную стадию установки нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины в пределах вертикальной секции и в основном по длине горизонтального ствола до расположения рядом с его призабойной частью, предназначенной для закачки неокисляющей среды, включающей пар, воду или неокисляющий газ, по колонне в призабойную зону вышеуказанного горизонтального ствола. Закачка такой неокисляющей среды в призабойную зону горизонтального ствола имеет эффект вытеснения любого окисляющего газа в такой зоне и, таким образом, предотвращения горения обогащенного углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол, а также повышает окружающее давление в горизонтальном стволе, с тем чтобы предотвратить или уменьшить дальнейшее поступление окисляющего газа из нагнетательной скважины, через которую осуществляется закачка окисляющего газа в углеводородный коллектор.

Недостатком каждого из вышеупомянутых способов известного уровня техники для извлечения сжиженных и/или газифицированных углеводородов из углеводородного пласта является то, что окисляющий газ необходимо закачивать рядом с призабойной частью горизонтального ствола и в отдалении от вертикальной секции продуктивной скважины. Такое место закачки окисляющего газа удалено от вертикальной секции продуктивной скважины, а поверхность продуктивной скважины - это местоположение, где обычно образуется окисляющий газ. Закачка и вертикальная секция продуктивных скважин могут быть разделены расстоянием один (1) километр или больше. Таким образом, такие способы известного уровня техники обычно требуют транспортировки окисляющего газа к местоположению нагнетательной скважины по трубопроводу от продуктивной скважины или альтернативно требуют установки оборудования в местоположении нагнетательной скважины для обеспечения образования окисляющих газов для последующей закачки. Это требует чистого доступа за счет сплошной вырубки и/или увеличения пространства в местоположении нагнетательной скважины, чтобы разместить дополнительное технические средства для доставки и/или генерации и сжатия окисляющего газа, увеличивая тем самым масштаб воздействия на экологическую среду и влияние буровых работ на окружающую среду, а также обычно приводит к дополнительным затратам.

Таким образом, существует потребность в модифицированном по сравнению с THAI и CAPRI способе, в котором такие недостатки исключены.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ в соответствии с настоящим изобретения - это модифицированный способ внутрипластового извлечения углеводорода, в котором вместо закачивания окисляющего газа возле призабойной части горизонтального ствола, окисляющий газ закачивается в или возле продуктивной вертикальной секции продуктивной скважины (то есть у приствольной части). Модифицированный способ устраняет потребность в отдельной буровой или эксплуатационной площадки для закачки окисляющего газа, тем самым снижая затраты и уменьшая вредное воздействие внутрипластовых способов извлечения на окружающую среду.

Преимуществом способа в соответствии с настоящим изобретения в конкретном третьем примере осуществления изобретения, описанном ниже, является также то, что исключается потребность в отдельной нагнетательной скважине для окисляющего газа, в том смысле, что при таком усовершенствовании вертикальная секция продуктивной скважины служит также и нагнетательной скважиной, таким образом, снижаются затраты на бурение скважины и уменьшаются капитальные затраты.

В частности, в отличие от способа «от призабойной части-к-приствольной части» способ в соответствии с настоящим изобретением представляет собой способ «от приствольной части-к-призабойной части». Место закачки окисляющего газа теперь находится у приствольной части в противоположность призабойной части, так что фронт горения движется в противоположном направлении от указанного в THAI способе, а именно направления от приствольной части горизонтальной скважины к призабойной части.

В настоящем изобретении разработаны три зоны коллектора относительно местоположения зоны горения. Возле призабойной части и за после прохождения фронта горения от приствольной части находится обедненная нефтью зона горения, которая появляется после закачки окисляющего газа и после некоторого продвижения фронта горения в направлении от нагнетательной скважины и приствольной части горизонтального ствола. Эта зона горения заполняется в основном окисляющим газом. Дальше находится зона кокса, которая по существу представляет собой зону в коллекторе, через которую окисляющий газ смог проникнуть в коллектор, и по существу зону, в которой находится фронт горения (происходящее горение - это горение оставшегося кокса, представляющего собой углеводород, который остается после сжижения или газификации легких углеводородов, находящихся в коллекторе и перед фронтом горения, и после стекания этих углеводородов в горизонтальный ствол и их последующего отвода на поверхность). Наконец, в направлении к призабойной части горизонтальной скважины находится часть коллектора, содержащая углеводороды, к которой фронт горения продвигается.

При более высоких скоростях закачки окислителя давление в коллекторе повышается и окисляющий газ в зоне горения, содержащей остаточный кислород, может вытесняться в горизонтальный ствол продуктивной скважины. Это не допускается в способе в соответствии с настоящим изобретением, в котором производится закачка, в течение ограниченного периода времени или непрерывно, такой среды, как неокисляющий газ, например, двуокись углерода, и/или пар или вода, для повышения давления в горизонтальном стволе продуктивной скважины.

Соответственно, в одном широком аспекте способа в соответствии с настоящим изобретением для реализации преимущества возможности закачки окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины или в вертикальной секции продуктивной скважины, предлагается модифицированный способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление углеводорода внутрь горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и в границах, как минимум, части горизонтального ствола, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) закачка, периодическая или непрерывная, среды в горизонтальный ствол рядом с его приствольной частью, в котором среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как, например, двуокись углерода, пар или вода;

(d) подача окисляющего газа в подземный коллектор, как минимум, первоначально, в месте установки вертикальной секции продуктивной скважины или рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины;

(e) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от нагнетательной скважины, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части;

(f) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и

(g) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

Относительно стадии (g) выше, отвод углеводорода из продуктивной скважины по насосно-компрессорной колонне обычно производится без нагнетания насосом, но нагнетание насосом может потребоваться для отвода углеводорода из горизонтального ствола, если достаточные количества инертных газов, как, например, газифицированный углеводород, двуокись углерода или азот, не поступят в горизонтальный ствол и, таким образом, в насосно-компрессорную колонну под значительным окружающим давлением углеводородного пласта, как может произойти во время пускового периода. Стандартный механизм добычи нефти путем уменьшения плотности жидкой смеси с помощью газов называется газлифт .

В первом примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением закачка окисляющего газа рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины выполняется за счет бурения отдельной нагнетательной скважины рядом с вертикальной секцией продуктивной скважины, чтобы окисляющий газ можно было закачивать в пласт через эту нагнетательную скважину рядом с продуктивной скважиной. Таким образом, и предпочтительно, такую буровую площадку можно затем использовать для бурения как продуктивной скважины, так и нагнетательной скважины, таким образом, экономя на расходах и стоимости бурения скважины.

Дополнительно, и предпочтительно, поскольку нагнетательная скважина расположена рядом с продуктивной скважиной, в которой, как правило, имеется оборудование для выработки электроэнергии, используемое для производственных нужд, окисляющий газ можно получать обычно и проще и сразу же закачивать в нагнетательную скважину, что в противном случае нельзя было бы сделать, если бы нагнетательная скважина была удалена от вертикальной секции продуктивной скважины, как в прототипе.

Во втором примере осуществления изобретения нагнетательная скважина представляет собой скважину с боковым входом в вертикальной секции продуктивной скважины; таким образом, снова обеспечивается расположение нагнетательной скважины рядом с нагнетательной скважиной для достижения вышеупомянутых выгод, а также дополнительной выгоды за счет того, что верхняя часть вертикальной секции продуктивной скважины может использоваться при бурении скважины с боковым входом, что также сокращает затраты на бурение.

В частности, во втором предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного пласта, включающий следующие стадии:

(а) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в пласте, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, расположенную в пласте немного ниже по вертикали, чем приствольная часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, расположенной в границах вертикальной секции и вдоль горизонтального ствола до призабойной части, для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, причем нагнетательная колонна спускается вниз в вертикальной секции до приствольной части;

(d) закачка среды в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, пар, воду или двуокись углерода;

(e) обеспечение нагнетательной скважины в качестве запасного повторного входа из вертикальной секции продуктивной скважины, причем нагнетательная скважина проходит в углеводородный пласт;

(f) подача окисляющего газа в часть углеводородного пласта по нагнетательной скважине;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном пласте рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном пласте и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

В третьем предпочтительном примере настоящее изобретение включает способ добычи углеводорода из углеводородного коллектора, в котором полностью исключается необходимость в нагнетательной скважине для закачки окисляющего газа, таким образом, снижается стоимость внедрения внутрипластового способа в соответствии с настоящим изобретением.

В частности, в этом третьем и предпочтительном примере осуществления настоящего изобретения в вертикальной секции продуктивной скважины выполнены перфорационные отверстия, предназначенные для пропуска окисляющего газа (подаваемого в эту вертикальную секцию) в углеводородный пласт рядом с вертикальной секцией. В этом случае исключается необходимость бурить отдельную нагнетательную скважину.

Более того, как часть способа в соответствии с настоящим изобретением, среда в виде неокисляющего газа, как, например, двуокись углерода, пар или вода закачивается либо непрерывно, либо периодически в продуктивную скважину по нагнетательной колонне, которая доходит до приствольной части продуктивной скважины. Может быть предусмотрен ряд «пакеров», расположенных в продуктивной скважине для изоляции окисляющего газа, подаваемого в вертикальную секцию продуктивной скважины из приствольной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в которую неокисляющая среда подается.

Таким образом, в третьем предпочтительном примере осуществления изобретения способ в соответствии с настоящим изобретением включает способ извлечения сжиженного или газифицированного углеводорода из подземного углеводородного коллектора, включающий следующие стадии:

(a) обеспечение, как минимум, одной продуктивной скважины, имеющей в основном горизонтальный ствол, расположенный относительно низко в коллекторе, горизонтальный ствол имеет на одном конце приствольную часть, а на противоположном конце призабойную часть, горизонтальный ствол обеспечивает поступление сжиженного углеводорода во внутренний объем горизонтального ствола, а продуктивная скважина имеет в основном вертикальную секцию, соединенную с горизонтальным стволом рядом с его приствольной частью;

(b) обеспечение насосно-компрессорной колонны внутри продуктивной скважины, проходящей от поверхности продуктивной скважины до, как минимум, приствольной части продуктивной скважины для сбора углеводорода, который течет в горизонтальный ствол;

(c) обеспечение нагнетательной колонны внутри продуктивной скважины, при этом нагнетательная колонна проходит вниз в вертикальной секции до занятия им положения, проходящего, как минимум, в приствольную часть горизонтального ствола;

(d) закачка среды в продуктивную скважину, в которой среда выбирается из группы сред, включающих отдельно или в комбинации, неокисляющий газ, как например, двуокись углерода пар или воду;

(e) выполнение перфорационных отверстий в вертикальной секции продуктивной скважины в месте над приствольной частью;

(f) подача окисляющего газа в вертикальную секцию и, таким образом, в часть углеводородного коллектора через перфорационные отверстия в вертикальной секции;

(g) зажигание углеводорода в углеводородном коллекторе рядом с вертикальной секцией, чтобы вызвать горение части углеводорода в углеводородном коллекторе и тем самым создать фронт горения, который продвигается наружу и от вертикальной секции, как минимум, в направлении вдоль горизонтального ствола и к его призабойной части; и

(h) обеспечение стекания нагретого углеводорода из коллектора из его верхних зон и сбора в горизонтальном стволе; и

(i) отвод из продуктивной скважины, по насосно-компрессорной колонне, углеводорода, стекшего в горизонтальный ствол.

Предпочтительно, в третьем примере осуществления настоящего изобретения также исключается необходимость, в отличие от прототипа, «герметизировать» (с помощью цементной пробки или подобного средства) горизонтальный ствол каждой продуктивной скважины, когда ряд продуктивных скважин расположены одна за другой и когда вертикальная секция первой продуктивной скважины впоследствии превращается в нагнетательную скважину (см., патент США 191, колонка 6, строка 47 - колонка 7, строка 9 и Фигуры 14D-F в этом патенте). Внутрипластовый способ в соответствии с настоящим изобретением, в частности, третий пример осуществления изобретения, - это способ дополнительного снижения затрат на внутрипластовое извлечение за счет сокращения числа стадий, в которые входит не только исключение потребности бурить нагнетательные скважины, но также и исключение необходимости «герметизировать» другие скважины, как это требуется в внутрипластовых способах прототипа, как иллюстрируется в вышеупомянутом патенте США 191.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В прилагаемых чертежах, которые иллюстрируют ряд примеров осуществления изобретения:

Фигура 1А - схематичный вид в перспективе структуры внутрипластового извлечения известного уровня техники в углеводородном коллекторе, демонстрируются нагнетательные скважины для воздуха, расположенные у призабойной части каждого из соответствующих горизонтальных стволов используемых продуктивных скважин;

Фигура 1В - поперечное сечение одной нагнетательной скважины и соотнесенной продуктивной скважины, показанной на Фигуре 1А;

Фигура 2А - схематическое поперечное сечение (не в масштабе) одной нагнетательной скважины и сопутствующей продуктивной скважины в соответствии с первым примером осуществления настоящего изобретения, с использованием способа в соответствии с настоящим изобретением, когда фронт горения распространяется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;

Фигура 2В - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2А, также не в масштабе, в следующий момент времени, когда фронт горения распространился в течение некоторого времени и придвинулся ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;

Фигура 2С - поперечное сечение, подобное представленному на Фигуре 2В, также не в масштабе, в последующий момент времени, когда фронт горения распространился дальше и переместился еще ближе к призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины;

Фигура 3 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, демонстрирует второй пример осуществления настоящего изобретения, а именно продуктивную скважину и сопутствующую нагнетательную скважину с боковым входом (не в масштабе) и далее изображение способа в соответствии с настоящим изобретением, когда распространение фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины производства, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения;

Фигура 4 - схематическое частичное поперечное сечение углеводородного коллектора, имеющего содержащий углеводород пласт, которое демонстрирует третий пример осуществления настоящего изобретения, а именно поперечное сечение продуктивной скважины (не в масштабе), с применением способа в соответствии с настоящим изобретением для распространения фронта горения ориентируется в направлении призабойной части горизонтального ствола продуктивной скважины, в момент времени, близкий к времени зажигания углеводорода и начального распространения фронта горения; и

Фигура 5 - схематичный вид в перспективе способа внутрипластового извлечения, представленного на Фигуре 4, демонстрирующий третий и предпочтительный пример способа извлечения углеводородов из углеводородного коллектора в соответствии с настоящим изобретением.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На Фигуре 1А показан схематичный полупрозрачный вид компоновки скважин, используемых в известном уровне техники для внутрипластового извлечения углеводорода из подземного углеводородного коллектора или пласта 10.

В частности, на Фигуре 1А схематично изображен способ известного уровня техники внутрипластового извлечения углеводорода, описанного в патенте США 5626191, включающий размещение ряда продуктивных скважин 12, каждая включает в основном вертикальную секцию 16 и в основном горизонтальный ствол 16, имеющий призабойную часть 18 и приствольную часть 20. Горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 размещен в нижней зоне углеводородного пласта 10, этот ствол в основном пористый, что позволяет текучим средам проникать через него. Предусмотрен ряд нагнетательных скважин 22, расположенных в зоне рядом с призабойной частью и спускающихся вниз в пласт 10, причем перфорационные отверстия в верхней области достигают объема, занятого нефтью в коллекторе.

На Фигуре 1В показано схематичное поперечное сечение нагнетательной скважины 22 и соотнесенной продуктивной скважины 12, показанной на Фигуре 1А.

В способе внутрипластового извлечения известного уровня техники, представленного на Фигурах 1А & В окисляющий газ 24, например, воздух (который содержит кислород), кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в пласт 10 по каждой из нагнетательных скважин 22, так чтобы часть углеводорода в пласте 10 сгорала. В частности, часть углеводорода в углеводородном пласте 10 в зоне нагнетательной скважины 22, когда происходит подача окисляющего газа 26, воспламеняется и горит, тем самым, внутри пласта 10 образуется и создается в основном вертикальный и вытянутый вбок фронт горения 26. Этот фронт горения 26, за счет теплопередачи и образования нагретых сгоревших газов внутри пласта 10 нагревает углеводороды в пласте 10 непосредственно впереди и перед фронтом горения 26. При этом обеспечивается газификация более летучих углеводородных соединений в пласте 10, а затем обогащение части углеводородных твердых частиц или битумов в пласте с одновременным повышением их вязкости, чтобы образовались подвижные сжиженные углеводороды 30. Остальные тяжелые углеводороды, в частности, кокс, остаются, образуя топливо для продвигающегося фронта горения 26 и поддерживая продвижение фронта горения 26 и процесс внутрипластового горения и обогащения углеводорода. Затем подвижные сжиженные углеводороды 30 и газифицированные компоненты (некоторые из них могут затем конденсироваться в виде жидкостей 30) стекают вниз под действием силы тяжести через пласт и скапливаются в самой нижней зоне пласта 10, стекая в горизонтально вытянутый горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. В горизонтальном стволе 16 продуктивной скважины 12 обычно, как минимум, в течение ограниченного периода времени, сохраняется давление газа меньше, чем давление газа пласта 10 (вследствие отвода из него скопившихся жидких углеводородов 30, а также газообразных углеводородов). Такое пониженное газовое давление в горизонтальном стволе 16 по сравнению с давлением пласта 10 перед фронтом горения 26 способствует поступлению жидкого и газообразного углеводорода из углеводородного пласта 10 в горизонтальный ствол 16. В другие периоды времени, в результате закачки среды 52 по нагнетательной колонне 50, рассматриваемой ниже, в горизонтальный ствол 16 газообразное давление в горизонтальном стволе 16 может время от времени приближаться к давлению газа внутри пласта 10 или даже превышать его.

Важным является то, что в способе известного уровня техники внутрипластового извлечения, представленного на Фигурах 1А & В и описанного выше, нагнетательные скважины 22 расположены рядом с призабойной частью горизонтального ствола 16, а окисляющий газ закачивается в пласт в этих местоположениях по нагнетательным скважинам 22. Фронт горения 26, куда поступает окисляющий газ 24, затем направляется наружу от нагнетательной скважины 22 и перпендикулярно к горизонтальным скважинам 16 и вдоль них в направлении от призабойной части к приствольной части.

Недостатком такого способа известного уровня техники является не только необходимость создания буровой площадки 32 для продуктивной скважины 12, но и дополнительной отдельной буровой площадке для нагнетательной скважины 22, и такую отдельную нагнетательную скважину 22 нужно пробурить в этом пласте. Кроме того, нужно доставить оборудование для выработки и закачки кислорода (не показано) и установить его на поверхности такой нагнетательной скважины 22, поскольку нагнетательная скважины удалена от поверхности продуктивной скважины 12. Оба эти требования значительно повышают затраты на осуществление способов известного уровня техники по внутрипластовому извлечению углеводородов.

На Фигурах 2А-2С в настоящем описании показан модифицированный (первый) способ внутрипластового извлечения, в котором специально исключена, как минимум, одна из вышеуказанных статей расходов в способах внутрипластового извлечения известного уровня техники, а именно расходы на сооружение отдельной буровой площадки для нагнетательной скважины 22

В частности, как видно на Фигурах 2А-2С, одна бурильная площадка 32 создается за счет вырубки деревьев и устранения других препятствий и на ней устанавливается одна бурильная платформа. Бурение продуктивной скважины 12 производится по обычным технологиям бурения, включающим вертикальную секцию 14 и дальше горизонтальный ствол 22, соединяющийся с вертикальной секцией 14. Горизонтальный ствол 16 имеет призабойную часть 18 и приствольную часть 20, в том месте, где он пересекается с вертикальной секцией 14. Продуктивная скважина 12 заканчивается обычным процессом обсаживания скважины 12, и далее вставкой внутрь продуктивной скважины 12 насосно-компрессорной колонны 40, которая проходит вниз в вертикальной секции 14 до приствольной части 20 и предпочтительно вдоль горизонтального ствола 16, предпочтительно до его призабойной части 18, насосно-компрессорная колонна 40 имеет открытый конец 42 в границах горизонтального ствола 16. Насосно-компрессорная колонна 40 обычно представляет собой типичные гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ), какие обычно используются при буровых работах.

Кроме того, предусматривается дополнительная нагнетательная колонна 50, равно как и типичные гибкие насосно-компрессорные трубы, обычно используемые при буровых работах, для закачки среды 52 в продуктивную скважину 12, среда 52 включает неокисляющий газ, предпочтительно двуокись углерода благодаря его разбавляющему действию на углеводороды или, в качестве варианта или в комбинации, пар или воду или другую негорючую текучую среду. Как видно на Фигурах 2А-2С, нагнетательная колонна 50 проходит в приствольную часть 20 горизонтального ствола 16. Предусматривается, как минимум, один изоляционный пакер 54 для обеспечения закачки среды 52, при желании, закачиваемой в сжатом состоянии периодически или непрерывно с целью периодического или непрерывного повышения давления, при желании, горизонтального ствола 16, способствуя вытеснению сжиженного углеводорода 30 в насосно-компрессорную колонну 40 и препятствуя поступлению окисляющего газа в горизонтальный ствол 16.

При использовании одной бурильной площадки 32 производится бурение дополнительной нагнетательной скважины 22, проходящей, как минимум, в верхнюю зону углеводородного пласта 10. В нагнетательной скважине 22 в ее нижнем конце обычно выполняются перфорационные отверстия 75 для обеспечения нагнетания и закачки окисляющего газа 24, например, воздуха или кислорода, в содержащую углеводород зону углеводородного пласта 10.

Способ в соответствии с настоящим изобретением, первый пример осуществления показан на Фигурах 2А-2С, соответственно выполняется следующим образом:

Окисляющий газ 24 закачивается в пласт 10 по нагнетательной скважине 22. Преимуществом является то, что оборудование (не показано), используемое для выработки окисляющего газа 24 и закачки этого окисляющего газа 24, не нужно размещать вдали от продуктивной скважины 12. Вместо этого оборудование можно расположить в соответствии с предлагаемым в настоящем изобретении способом рядом с продуктивной скважиной 12, и в частности, при желании, на бурильной площадке 32 или в непосредственной близости от нее, что исключает необходимость вырубки и сооружения отдельной бурильной площадки в удаленном месте, как было бы при размещении нагнетательной скважины 22 в направлении к призабойной части горизонтальной скважины 16. Кроме того, эксплуатацию и техобслуживание оборудования для подачи окисляющего газа можно удобно проводить на площадке для подготовки нефти, расположенной возле скважины 12. Углеводороды рядом с нагнетательной скважиной 22 зажигаются, и вследствие подачи окисляющего газа 24 создается фронт горения 26, который согласно способу, представленному на Фигурах 2А-2С, продвигается в виде в основном вертикального, вытянутого вбок, фронта (см. также Фиг.5 в настоящем описании) от приствольной части 20 горизонтального ствола 16 к призабойной части 18. Вязкие и высоковязкие углеводороды, включая битум, в углеводородном пласте 10 перед перемещающимся фронтом горения 26 благодаря вырабатываемому теплу обогащаются и превращаются в жидкость и при этом становятся менее вязкими. Некоторые углеводороды в пласте 10 перед фронтом 26 превратятся в газ. Сжиженные углеводороды 30 и газифицированные углеводороды, теперь подвижные, стекают вниз и в горизонтальный ствол 16, который выполнен пористым (т.е. в верхней части имеет отверстия 60) для обеспечения нагнетания углеводородов 30 и, таким образом, сбор этих углеводородов 30.

Этот процесс продолжается по мере того, как фронт горения 26 продвигается и, таким образом, «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16.

Примечательно, что до образования фронта горения 26 углеводородный пласт 10 предпочтительно сначала предварительно нагревается за счет закачки нагретой неокисляющей среды 52, например пара, которая закачивается в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12 по нагнетательной колонне 40, а отводится по насосно-компрессорной колонне 50 или альтернативно через кольцевое пространство 80 в вертикальной секции 16, если отсутствуют изоляционные пакеры 54. Предварительное нагнетание нагретой среды имеет преимущество нагрева продуктивной скважины 12 и ее продукционных компонентов, при этом повышается текучесть сжиженных углеводородов 30, которые текут в горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Эта процедура пригодна в коллекторах битума, поскольку холодная нефть, которая может поступать в горизонтальный ствол 16, будет очень вязкая, ее течение будет слабым, и она может закупорить горизонтальный ствол 16. Для пластов 10 с подвижной нефтью не требуется экстенсивное парообразование преждевременного зажигания для нагрева нефти, чтобы обеспечить ее движение, однако, это может быть полезно для уменьшения нефтенасыщенности возле нагнетательной скважины 22 для окисляющего газа и повышения температуры углеводорода, чтобы добиться его зажигания. Могут применяться другие способы зажигания, например, зажигание легко воспламеняющихся топлив, как например, льняного масла, или закачка горячего топочного газа. Для битумных коллекторов пар также закачивается по нагнетательной скважине 22 и может также закачиваться в коллектор 10 в зоне между нагнетательной скважиной 22 и призабойной частью 18 горизонтального ствола 16, чтобы нагреть нефть и повысить ее мобильность до начала закачки окисляющего газа 24 в породу-коллектор 10.

После возникновения зажигания и фронта горения 26 закачивается неокисляющая среда 52 в виде пара, неокисляющего газа, например, двуокись углерода, или вода, непрерывно или спорадически по нагнетательной колонне 50 в горизонтальный ствол 16, в котором благодаря изоляционным пакерам 54 можно создавать повышенное давление. Назначение такой неокисляющей среды 52 определяется разными причинами. Во-первых, повышенное давление внутри горизонтального ствола 16 уменьшает поступление или препятствует поступлению окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 из пласта 10, который в противном случае мог бы в комбинации с сжиженными и газообразными углеводородами образовать взрывчатую смесь с пагубными потенциально взрывоопасными последствиями или, как вариант, вступить в реакцию с кислородом напрямую, с образованием кокса, который бы в противном случае закупорил горизонтальный ствол 16 продуктивной скважины 12. Последствием наличия углеводорода (нефти) и кислорода вместе в стволе скважины является возгорание и потенциально взрыв с достижением высоких температур, возможно, свыше 1000°С. Это может причинить непоправимый ущерб стволу скважины, включая выход из строя фильтров для задержания песка (не показаны). Присутствия кислорода и температуры в стволе скважины свыше 425°С необходимо избегать в целях безопасности и непрерывности работ по добыче нефти. Во-вторых, закачка среды 52 может вызвать повышение давления в горизонтальном стволе 16 и способствовать перегонке сжиженных и газообразных углеводородов 30, скопившихся в горизонтальном стволе 16, в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, тем самым, содействуя понижению уровня жидкостей 30 и добыче углеводородов 30 из продуктивной скважины 12. В-третьих, среда 52 при закачке по нагнетательной колонне 50 может нагреваться. Предпочтительно средства для нагрева среды 52 в данном способе для удобства могут быть размещены на поверхности продуктивной скважины 12 и на буровой площадке 32 или возле нее. И, наконец, когда в качестве закачиваемой среды 52 выступает двуокись углерода, ее закачка в горизонтальную скважину 16 служит не только удобной углеродной «воронкой» для сброса такого парникового газа, но также благодаря влиянию свойств разбавителя двуокиси углерода на жидкие углеводороды 30 уменьшает их вязкость и, таким образом, способствует понижению уровня скопившихся жидких углеводородов 30 по насосно-компрессорной колонне 40.

Как видно на Фигурах 2А-2С, во время продвижения фронта горения 26 кокс осаждается в коллекторе 10 и служит топливом для процесса внутрипластового горения. Горячие топочные газы 70 продвигаются в пласт 10, нагревая находящийся в нем углеводород и связанную воду, которая там присутствует. Часть этих углеводородов сжижается и сжиженные углеводороды 30 текут вместе с топочными газами в горизонтальный ствол 16 через перфорационные отверстия 60, как показано на Фигурах 2А-2С. Сжиженные углеводороды 30 поступают в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16 и поступают в открытый конец 42 насосно-компрессорной колонны 40, поток идет обратно и затем вверх к поверхности. Процесс устойчивый и непрерывный, при непрерывном продвижении фронта горения 26 в направлении призабойной части 18 горизонтального ствола 16.

Окисляющий газ 24, как правило, воздух, кислород или обогащенный кислородом воздух, закачивается в верхнюю часть коллектора 10. Осевший ранее кокс поглощает кислород, так что только бескислородные газы контактируют с нефтью над коксовой зоной у фронта горения 26. Температура топочных газов обычно равна 600°С и достигает 1000°С в результате высокотемпературного окисления коксового топлива. В подвижной нефтяной зоне 80 перед фронтом горения 26 эти горячие газы 70 и пар нагревают нефть до температуры свыше 400°С, в результате нефть частично крекируется, некоторые компоненты испаряются, а вязкость нефти значительно снижается. Самые тяжелые компоненты нефти, как например, асфальтены, остаются на породе и позже составят коксовое топливо, когда фронт горения 26 достигнет этого места. В подвижной нефтяной зоне 80 газы и нефть стекают вниз в горизонтальный ствол 16 под действием силы тяжести, а время от времени под действием депрессионной воронки горизонтального ствола 16, когда он находится не под давлением. Коксовая зона у фронта горения 26 и подвижная нефтяная зона 80 движутся в сторону от направления от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтальной скважины 16. В секции зоны горения 100 за фронтом горения количество жидкостей (нефть и вода) уменьшается, и секция заполняется окисляющим газом 24. Существует опасность, что в секцию горизонтальной скважины 16 напротив зоны горения 100 может поступать кислород или окисляющий газ 24, под действием которого загорится нефть, находящаяся внутри горизонтальной скважины 16, и создаст в стволе скважины очень высокие температуры, что нанесло бы ущерб стальной обсадной трубе, а особенно песочным фильтрам, пропускающим текучие среды 30, но задерживающим песок. При выходе из строя песочных фильтров песок из рыхлого продуктивного пласта попадет в горизонтальный ствол скважины 16, который следует закрыть с целью последующей очистки и восстановления с помощью цементных пробок. Эта операция очень сложная и опасная, поскольку горизонтальный ствол скважины 16 может содержать взрывоопасные уровни нефти и кислорода.

Способ в соответствии с настоящим изобретением рассматривает пути предупреждения попадания окисляющего газа 24 из пласта 10 в горизонтальный ствол 16. Первый способ состоит в снижении скорости закачки окисляющего газа 24, чтобы уменьшить коллекторное давление в пласте 10. Второй способ состоит в снижении скорости откачки сжиженного углеводорода 30 по насосно-компрессорной колонне 40 (т.е. снижение объема выпуска по насосно-компрессорной колонне 40), чтобы тем самым увеличить давление скважины в горизонтальном стволе 16. Оба эти способа приводят к сокращению объемов выпуска углеводорода, что экономически убыточно. Альтернативный и предпочтительный способ - это способ, представленный ранее в данном описании, а именно закачка неокисляющей среды 52 в горизонтальный ствол 16 по нагнетательной колонне 50, которая, как считается, оказывает небольшое влияние на слив углеводородных жидкостей под действием силы тяжести в горизонтальную скважину 16. В любом случае такую закачку среды 52 можно выполнять периодически и только в течение времени, достаточного для уменьшения концентраций кислорода внутри горизонтального ствола 16 до концентраций ниже взрывоопасных значений. При номинальном режиме работы вдоль горизонтальной секции, или внутри, можно разместить ряд термопар, и появление повышенных температур будет сигнализировать о внедрении окисляющего газа, с тем чтобы по колонне 52 можно было добавить воду или пар для снижения температуры в стволе скважины, разбавить находящийся там кислород и повысить давление в скважине для предотвращения дальнейшего поступления окисляющего газа.

На Фигуре 3 схематично иллюстрируется еще один предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, имеющий такие же компоненты, как и обозначенные на Фигурах 2А-2С, и такую же методологию. И в этом случае окисляющий газ закачивается в пласт 10 через нагнетательную скважину 22, и создается фронт горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая стекание сжиженных углеводородов 30, а также и газифицированных углеводородов в горизонтальный ствол 16 и их отвод на поверхность по насосно-компрессорной колонне 40.

Но особенно важным и единственным отличием способа внутрипластового извлечения, показанного на Фигуре 3, от способа, о котором шла речь раньше и который продемонстрирован на Фигурах 2А-2С, является то, что нагнетательная скважина 22 в способе, изображенном на Фигуре 3, выполнена в виде скважины с боковым входом изнутри вертикальной секции 16 продуктивной скважины 12.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 3, бурение нагнетательной скважины 22 требует меньше затрат, так как верхняя часть такой нагнетательной скважины уже пробурена, поскольку она общая с вертикальной секцией 16 продуктивной скважины 12.

Соответственно, не только снижаются затраты за счет размещения нагнетательной скважины 22 в местоположении и в непосредственной близости от продуктивной скважины 12 и ее сопутствующего оборудования и не нужно создавать отдельную буровую площадку 32, но кроме этого снижаются затраты на бурение скважины при бурении нагнетательной скважины 22.

На Фигуре 4 изображен третий и наиболее предпочтительный пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для выполнения внутрипластового извлечения углеводорода. Этот способ, как и в первый пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенный на Фигурах 2А-2С, и как второй пример осуществления изобретения, изображенный на Фигуре 3, включает в качестве неотъемлемого компонента способ создания фронта горения 26, который «уносится» от приствольной части 20 к призабойной части 18 горизонтального ствола 16, вызывая тем самым скопление в горизонтальном стволе 16 жидких углеводородов 30, которые затем откачиваются насосно-компрессорной колонной 40 и выдаются на-гора.

Однако важным в этом третьем примере осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, изображенном на Фигуре 4, является отсутствие стадии бурения нагнетательной скважины 22. Вместо этого в вертикальной секции 14 продуктивной скважины 12 выполнены перфорационные отверстия 60 и окисляющий газ 24 закачивается в эту вертикальную секцию 14 и, таким образом, в пласт 10. Закачка окисляющего газа 24 в горизонтальный ствол 16 не допускается за счет использования изоляционных пакеров 54, которые эффективно отделяют добытые сжиженные углеводороды в горизонтальном стволе 16 от окисляющего газа 24, например кислорода, тем самым предотвращается образование взрывоопасных смесей. Нагнетательная колонна 50 также используется, как и в предыдущих примерах осуществления изобретения, для спорадической или непрерывной закачки неокисляющего газа 52 в горизонтальный ствол 16, чтобы окисляющий газ 24 в зоне горения 80 пласта не проник в горизонтальный ствол 16.

Предпочтительно, что при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, затраты на бурение нагнетательной скважины 22 полностью исключаются. Соответственно, при использовании способа, изображенного на Фигуре 4, не только реализуется снижение затрат и уменьшается воздействие на окружающую среду за счет использования аппарата нагнетания окисляющего газа на продуктивной скважине и только на одной буровой площадке 32 на продуктивной скважине, что в противном случае имеет место в способах известного уровня техники, требующих сооружения отдельной буровой площадки и дополнительной расчистки под оборудование создания и закачки окисляющего газа (не показано), но также достигается значительное снижение затрат за счет того, что исключается необходимость бурить еще и нагнетательную скважину.

На Фигуре 5 изображено, как способ, представленный на Фигуре 4 (т.е. третий пример осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением), можно применять с рядом продуктивных скважин 12 в углеводородном пласте 10, используя фронт горения 26, который движется от приствольной части 20 к призабойной части 18.

Хотя в описании представлены и проиллюстрированы предпочтительные примеры осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, следует понимать, что изобретение не ограничивается этими конкретными примерами. Специалисты в данной области могут представить себе много вариаций и модификаций. Полное определение изобретения дает прилагаемая формула изобретения.