RU2539048C2

RU2539048C2 - Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты)

Info

Publication number: RU2539048C2
Application number: RU2012145184/03A
Authority: RU
Inventors: Конрад АЯССЕ
Original assignee: Арчон Текнолоджис Лтд.
Priority date: 2010-03-30
Filing date: 2010-12-10
Publication date: 2015-01-10
Also published as: MX2012011315A; CA2698454A1; EP2553217A1; PE20110902A1; ECSP12012225A; BR112012024953A2; WO2011120126A1; CA2698454C; CN102933792A; AR080013A1; RU2012145184A; US20130074470A1; CO6350199A1

Abstract

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти включает следующие операции: использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе; использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви; создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви; подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; отделение у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Description

Область техники

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию способа добычи вязких углеводородов из подземного коллектора с использованием внутрипластового горения, вертикальной скважины для нагнетания окисляющего газа и отдельной горизонтальной скважины, а в частности к усовершенствованному способу, в котором не используют отдельные дополнительные скважины для удаления газа.

Предпосылки к созданию изобретения

Уже хорошо известны процессы внутрипластового горения, предназначенные для добычи нефти из подземных пластов вязких углеводородов, и различные способы извлечения углеводородов из подземных пластов, содержащих углеводороды.

Например, в патенте США 3,502,372 раскрыт способ, в котором сланцевую нефть и растворимые алюминиевые соединения добывают из щебенистых или фрагментированных пластов сланцевой нефти за счет горения сверху вниз сланцевой нефти. Извлечение нефти проводят для очистки сланца, для последующей добычи растворением алюминия в сланце при помощи щелочных химикатов. Средством пиролиза может быть горячая смесь воздуха и воды, но ее необходимо нагнетать при температуре свыше 500°F, при этом температуру в пласте необходимо регулировать на уровне 600-950°F, чтобы исключить повреждение минералов. Настоящее изобретение, как это обсуждается далее, не требует забучивания коллектора или использования горения сверх вниз. В нем созданный фронт горения скорее движется в боковом направлении вдоль ствола горизонтальной скважины.

В патенте США 3,515,212 раскрыт способ внутрипластового горения, комбинирующий прямое и обратное внутрипластовое горение между вертикальными скважинами. Область нагнетательной скважины нагревают паром до температуры самовозгорания, причем воздух вдувают из соседней скважины, который течет в направлении нагнетательной скважины. Когда воздух поступает в зону нагретой нефти рядом с нагнетательной скважиной, происходит возгорание. Газ, образованный продуктами сгорания, отводят от нагнетательной скважины, причем фронт горения распространяется в направлении соседней скважины, в обратном процессе внутрипластового горения. После приближения фронта к соседней скважине воздух начинают вдувать в эту скважину, а исходную нагнетательную скважину преобразуют в нефтяную добывающую скважину, и инициируют процесс прямого внутрипластового горения, в котором фронт горения движется к исходной нагнетательной скважине и создается от исходной нагнетательной скважины.

В патенте США 4,566,537 описана добыча фиксированной нефти, такой как нефть, содержащаяся в битуме Атабаски. Проблема связи между вертикальными скважинами решена за счет проведения серий паровых циклов для нагревания нефти поблизости от нагнетательной скважины и создания пустот. На второй стадии процесса воздух нагнетают в верхнюю часть коллектора у одной из скважин и создают газообразные продукты сгорания у другой скважины, за счет чего создается связь между скважинами в верхней части коллектора. После этого вводят пар у основания одной скважины при добыче нефти через другую скважину. Этот способ отличается от способа в соответствии с настоящим изобретением, который обсуждается ниже, в котором используют гравитационный дренаж в горизонтальную добывающую скважину и где не требуется стадия запуска паром. Кроме того, непрерывное извлечение нефти и газа, образованного продуктами сгорания, происходит в одной и той же скважине.

В патенте США 4,410,042 раскрыт способ осуществления ранней стадии внутрипластового горения, в которой используют чистый кислород. Пока фронт горения не уходит на расстояние 30 футов от нагнетательной скважины, кислород разбавляют диоксидом углерода. После этого нагнетают чистый кислород. В отличие от этого, как это обсуждается в изложении настоящего изобретения и далее, в способе в соответствии с настоящим изобретением не используют смеси чистого кислорода с диоксидом углерода ни на одной стадии.

В патенте США 4,418,751 раскрыт способ внутрипластового горения, в котором нагнетают воду в верхнюю часть нефтяного коллектора отдельно от кислорода, который нагнетают поблизости от основания коллектора. Вода и газообразные продукты сгорания перемешиваются в коллекторе, вода испаряется и отводит теплоту. В отличие от этого, в заявленном способе не используют одновременное нагнетание кислорода и воды. Следует иметь в виду, что нагнетание кислорода поблизости от горизонтальной скважины у основания коллектора является очень опасным, так как кислород может поступать в ствол скважины и воспламенять в нем нефть, создавая высокие температуры, которые могут угрожать целостности ствола скважины и создавать отложения кокса, которые могут частично закупоривать ствол скважины.

В патенте США 4, 493,369 раскрыты по существу такая же скважина и флюидная схема, как и в патенте США 4,418,751, с нагнетанием окисляющего газа у основания коллектора и с нагнетанием воды у его верхней части.

В патенте США 5,456,315 раскрыт способ внутрипластового горения, в котором окисляющий газ нагнетают в вертикальные скважины, которые перфорированы в верхней части нефтяного коллектора. Вертикальные скважины расположены в ряд непосредственно над горизонтальной скважиной, которая расположена у основания коллектора. Эта ориентация скважин является такой же, как и в заявленном способе. Однако в этом патенте требуется батарея горизонтальных/вертикальных скважин для удаления газа, которые расположены на каждой стороне и параллельно горизонтальной добывающей скважине, причем каждая из них расположена в верхней части коллектора. Задачей этих скважин является отвод газообразных продуктов сгорания на поверхность отдельно от жидкостей, которые дренируют за счет силы тяжести в горизонтальную добывающую скважину. В способе в соответствии с настоящим изобретением, который более полно описан ниже, не используют скважины для удаления газа, образованного продуктами сгорания, а транспортируют жидкости и газы вместе через одну и ту же горизонтальную скважину, так что требуется только одна горизонтальная добывающая скважина, а не несколько достаточно дорогих горизонтальных скважин. Кроме того, удаление газа, образованного продуктами сгорания, отдельно от жидкостей, как это делают в способе в соответствии с этим патентом, исключает конвективную теплопередачу в нефтяной дренажной зоне, что делает указанный способ менее энергетически эффективным. В частности, за счет предотвращения перемешивания образованного продуктами сгорания газа с жидкостями в этом патенте исключается контакт полученного водорода с горячей нефтью, так что степень гидрокрекинга нефти в коллекторе значительно снижается. Удаление диоксида углерода, содержание которого достигает 16% в газе, образованном продуктами сгорания, не позволяет использовать преимущества, связанные с растворимостью, реализуемые в соответствии с настоящим изобретением, так что настоящее изобретение позволяет лучше снижать вязкость нефти и расширять нефтяную дренажную зону, что приводит к повышению норм отбора нефти по сравнению со способом, раскрытым в этом патенте.

Другим главным недостатком удаления газа, раскрытого в этом патенте, является снижение безопасности, так как скважины для удаления газа необходимо охлаждать водой, учитывая высокую температуру, возникающую внутри коллектора за счет сгоревшего (и иногда горящего) удаляемого газа. Более того, следует иметь в виду, что воздушные нагнетательные скважины и вентилирующие скважины все находятся в верхней части коллектора и сообщаются друг с другом, так что имеется вероятность перемешивания кислорода с углеводородными жидкостями и газами в вентилирующих скважинах, что может создавать взрывчатую смесь в них или на поверхности.

В патенте США 5,339,897 раскрыт способ добычи углеводородов из битуминозных песков, аналогичный раскрытому в патенте США 5,456,315, в котором вертикальные скважины расположены в верхней части нефтеносного коллектора над горизонтальной добывающей скважиной, причем используют вторую вертикальную скважину, смещенную от первой вертикальной скважины, которая также расположена в верхней части коллектора и смещена в боковом направлении от горизонтальной добывающей скважины. Связь между вертикальными скважинами осуществляется с использованием горячих флюидов, а после создания связи окисляющий газ нагнетают в скважину, находящуюся над добывающей скважиной, и газ, образованный продуктами сгорания, удаляют через смещенную скважину. Нагретая нефть стекает вниз в добывающую скважину. Дополнительно в этом патенте используют способ нагнетания флюида для возбуждения крекинга, такого как перегретый пар, в нефть, накопленную над горизонтальной добывающей скважиной, чтобы вызывать реакции крекинга.

В патенте США 5,626,191 раскрыт способ, в котором нагнетательная скважина окисляющего газа расположена в верхней части нефтяного коллектора, в непосредственной близости от носка горизонтальной добывающей скважины, которая расположена у основания коллектора. Создается квазивертикальный фронт горения, который распространяется в боковом направлении и движется от носка добывающей скважины к пятке добывающей скважины. Нефть и газ втекают вместе в одну и ту же горизонтальную добывающую скважину. В описанном ниже настоящем изобретении предлагается существенное усовершенствование по сравнению с патентом США 5,626,191, которое заключается в том, что нагнетательная скважина расположена в средней точке вдоль горизонтальной добывающей скважины, или в том, что несколько нагнетательных скважин расположены над добывающей скважиной, что значительно повышает норму отбора нефти и степень повышения качества нефти, при умеренной стоимости. В конфигурации в соответствии с настоящим изобретением каждая нагнетательная скважина поддерживает два фронта горения/дренажа вместо только одного в случае использования патента США 5,626,191. С удивлением было обнаружено, что фронты горения/дренажа перемещаются с одинаковой скоростью к носку и пятке добывающей скважины. Патент США 5.626,191 полностью включен в данное описание в качестве ссылки.

В патенте США 6,412,557 раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патенте США 5,626,191, в котором катализатор вводят в горизонтальную добывающую скважину или вокруг нее, чтобы повысить качество нефти. Патент США 6,412,557 также полностью включен в данное описание в качестве ссылки.

В патенте США 7,493,952 раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патентах США 5,626,191 и 6,412,557, в котором неокисляющий газ нагнетают в горизонтальную добывающую скважину у носка, чтобы предотвращать поступление кислорода и повысить безопасность способа за счет контроля температуры и давления в стволе скважины. Патент США 7,493,952 также полностью включен в данное описание в качестве ссылки.

В патентной публикации США 20090308606 (заявка №12/280,832) раскрыто усовершенствование способа, раскрытого в патентах США 5,626,191 и 7,493,952, в котором разбавитель, такой как нафта, другой углеводородный растворитель или CO₂, нагнетают в длинную трубу, идущую к носку горизонтальной добывающей скважины, чтобы контролировать давление и температуру в стволе скважины и облегчать течение нефти в стволе скважины за счет снижения плотности и вязкости.

В патентной публикации США 20090200024 (заявка №12/068,881) раскрыт новый способ, схожий с раскрытым в патенте США 5,626,191, в котором окисляющий газ нагнетают поблизости от пятки горизонтальной скважины, имеющей трубу, идущую к носку. Развивается фронт горения, который движется от пятки к носку. Преимуществом способа в соответствии с настоящим изобретением по сравнению со способом в соответствии с патентом США 5,626,191, как это описано далее более подробно, является то, что в отличие от патента США 5,626,191, бурение отдельной вертикальной нагнетательной скважины поблизости от носка не требуется. Скорее, в соответствии с настоящим изобретением, нагнетательная скважина может быть пробурена на удалении от носка, например в средней точке вдоль горизонтальной ветви. Преимуществом заявленного здесь способа по сравнению со способом в соответствии с заявкой на патент США №12/068,881 является то, что единственная нагнетательная скважина может быть расположена в средней точке между носком и пяткой горизонтальной добывающей скважины и спаренные фронты горения будут двигаться к носку и пятке, без создания проблем, связанных с выгоранием вертикального сегмента горизонтальной добывающей скважины, что может случиться в способе, раскрытом в заявке на патент США №12/068,881, в котором точка вдувания воздуха находится рядом с вертикальным сегментом. Преимуществом настоящего изобретения по сравнению с заявкой на патент США No. 12/068,881 также является возможность расположения вертикальной воздушной нагнетательной скважины со сдвигом назад от носка горизонтальной скважины (например, на расстоянии 500 м от носка для горизонтальной добывающей ветви длиной 1000 м), так что недоступность с поверхности, например, вызванная наличием болота или озера у области носка, не будет препятствовать бурению вертикальной нагнетательной скважины и запрещать эксплуатацию коллектора.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение направлено на создание усовершенствованного способа добычи вязких углеводородов из подземного коллектора при помощи внутрипластового горения, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины окисляющего газа и отдельной горизонтальной скважины, а в частности направлено на создание усовершенствованного способа, в котором не используют отдельные дополнительные скважины для удаления газа, а вместо этого используют ствол горизонтальной скважины, расположенный низко в пласте, чтобы накапливать (собирать) не только нагретую нефть, но также горячие газообразные продукты сгорания, и после этого поднимать то и другое на поверхность, где нефть после этого отделяют от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания.

В варианте изобретения, в котором используют только одну вертикальную нагнетательную скважину, эту вертикальную нагнетательную скважину размещают и заканчивают в верхней части коллектора и используют для нагнетания содержащего кислород газа в коллектор, чтобы поддерживать в нем внутрипластовое горение. Такая вертикальная нагнетательная скважина расположена над горизонтальной скважиной и находится ориентировочно посредине вдоль указанной горизонтальной скважины, причем после нагнетания окисляющего газа в коллектор через нагнетательную скважину и после возгорания углеводородов в таком коллекторе поблизости от такой вертикальной нагнетательной скважины рядом с вертикальной нагнетательной скважиной образуется фронт горения, при этом указанный фронт горения распространяется наружу от нагнетательной скважины во взаимно противоположных направлениях, причем каждое из взаимно противоположных направлений является направлением вдоль горизонтальной скважины, в боковом направлении горизонтальной скважины. Как имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания, так и нагретую нефть отводят вниз из углеводородного пласта и накапливают в горизонтальной скважине, и после этого их вместе поднимают на поверхность через такую горизонтальную скважину, причем на поверхности горячие газообразные продукты сгорания отделяют от нефти с использованием многофазного сепаратора, технологий вихревого разделения или других технологий, хорошо известных специалистам в данной области, и горячие газообразные продукты сгорания дополнительно используют для нагревания воды, чтобы получить пар, преимущественно для питания паровых турбин для выработки электроэнергии. Альтернативно газообразные продукты сгорания, которые содержат горючие компоненты, такие как метан, этан, пропан, оксид углерода, водород и сероводород, можно сжигать на поверхности для выработки электроэнергии с использованием паровых турбин или газовых турбин. В отличие от этого в процессах с использованием скважин для удаления газов эти газы сжигают в верхних зонах коллектора и их необходимо охлаждать, чтобы защищать скважины для удаления газов от термического повреждения, что требует расхода энергии.

Аналогично в предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением используют несколько вертикальных нагнетательных скважин окисляющего газа, совмещенных с горизонтальной скважиной и идущих в направлении горизонтальной скважины, причем каждая вертикальная нагнетательная скважина окисляющего газа закончена над стволом горизонтальной скважины и ориентировочно смещена вдоль него, при этом спаренные фронты горения горячих газообразных продуктов сгорания и стекающую нефть создают в каждой нагнетательной скважине, причем указанные фронты горения распространяются вдоль ствола горизонтальной скважины, главным образом ортогонально к стволу горизонтальной скважины и через углеводородный пласт, во взаимно противоположных направлениях от ствола вертикальной нагнетательной скважины, а также к носку и пятке горизонтальной скважины.

Например, для пяти нагнетательных скважин окисляющего газа создают десять (10) флюидных дренажных фронтов, что обеспечивает высокие нормы отбора нефти при низких дополнительных расходах.

В частности, если диаметр горизонтальной ветви добывающей скважины является слишком малым, то ствол скважины гидравлически влияет на симметрию продвижения фронта горения, при этом продвижение фронта в направлении пятки горизонтальной добывающей скважины будет происходить быстрее, чем в направлении к носку, что снижает эффективность способа, при этом также теряется симметрия одновременной обработки во взаимно противоположных направлениях вдоль горизонтальной добывающей скважины, а что более важно, замедляется в направлении продвижения к носку.

Следовательно, в еще одном предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, когда горизонтальная скважина находится над коллектором на глубине около 400 метров и соответствующая гидросистема ствола скважины находится на такой глубине, тогда внутренний диаметр горизонтальной ветви добывающей скважины должен быть больше чем 3 дюйма, так чтобы поддерживать симметрию фронтального продвижения, преимущественно должен быть больше чем 5 дюймов, а предпочтительнее должен быть больше чем 7 дюймов, чтобы обеспечить достаточный диаметр добывающей скважины.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ, в котором множество вертикальных скважин окисляющего газа могут быть первоначально закончены над стволом горизонтальной скважины вдоль его оси, и первоначально может быть произведено нагнетание окисляющего газа в пласт при помощи одной из указанных вертикальных нагнетательных скважин, расположенной посредине длины горизонтальной скважины, и поблизости от нее образован фронт горения, который распространяется во взаимно противоположных направлениях вдоль горизонтальной скважины. После того, как фронт горения пройдет заданное расстояние во взаимно противоположных направлениях за дополнительные вертикальные нагнетательные скважины окисляющего газа, на соответствующих противоположных сторонах от такой начальной нагнетательной скважины, дополнительная порция окисляющего газа затем может быть введена в одну или каждую из указанных дополнительных нагнетательных скважин, чтобы поддерживать горение и позволить фронту (фронтам) горения продолжать перемещаться вдоль ствола горизонтальной скважины.

Преимущественно за счет использования ствола горизонтальной скважины для отвода как нагретой нефти, так и горячих газообразных продуктов сгорания и затем подъема на поверхность как нагретой нефти, так и горячих газообразных продуктов сгорания (обедненных кислородом), совокупно реализуются следующие преимущества:

(i) горячие газообразные продукты сгорания, которые отводят в горизонтальную добывающую скважину вместе с нагретой нефтью, позволяют поддерживать нефть постоянно нагретой и, таким образом, не только улучшают степень извлечения такой нефти из углеводородного пласта, но также обеспечивают, что вязкость нагретой нефти будет оставаться низкой и, таким образом, такая нефть может быть поднята на поверхность с использованием "газлифта", что позволяет исключить необходимость использования насосов;

(ii) необходимо бурить меньше скважин, в частности не нужно бурить скважины для удаления газа, чтобы отдельно собирать и удалять горячие газообразные продукты сгорания, что было необходимо в некоторых известных ранее процессах;

(iii) горячие газообразные продукты сгорания после этого могут быть использованы на поверхности для нагревания воды, чтобы получить пар, который может быть использован для обогрева и/или для питания паровых турбин для выработки электроэнергии, так что этот способ позволяет использовать энергию, которая в противном случае была бы потеряна;

(iv) достигается повышение качества нефти за счет более высоких температур нефти и перемешивания нефти в коллекторе с водородом, который образуется в этом процессе.

В частности, что касается приведенного здесь выше преимущества (ii), то за счет расположения вертикальной нагнетательной скважины рядом со средней точкой горизонтальной скважины и за счет распространения фронта горения в двух взаимно противоположных направлениях вдоль ствола такой скважины удается обеспечивать более быстрое накопление нефти, чем по способу, раскрытому в патенте США 5,626,191 (распространение фронта горения "от носка к пятке") или в патенте США 7,493,952 (распространение фронта горения "от пятки к носку"), в которых фронт горения распространяется только в одном направлении вдоль ствола горизонтальной скважины.

Более того, за счет нагнетания через нагнетательную скважину содержащего кислород газа под давлением меньше, чем давление разрыва пласта, и создания зоны содержащего кислород газа вокруг нагнетательной скважины, которая идет сверху в покрывающую породу коллектора и вниз к горизонтальной добывающей скважине (но не доходит до нее), и создания дренажного фронта из воды, нефти и образованного продуктами сгорания газа, который продвигается вдоль горизонтальной скважины в направлениях как к носку, так и к пятке горизонтальной скважины и также продвигается перпендикулярно и сталкивается с горизонтальной скважиной, нагретая нефть, и вода, и нагретый образованный продуктами сгорания газ, все могут дренировать (стекать) под действием силы тяжести (самотеком) и сил давления и могут быть накоплены в горизонтальной скважине без кислорода или окисляющего газа, что значительно снижает риск взрыва. По сравнению со способом удаления газа при помощи отдельных скважин для удаления газа заявленный способ позволяет сохранять ценные горючие компоненты для подъема на поверхность вместо их сжигания в коллекторе, где теряется теплота, и позволяет использовать некоторую часть генерированного водорода для гидрокрекинга горячей нефти, что позволяет стабильно получать нефть частично повышенного качества.

В соответствии с первым широким аспектом способа в соответствии с настоящим изобретением такой способ представляет собой усовершенствованный способ внутрипластового горения, позволяющий уменьшать вязкость нефти, которая содержится в нефтеносном коллекторе, и производить добычу указанной нефти вместе с газообразными продуктами сгорания из коллектора, причем в указанном способе не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления горючего газа, при этом указанный способ включает в себя следующие операции:

(a) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;

(b) использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви со смещением относительно указанного участка горизонтальной ветви и расположенной непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;

(c) нагнетание окисляющего газа под давлением меньше, чем давление разрыва пласта, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование сжигания углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины, так чтобы создать по меньшей мере один или несколько фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанный один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;

(d) создание условий для накопления имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости в указанном участке горизонтальной ветви;

(e) подъем указанных имеющих высокую температуру газов и указанной нефти на поверхность; и

(f) отделение на поверхности или у пятки указанной горизонтальной скважины нефти от указанных имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания.

В соответствии с первым усовершенствованием указанного способа указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина представляет собой по меньшей мере одну вертикальную нагнетательную скважину, расположенную вдоль длины горизонтальной скважины и между ее взаимно противоположными концами, идущую вниз с поверхности к указанному участку горизонтальной ветви, причем после нагнетания окисляющего газа и его возгорания указанная нагнетательная скважина подает указанный окисляющий газ по меньшей мере к двум фронтам горения, которые движутся в противоположных направлениях наружу от указанной вертикальной нагнетательной скважины и в направлении вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.

В соответствии со вторым альтернативным усовершенствованием указанного способа указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина представляет собой горизонтальную скважину, идущую над указанным участком и вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины, которую используют для нагнетания указанного окисляющего газа над указанным участком горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.

Альтернативно в соответствии с другим широким аспектом способа в соответствии с настоящим изобретением такой способ представляет собой усовершенствованный способ внутрипластового горения для снижения вязкости нефти, которая содержится в нефтеносном коллекторе, и добычи указанной нефти пониженной вязкости из пласта, причем в указанном способе не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления образованного продуктами сгорания газа, при этом указанный способ дополнительно включает в себя следующие операции:

(a) бурение по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;

(b) бурение по меньшей мере одной нагнетательной скважины, расположенной непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при совмещении с ним, расположенной или идущей между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;

(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор через каждую из указанных вертикальных скважин, расположенных вдоль ствола указанной горизонтальной скважины;

(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины, так чтобы создать по меньшей мере пару идущих вертикально фронтов горения, перемещающихся вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;

(e) накопление имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости в указанной горизонтальной ветви;

(f) одновременный подъем таких имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и

(g) отделение на поверхности или у пятки указанной горизонтальной скважины нефти от указанных имеющих высокую температуру газов.

В соответствии с еще одним усовершенствованием способа, когда горение только инициировано в вертикальной нагнетательной скважине, расположенной в средней точке вдоль горизонтальной скважины, и когда по существу вертикальной фронт горения перемещается вбок вдоль ствола указанной горизонтальной скважины и за дополнительные вертикальные нагнетательные скважины, производят нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор у указанной последовательности дополнительных вертикальных нагнетательных скважин, чтобы ускорить движение вертикальных фронтов горения в обоих направлениях вдоль указанной горизонтальной скважины.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления такой усовершенствованный способ внутрипластового горения (в котором не используют одну или несколько отдельных скважин для удаления образованного продуктами сгорания газа) включает в себя следующие операции:

(а) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;

(b) использование множества вертикальных нагнетательных скважин, расположенных непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при совмещении с ним, идущих вниз к указанному участку горизонтальной ветви;

(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор через по меньшей мере две указанные вертикальные скважины;

(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, так чтобы создать у каждой нагнетательной скважины по меньшей мере пару идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви и наружу от каждой из указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном пласте и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;

(f) после этого подъем таких имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и

(g) отделение на поверхности нефти от указанных имеющих высокую температуру газов.

В соответствии с еще одним усовершенствованием такого непосредственно продвигающегося способа, когда указанный по существу вертикальной фронт горения перемещается вбок вдоль ствола указанной горизонтальной скважины дальше за более отдаленную одну скважину из указанного множества нагнетательных скважин, окисляющий газ нагнетают в указанный коллектор через указанную более отдаленную одну скважину из указанных нагнетательных скважин.

Факультативно первоначально может быть проведено циклическое или непосредственно стимулирование коллектора паром через нагнетательную скважину и добывающую скважину до инициирования внутрипластового горения для создания флюидной связи между нагнетательной скважиной и горизонтальной нефтяной добывающей скважиной, чтобы обеспечивать лучшее течение нагретых газообразных продуктов сгорания и нагретой нефти после инициирования внутрипластового горения. Факультативно, возгорание нефти может быть осуществлено или облегчено при помощи известной технологии нагнетания льняного масла или другой жидкости, которая легко воспламеняется в коллекторе через воздушные перфорации.

Следует иметь в виду, что способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно содержит и отличается следующими признаками:

(i) отсутствуют раздельные жидкая и газовая фазы, так как они обе входят в одну и ту же добывающую скважину (то есть в горизонтальную скважину), законченную низко в коллекторе, поблизости от его основания;

(ii) в горизонтальной скважине имеется высокое отношение газа к жидкости, когда используют воздух как окисляющий газ, за счет глубины скважины и вхождения имеющих высокую температуру газов в добывающую скважину, что обеспечивает эффективный естественный газлифт в коллекторе, в котором давление не снижено, так что использование насосов не требуется, что уменьшает сложность и стоимость осуществления способа;

(iii) прямым следствием этого является протекание вместе нефти и образованного продуктами сгорания газа (и иногда воды и/или пара) в ствол горизонтальной скважины, при этом достигается высокий энергетический кпд, так как вся энергия теплоты сгорания конвективно передается в нефть внутри и впереди дренажной зоны в коллекторе, причем передача энергии из газообразных продуктов сгорания в нефть обеспечивает самое большое снижение вязкости и максимально повышает норму отбора нефти; при этом воздухонефтяной фактор также снижается, что отражает повышенный энергетический кпд по сравнению с раздельной добычей газа и жидкости при помощи разных скважин;

(iv) совместная добыча образованного продуктами сгорания газа и углеводородных жидкостей также улучшает норму отбора нефти, так как CO₂, присутствующий в газе, образованном продуктами сгорания, пропитывает нефть впереди дренажного фронта и действует как растворитель, который дополнительно снижает вязкость нефти и облегчает стекание нефти в горизонтальную скважину; кроме того, СО₂, присутствующий в газе, образованном продуктами сгорания, имеет самую высокую растворимость в холодной нефти, так что дренажная зона становится шире за счет СО₂, растворенного в холодной нефти;

(iv) водород, увлеченный текущей горячей нефтью в дренажную зону и в ствол скважины, способствует гидрокрекингу и частичному улучшению качества нефти;

(v) в заявленном способе требуется низкое давление нагнетания воздуха, так как газ, образованный продуктами сгорания, имеет прямую связь с соседней горизонтальной добывающей скважиной и, самое большее, удален от нее толщиной нефтяной зоны.

На сопроводительных чертежах показаны примерные варианты осуществления настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показано поперечное сечение через нефтеносный коллектор, причем можно видеть расположение скважин, использованных для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, при этом разрез проходит как через вертикальную нагнетательную скважину, так и через пару горизонтальной/вертикальной добывающих скважин. Поверх нефтеносного коллектора лежит покрывающий пласт, в котором расположены вертикальная нагнетательная скважина окисляющего газа и пара вертикальной/горизонтальной скважин для добычи нефти.

На фиг.2 показан разрез по линии В-В нефтеносного коллектора, показанного на фиг.1, где можно видеть поперечное сечение горизонтальной добывающей скважины.

На фиг.3 показан частично прозрачный вид сверху нефтеносного коллектора,

показанного на фиг.1, при осуществлении численного моделирования.

На фиг.4 показано поперечное сечение через нефтеносный коллектор, аналогичное показанному на фиг.1, поясняющее вариант осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, с множеством нагнетательных скважин окисляющего газа, которые используют для перемещения фронта горения в двух взаимно противоположных направлениях.

На фиг.5 показано изображение, аналогичное показанному на фиг.1, но с использованием пяти нагнетательных скважин окисляющего газа в виде одновременно действующих нагнетательных скважин.

Подробное описание изобретения

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.1, на которой показан нефтеносный коллектор 20, который типично закрыт покрывающим слоем 1, преимущественно образованным из сланца или покрывающей породы, имеющим значительную толщину, которая делает его по существу непроницаемым для газового потока, так что нагнетаемый содержащий кислород газ 22 будет заключен в нефтеносном коллекторе 20.

В соответствии со способом в соответствии с настоящим изобретением по меньшей мере одну вертикальную нагнетательную скважину 6а окисляющего газа бурят с поверхности 30 вниз в верхний участок коллектора 20 и перфорируют ее так, чтобы можно было произвести нагнетание окисляющего газа 22 в коллектор 20 поблизости от верхней части нефтеносного коллектора 20, причем такой окисляющий газ сжимают в скважине 6а при помощи компрессора 71.

Создают пару 9 горизонтальной/вертикальной добывающих скважин, имеющих участок 10 вертикальной скважины и горизонтальный участок 8. Участок 8 горизонтальной скважины заканчивают низко в коллекторе 20 и преимущественно так, что он идет по существу вдоль всей длины нефтеносного коллектора 20 или его части, из которой желательно произвести добычу по способу в соответствии с настоящим изобретением. Обсадную трубу горизонтальной скважины перфорируют, как это показано на фиг.1 и 4, или же эта труба может быть выполнена пористой, как это показано в патенте РСТ/СА Archon Technologies Ltd., узкие пазы или сетчатые пробки FacsRite™ (товарный знак фирмы Shiumberger Inc.), что позволяет поступать горячей нефти 3 и горячим газообразным продуктам сгорания 5 из коллектора 20 в горизонтальную скважину 8 для последующего подъема на поверхность 30. Внутренний диаметр горизонтальной добывающей скважины преимущественно превышает 3 дюйма, что позволяет поддерживать симметрию фронтального продвижения, предпочтительно превышает 5 дюймов, а еще лучше, превышает 7 дюймов (например, внутренний диаметр составляет около 9 5/8 дюйма в типичном стволе скважины стандартного размера).

По меньшей мере одна нагнетательная скважина 6а окисляющего газа в соответствии со способом в соответствии с настоящим изобретением расположена над и ориентировочно в средней точке вдоль ствола 8 горизонтальной скважины (то есть расстояние "d₁" ориентировочно равно расстоянию "d₂", как это показано на фиг.1), однако точное положение может быть изменено на основании неоднородности известного коллектора или других факторов.

Первой операцией при запуске и проведении способа добычи нефти в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения является создание флюидной связи между вертикальной нагнетательной скважиной 6а и горизонтальной добывающей скважиной 8, так чтобы окисляющий газ 22 мог легко поступать в коллектор 20, а нагретая нефть 3 и образованный продуктами сгорания газ 5 могли быть извлечены из коллектора 20 через пару 9 горизонтальной/вертикальной скважин. Первоначально пар (не показан) может быть введен циклически или непрерывно в вертикальную скважину 6а, а также введен с поверхности в горизонтальную скважину 8 и может циркулировать в ней, чтобы нагревать горизонтальную скважину 8 и повышать подвижность нагретой нефти 3 в ней. Давление первоначально введенного пара не является таким большим, чтобы пропускать большие объемы пара непосредственно через коллектор 20 и в горизонтальную скважину 8, а просто является достаточным для того, чтобы содействовать стеканию вязких жидкостей из коллектора 20 под таким давлением вниз из коллектора 20 в область более низкого давления, а именно в область горизонтальной скважины 8, причем указанная горизонтальная скважина 8 удаляет флюиды из такой области и поэтому создает область относительно низкого давления и, таким образом, создает поток флюида в таком направлении. В случае нефти 3, которая является фиксированной при имеющихся в коллекторе условиях, пар также может быть введен через нагнетательную скважину 6а непрерывным образом, с учетом расширения коллектора, позволяющего создать приемистость пара. Когда нефть 3 является такой вязкой, что она фиксирована в коллекторе 20, тогда предварительное нагревание горизонтальной добывающей скважины 8 предотвращает застывание нефти 3 в горизонтальной скважине 8 и прекращение добычи, в особенности тогда, когда добывающая скважина 8 должна быть остановлена, что может случиться при возникновении проблем в поверхностном оборудовании для обработки нефти. Такое предварительное нагревание может быть осуществлено за счет циркуляции пара в горизонтальной ветви 8 из носка 40 в пятку 42 горизонтальной скважины 8. Циркуляцию обеспечивают за счет введения длинной трубы (не показана) в горизонтальную скважину 8 для нагнетания пара, который протекает через эту трубу к носку 40 и возвращается назад в пятку 42 через кольцевое пространство между трубой и обсадной колонной горизонтальной скважины 8 и после этого на поверхность 30. Как только образуется флюидная связь между нагнетательной скважиной 6а и горизонтальной добывающей скважиной 8, содержащий кислород газ, например воздух, обогащенный кислородом воздух, обогащенный CO₂ воздух или смесь кислорода с CO₂, нагнетают в коллектор 20 через нагнетательную скважину 6а, как это показано на фиг.1. Сначала используют относительно умеренные расходы воздуха, но затем эти расходы повышают до заданного максимального значения при поддержании температуры ствола скважины ориентировочно ниже 350°С, которую измеряют при помощи связки термопар, введенных в ствол скважины. После начала нагнетания окисляющего газа горение побочных продуктов, таких как СО₂, будет проявляться на поверхности в виде добытого газа, свидетельствующего о том, что в коллекторе происходит горение.

Предварительное нагревание коллектора 20 поблизости от вертикальной нагнетательной скважины 6а позволяет решить вторую важную задачу, связанную с тем, что нефть при температурах пара обычно может самовоспламеняться и начинает гореть при протекании процессов добычи нефти. Это также позволяет уменьшить насыщение нефти песком поблизости от вертикальной нагнетательной скважины, что позволяет уменьшить силу экзотермы горения и предотвратить перегрев нагнетательной скважины.

На первом этапе способа внутрипластового горения, когда окисляющий газ 22 входит в контакт с нефтью 3 в пласте 20, протекают реакции горения и создается кокс в области 4, непосредственно следующей за фронтами 50 горения, как это показано на фиг.1-4. После этого кокс только расходуется в виде топлива и после его расхода остается выжженная зона 2, как это показано на фиг.1-4. Кокс в области 4 (см. фиг.1-4) образован из небольших углеродистых частиц, диспергированных на зернах песка. Отношение водород/ углерод типично равно 1.13, что измерено в лабораторных реакторах и в установках для коксования, использующих битум Атабаски. Зерна песка, содержащие частицы кокса, остаются по существу проницаемыми для газа, так что окисляющий газ 22 и полученный газ 4, образованный продуктами сгорания, могут легко протекать через них, контактировать с холодной нефтью и переносить теплоту. Конвективный нагрев нефти является таким интенсивным, что происходит гидрокрекинг нефти за счет высоких температур, созданных при сгорании кокса и в присутствии генерированного водорода. Заявленный способ может работать одновременно со способом THAI™ (нагнетание воздуха с носка к пятке, зарегистрированный торговый знак фирмы Archon Technologies Ltd, of Calgary, Alberta), в том, что касается механизма горения и фронта дренажа. Фирма Petrobank Energy and Resources Ltd., которая использовала THAI™ способ в Conklin, Alberta, сообщает о температурах в коллекторе свыше 600°С, о содержании до 8 объемных процентов водорода в добытом газе и о повышении качества битума на 3-4 пункта. Таким образом, нефть 3, добытая в соответствии с настоящим изобретением, является по существу нефтью повышенного качества.

Преимущественно, в способе в соответствии с настоящим изобретением, в котором обеспечено удаление горячих газообразных продуктов 5 сгорания через пару 9 горизонтальной/вертикальной скважин, также достигаются значительные преимущества по сравнению с известным уровнем техники, таким как способ в соответствии с патентом США 5,456,315, который основан на использовании дополнительных скважин 4 (см. фиг.2 в патенте США 5,456,315), расположенных в верхних зонах коллектора и предназначенных для удаления таких газообразных продуктов сгорания. К несчастью, такие известные способы, как описанный в патенте США 5,456,315, значительно снижают возможность обеспечения конвективной теплопередачи из горячих газообразных продуктов сгорания в нефть, причем их недостатком является также удаление полученного водорода, необходимого для гидрокрекинга, а также удаление растворителя СО₂, который позволяет снижать вязкость нефти. В таких известных ранее процессах, в которых в основном используют кондуктивный теплообмен, энергопотребление являются более высоким и они обеспечивают более низкий выход нефти, чем заявленный способ. В заявленном способе создана дренажная зона 15 и горячая нефть 3 повышенного качества, а также вода/пар (не показаны) и газообразные продукты 5 сгорания текут вниз и поступают в горизонтальную скважину 8 для последующего совместного подъема на поверхность 30. При осуществлении способа внешняя часть слоя 4 кокса, ближайшая к зоне введения содержащего кислород газа 22, выгорает и происходит отложение свежего кокса, причем горячий газ, образованный продуктами сгорания, сначала контактирует с нефтью. В этой операции, коллекторная нефть 3 никогда не контактирует с кислородом, так что окисление органики не происходит и эмульсии добытой нефти легко разрушаются в оборудовании для переработки нефти на поверхности. Нефть 3 выше флюидной дренажной зоны 15 остается по существу не нагретой, пока не продвинутся дренажная зона 15 и фронт 50 горения. В случае коллекторов 20, содержащих подвижную нефть, не нагретая природная нефть 3, удаленная от дренажного фронта 15 горения, перемешивается с прошедшей гидрокрекинг нефтью 3 в горизонтальной скважине 8, что позволяет снизить полную степень обогащения. Однако в случае содержащих подвижную нефть коллекторов дебит повышается потому, что ствол всей горизонтальной скважины является продуктивным в течение всего срока службы скважины. Во всех коллекторах 20, зона введенного окисляющего газа остается изолированной от горизонтальной скважины при помощи слоя 24 нефти 3, что предотвращает вход окисляющего газа (например, кислорода) в горизонтальную скважину 8. Этот слой 24 снабжается горячей нефтью 3 повышенного качества, которая дренирует из распространяющегося в боковом направлении фронта 50 горения и втекает у основания коллектора 20 в горизонтальную скважину 8. При проведении способа в соответствии с настоящим изобретением, объем нефти 3, входящей в горизонтальную скважину 8 из защитного слоя 24, является большим по сравнению с объемом нефти 3, который дренирует вместе с газообразными продуктами 5 сгорания (сравнение фиг.1 и фиг.4 позволяет увидеть увеличенный объем слоя 24).

На фиг.2 показан разрез по линии В-В нефтеносного коллектора 20, показанного на фиг.1, при осуществлении способа в соответствии с настоящим изобретением, причем на фиг.2 и на фиг.1 аналогичные детали имеют одинаковые позиционные обозначения. На фиг.2 показано, как образуется защитный нефтяной слой поверх горизонтальной скважины.

На фиг.3 показан вид сверху нефтеносного коллектора 20 при осуществлении способа в соответствии с настоящим изобретением, причем на фиг.3 показаны зона 2 горения, зона 4 отложения кокса и флюидная дренажная зона 15. Скважина 6а для нагнетания содержащего кислород газа расположена в верхней части нефтеносного коллектора 20, а горизонтальный сегмент 8 добывающей скважины 9 расположен у основания коллектора 20. Вертикальной сегмент 10 пары 9 горизонтальной/вертикальной скважин соединен с горизонтальным сегментом 8 у пятки 42 добывающей скважины 8 и соединен с поверхностным оборудованием для переработки нефти (не показано). Несмотря на то, что флюидная дренажная зона 15 пересекает горизонтальную скважину 8 в двух точках, 17 и 18, вся добытая нефть 3 движется внутри горизонтальной скважины 8 к пятке 42 горизонтальной скважины 8. Удивительным образом оказалось, что расстояние между проекцией нагнетательной скважины 6а и дренажными входными точками 17, 18 в горизонтальную скважину 8 остается по существу одинаковым при протекании способа. Можно было бы ожидать, что участок (входная точка) 18 дренажной зоны 15 будет двигаться к пятке 42 горизонтальной добывающей скважины 8 намного быстрее, чем будет двигаться участок (входная точка) 17 дренажной зоны 15 к носку 40, так как участок (входная точка) 18 расположен ближе к имеющей низкое давление пятке 42 - однако этого не происходит.

Обратимся опять к рассмотрению фиг.1, на которой показано, что покрывающая порода 1 предотвращает утечку флюидов, в том числе окисляющего газа 22, из нефтеносного коллектора 20. На фиг.1 также показана зона 2 горения, зона 4 отложения кокса, флюидная дренажная зона 15, нагнетательная скважина 6а содержащего кислород газа, горизонтальная ветвь 8 пары 9 скважин и вертикальный сегмент 10 пары 9 скважин.

При протекании способа в соответствии с настоящим изобретением, показанного на фиг.1, каждая из зон 4 кокса и флюидных дренажных зон 15 движется вбок наружу от нагнетательной скважины 6а, в двух взаимно противоположных направлениях, а именно к носку 40 и к пятке 42 пары 9 добывающих скважин, как и флюидные входные точки 17, 18, и зона горения 2 расширяется (что видно при сравнении фиг.1 и фиг.4). Этот процесс продолжается до тех пор, пока флюидные дренажные зоны 15 не дойдут до носка 40 и пятки 42, что происходит приблизительно одновременно, если нагнетательная скважина 6а расположена в средней точке вдоль длины горизонтальной скважины 8 пары 9 скважин. Важно, что нефтяной слой 24, защищающий горизонтальную скважину 8 от воздействия кислорода, утолщается за счет нефти 3, как это показано на фиг.4, которая стекает из дренажных областей 15 в горизонтальную скважину в точках 17, 18. Когда дренажные точки 17, 18 дойдут до концевых точек носка 40 и пятки 42, нагнетание окисляющего газа должно быть уменьшено или остановлено, чтобы исключить чрезмерное повышение давления в коллекторе, которое могло бы вызвать образование трещин в коллекторе или вызвать принудительное поступление кислорода в горизонтальную скважину 8.

В частности, проникновение кислорода или содержащего кислород газа в горизонтальную скважину 8 или в вертикальную скважину 9 следует исключить потому, что в противном случае нефть 3 в них может загореться или взорваться, в результате чего создаются очень высокие температуры, которые могут повредить пару 9 скважин и вызвать интенсивное образование кокса, который может закупоривать пару 9 добывающих скважин. Одним из путей контроля температуры и давления в горизонтальной скважине 8 (и, таким образом, также и в вертикальной скважине 10) является непрерывная циркуляция пара или неокисляющего газа через трубу ствола скважины (не показана, но описана здесь выше), которая была использована для предварительного нагревания горизонтальной скважины 8. Достаточны очень низкие расходы пара, типично 1-10 м³ в день. Связка термопар (не показана), установленных вдоль трубы (не показана) в горизонтальной скважине 8, предупреждает оператора о том, что расход пара нужно увеличить, чтобы понизить температуру горизонтальной скважины 8.

Наличие трубы в горизонтальной скважине 8, в дополнение к использованию для подачи пара для предварительного нагревания ствола горизонтальной скважины 8 и окружающих областей коллектора, и инициирования флюидной связи между коллектором 20 и горизонтальной скважиной 8 также преимущественно может быть использовано для подачи разжижителя в нефть 3 в горизонтальной скважине 8, а в частности разжижителя углеводорода, такого как VAPEX, растворителей углеводорода или нафты или, альтернативно, СО₂, как это показано в находящейся на одновременном рассмотрении заявке на патент США 20090308606 (12/280,832) на имя заявителей настоящего изобретения, которая полностью включена в данное описание в качестве ссылки. Нагнетание СО₂ в трубу внутри горизонтальной скважины 8 является предпочтительным потому, что этот газ не только действует как разжижитель нефти 3, накапливаемой в горизонтальной скважине 8 и в бассейне (слое) 24, окружающем горизонтальную скважину 8, но также позволяет немного повысить давление в горизонтальной скважине 8 и за счет этого исключить любое поступление окисляющего газа 22, который мог бы входить в горизонтальную скважину 8 после понижения уровня слоя 24 нефти и мог бы создавать в ней потенциально взрывоопасную смесь с нефтью 3.

После одновременного достижения носка 40 и пятки 42 горизонтальной скважины 8 дренажными фронтами 17, 18 начинается новая стадия способа, а именно стадия депрессии (понижения уровня нефти). В частности, в этот момент времени больше нет достаточных количеств созданных имеющих высокую температуру газов 5, чтобы обеспечивать натуральный газлифт нефти 3 на поверхность 30, так как вся длина горизонтальной скважины 8 покрыта слоем 24 и закупорена нефтью 3. Следовательно, требуется откачка жидкости или искусственный газлифт, чтобы поднять на поверхность большое количество горячей нефти 3 повышенного качества, остающейся у основания коллектора 20. Поэтому скорость нагнетания окисляющего газа 22 в нагнетательную скважину 6а регулируют так, чтобы поддерживать давление нагнетания по существу ниже давления образования трещин в коллекторе. Максимальное давление нагнетания окисляющего газа меньше чем 70% давления в коллекторе является предпочтительным, и меньше чем 50% давления в коллекторе является наиболее предпочтительным во время стадии депрессии. Стадия депрессии является предпочтительной потому, что требования к подаче сжатого газа являются пониженными и выход компрессора 71, вырабатывающего сжатый воздух в качестве окисляющего газа 22, может быть по существу переключен на новые операции, в которых первоначально требуются большие объемы окисляющего газа 22. Газонефтяной фактор намного ниже во время стадии депрессии, что позволяет повысить общий энергетический кпд этого способа. Для битуминозных песков Атабаски совокупный воздухонефтяной фактор может составлять всего 715:1 (м³ воздуха/м³ нефти).

Способ характеризуется гладкой и устойчивой работой при коэффициентах нефтеотдачи до 80%, причем он минимизирует термоциклирование добывающих скважин, которое могло бы приводить к частым повреждениям ствола скважины в паровых процессах, таких как гравитационный режим пласта с содействием пара (SAGD).

В тех ситуациях, в которых имеется плохая проницаемость коллектора, может потребоваться использование множества нагнетательных скважин 6а, 6b окисляющего газа, как это показано на фиг.4, и соответствующая адаптация способа в соответствии с настоящим изобретением. Поэтому в соответствии с дальнейшим усовершенствованием настоящего изобретения, после того, как фронты 50 горения прошли специфическое расстояние от исходной нагнетательной скважины 6а окисляющего газа, могут быть образованы дополнительные нагнетательные скважины 6b окисляющего газа (законченные на взаимно противоположных сторонах нагнетательной скважины 6а), причем, после того, как фронты горения прошли наружу за них, как это показано на фиг.4, каждую из них снабжают окисляющим газом (воздухом) 22 при помощи компрессора 71, нагнетаемым в коллектор 20, чтобы фронты 50 горения продолжали продвигаться наружу в направлении носка 40 и пятки 42 горизонтальной скважины и не останавливались и/или не погасали.

Дополнительные нагнетательные скважины 6b, как это показано на фиг.4, могут быть закончены на противоположных сторонах первоначальной нагнетательной скважины 6а ранее начала осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, или, альтернативно, могут быть пробурены и закончены по истечении некоторого периода времени после начала осуществления способа, когда стало понятно, что фронты 50 горения продвинулись до точки, слишком удаленной от исходной нагнетательной скважины 6а, и требуется более прямая и близкая подача окисляющего газа 22 для того, чтобы фронты 50 горения продвигались наружу вдоль горизонтальной скважины 8 и чтобы процесс мог продолжаться. Дополнительная операция использования или заканчивания дополнительных газовых нагнетательных скважин 6b может быть повторена при необходимости на каждой из наружных сторон ранее законченных нагнетательных скважин 6b до тех пор, пока точки 17, 18 пересечения дренажной зоны 15 не дойдут соответственно до участка 40 носка и участка 42 пятки горизонтальной скважины 8.

В соответствии с наиболее предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения несколько нагнетательных скважин окисляющего газа используют с начального этапа.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.5, на которой показаны 5 нагнетательных скважин окисляющего газа, 6а-6е, в битумном коллекторе 20, расположенных с указанными промежутками друг от друга, причем x = длина скважины, поделенная на число нагнетательных скважин. Такая схема расположения гарантирует, что фронты горения, направление движения которых показано стрелками, все будут доходить до носка и пятки одновременно. Если нагнетательные скважины установлены неправильно, то способ все еще может быть осуществлен при всех его преимуществах, однако энергетический кпд будет несколько понижен. Нефть 3, покрывающая сверху горизонтальную скважину, изолирует ее от кислорода. Ориентировочно в тот момент времени, когда фронты горения доходят до носка и пятки, дренажные точки 17а-17е и 18а-18е сливаются и горизонтальная скважина будет полностью покрыта нефтью. Если сохранять высокой скорость нагнетания воздуха, то будет происходить чрезмерное повышение давления в коллекторе; поэтому оперативное управление переключают от контроля расхода газа к контролю давления газа. Из этого следует, что скорость нагнетания газа намного уменьшается, в то время как дренированная нефть, распространяющаяся в нижней секции коллектора, втекает в горизонтальную добывающую скважину. Так как существует низкий газонефтяной фактор во время этой стадии депрессии, то нефть необходимо поднимать на поверхность за счет откачки или искусственного газлифта.

По сравнению с использованием единственной нагнетательной скважины окисляющего газа, использование множества скважин уменьшает количество воздуха, который может быть безопасно введен в каждую нагнетательную скважину, но позволяет увеличить количество воздуха, который может быть безопасно введен во все нагнетательные скважины, что значительно повышает норму отбора нефти.

Пример 1

В приведенной ниже таблице 1 использован список параметров числовой модели, использованных в этом примере.

Числовая программа моделирования: STARS™ 2009.1, Computer Modelling Group Limited

Размеры модели:

Длина: 540 м, 216 блоков сетки по 2.5 м каждый

Ширина: 50 м, 20 блоков сетки по 2.5 м каждый, с элементом симметрии, создающим промежуток ствола скважины 100 м

Высота: 20 м, 20 блоков сетки по 1 м каждый

Горизонтальная добывающая скважина

Дискретный ствол горизонтальной скважины длиной 500 м образован из блоков 9 - 208, с буферной зоной 20 м на каждом конце горизонтальной скважины. Внутренний диаметр горизонтальной ветви составляет 9 5/8 дюйма. Расход пара в трубе горизонтальной скважины, который составляет 10 м³ в день (эквивалент воды), поддерживали во всех испытаниях, однако эта процедура является факультативной.

Нагнетательная скважина (скважины) пара и окисляющего газа

Был осуществлен прогон моделей, содержащих от 1 до 5 вертикальных нагнетательных скважин, расположенных над горизонтальной добывающей скважиной и перфорированных в блоках 6-9 сетки для предварительного нагревания паром (в течение 3 месяцев) и в верхней части блоков 4 сетки для нагнетания воздуха. Расходы воздуха в каждой нагнетательной скважине первоначально составляют 10,000 м³ в день и увеличиваются до максимального значения 100,000 м³ в день.

Таблица 1
Характеристики коллектора, характеристики нефти и параметры управления скважиной
		Коллектор
	Единицы измерения	Порода
Толщина пласта	М	20
Пористость	%	33
Нефтенасыщенность	%	80
Водонасыщенность	%	20
Мольная доля газа	%	0
Н.проницаемость	mD	6700
V. проницаемость	mD	5360
Температура коллектора	°С	12
Давление в коллекторе	kPa	2600
Сжимаемость породы	/Кра	3.5Е-5
Удельная электропроводность	J/m.d.C	1.5Е+5
Теплоемкость	J/m³.c	2.35Е+6
Характеристики нефти(битум Атабаски)
Плотность	Kg/m³	995.7
Вязкость	CP	200,000
Молекулярная масса	Атомная единица массы	508
Мольная доля		0.886
Теплоемкость
Энтальпия горения	J/gmole	6.29Е+7
Управление скважинами производили с использованием следующих параметров:
Максимальное давление нагнетания воздуха	КРа	6075
Минимальное забойное давление добывающей скважины	КРа	2600
Максимальный расход воздуха на одну нагнетательную скважину	м³ в день	20k-100k

Тестовые прогоны

Были проведены семь прогонов численного моделирования, результаты которых приведены в таблице 2. Прогон 1 соответствует способу THAI патента США 5,626,191, и он приведен только для сравнения. Прогоны 2-7 были проведены с нагнетательными скважинами окисляющего газа, расположенными поверх горизонтальной добывающей скважины вдоль ее длины, так что расстояние между средними точками соседних нагнетательных скважин или между концами добывающей скважины равны друг другу. Номера блоков сетки для местоположений воздушной нагнетательной скважины являются следующими:

Прогон 1-9

Прогон 2-109

Прогон 3-59, 158

Прогон 4-42,109, 175

Прогон 5-29, 69, 109, 149, 188

Прогон 6-29, 69, 109, 149, 188

Было обнаружено, что дренаж нефти поверх горизонтальной скважины 8 из каждой нагнетательной скважины завершается одновременно в этой конфигурации. Однако такая конфигурация нагнетательных скважин не является совершенно обязательной. Способ также хорошо работает при весьма несимметричных ориентациях нагнетательных скважин, по сравнению с конфигурацией скважины, указанной в патенте США 5,626,191 ("ТНА™" способ), где единственная нагнетательная скважина расположена поблизости от носка горизонтальной добывающей скважины и имеет единственный дренажный фронт, причем в прогонах 2-7 имеются два дренажных фронта для каждой воздушной нагнетательной скважины.

Во всех прогонах 1-6 используют одинаковую максимальную скорость нагнетания воздуха 100,000 м³ в день, так что эффективность всех прогонов можно сравнивать при одинаковой производительности воздушного компрессора. В прогонах с использованием нескольких воздушных нагнетательных скважин весь воздух равномерно распределяют между нагнетательными скважинами. Например, в прогоне 2 единственная нагнетательная скважина 6а получает весь имеющийся воздух, 100,000 м³ в день, в то время как в прогоне 6, в котором используют 5 нагнетательных скважин, каждая нагнетательная скважина получает только 20,000 м³ в день воздуха. Для того чтобы количественно оценить выигрыш за счет увеличения полной производительности воздушного компрессора, в прогоне 7 скорость нагнетания воздуха увеличили от 100,000 до 300,000 м³ в день, с использованием 60,000 м³ в день воздуха в каждой из 5 нагнетательных скважин. Расход воздуха в каждой нагнетательной скважине увеличивали помесячно до достижения максимального расхода следующим образом: 10,000; 20,000; 33,333; 50,000; 70,000 и 100,000 м³ в день. После достижения максимального расхода воздуха этот расход поддерживали до тех пор, пока фронты горения не доходят одновременно до носка и пятки горизонтальной добывающей скважины. В этот момент времени точки выхода газа, образованного продуктами сгорания в горизонтальной скважине, становятся закупоренными слоем нефти, покрывающим горизонтальную скважину, и поэтому необходимо управлять расходом воздуха при помощи давления нагнетания, так как в противном случае может быть превышено давление разрыва пласта. Было выбрано давление нагнетания 4000 kPa, которое достаточно для заполнения пустот от добытой нефти. Требования к расходу воздуха после достижения фронтами горения носка и пятки добывающей скважины существенно снижаются относительно заданного максимума, так что воздухонефтяной фактор уменьшается.

Термин 'пиковый отбор нефти' относится к самому высокому отбору нефти, достигнутому в одном прогоне, при 1 или 2 воздушных нагнетательных скважинах.

* Результаты для способа THAI не являются частью настоящего изобретения.

При сравнении прогонов 1 и 2 можно обнаружить два основных преимущества прогона 2. Прежде всего, во-первых, в прогоне 2 достигается гораздо больший отбор нефти после первого года работы: 47 м³ в день по сравнению с 28 м³ в день для THAI, при одинаковых капитальных расходах на создание нагнетательной скважины и при одинаковых расходах на создание сжатого воздуха. Это является очень важным в экономике добычи нефти и достигается за счет простого перемещения воздушной нагнетательной скважины в другое место по сравнению с THAI. Во-вторых, воздухонефтяной фактор по существу ниже в прогоне 2, а именно 1023 вместо 1291. Основным операционным расходом при процессах горения является стоимость энергии сжатия воздуха, которая соответственно ниже на 20% [то есть (1291-1023)/1291] с использованием единственной центральной нагнетательной скважины по сравнению с THAI. Дополнительно к преимуществам, связанным с высоким ранним отбором нефти и с низким потреблением энергии, использование центральной нагнетательной скважины обеспечивает более высокий отбор нефти (нефти, которая была добыта, в процентах от исходной нефти в коллекторе).

Использование нескольких воздушных нагнетательных скважин, расположенных поверх добывающей горизонтальной скважины, показано в прогонах 3-6. При увеличении числа нагнетательных скважин увеличиваются нормы очень раннего отбора нефти, которые достигают 90 м³ в день при 5 нагнетательных скважинах. Кроме того, энергетический кпд способа по существу повышается при увеличении числа нагнетательных скважин, который достигает значения 764 м³ воздуха/м³ нефти, что составляет улучшение на 25% по сравнению с единственной центральной воздушной нагнетательной скважиной.

В прогонах 6 и 7 используют 5 нагнетательных скважин, и единственным отличием между ними является расход нагнетаемого воздуха. При повышении расхода воздуха от 20,000 м³ в день на скважину до 60,000 м³ в день на скважину достигаются большие преимущества, связанные с более ранним отбором нефти и с большим пиковым отбором нефти, однако при небольшом снижении энергетического кпд. Сравнение прогона 7 с прогоном 1 (известный уровень техники), в котором используют 5 воздушных нагнетательных скважин и увеличенный в 3 раза пиковый расход воздуха, показывает увеличение в течение первого года отбора нефти в 5.57 раза.

Специалисты в данной области могут выбрать оптимальную комбинацию расхода воздуха и числа воздушных нагнетательных скважин для специфического коллектора и специфической бизнес среды и оценить такие параметры, как тариф на электроэнергию (для воздушного компрессора) и стоимость бурения вертикальных скважин. Следует иметь в виду, что так называемые "SMART" горизонтальные скважины могут быть пробурены с той же самой буровой площадки, что и горизонтальные скважины в соответствии с настоящим изобретением, для нагнетания воздуха в различные точки в верхней части коллектора. В SMART скважинах имеются индивидуальные перфорированные секции, каждая из которых изолирована пакером и имеет свою собственную отдельную колонну труб, идущих от поверхности, что позволяет подавать специфические объемы воздуха в каждую перфорированную секцию. SMART скважины могут быть предпочтительными в тех случаях, когда имеется озеро или другое препятствие на поверхности земли поверх коллектора, которое не позволяет бурить вертикальные воздушные нагнетательные скважины.

Несмотря на то, что были описаны специфические варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения.

Claims

1. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти, содержащейся в нефтеносном коллекторе, который включает в себя следующие операции:
(a) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;
(b) использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;
(c) нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины, с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;
(d) создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви;
(e) подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и
(f) отделения у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания.

2. Способ по п.1, в котором указанную по меньшей мере одну нагнетательная скважину используют для нагнетания окисляющего газа в указанный пласт под давлением меньше чем давление разрыва пласта.

3. Способ по п.1 или 2, в котором указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина содержит по меньшей мере одну вертикальную нагнетательную скважину, расположенную вдоль длины горизонтальной скважины и между ее взаимно противоположными концами, идущую вниз с поверхности к указанному участку горизонтальной ветви, причем после нагнетания окисляющего газа и его воспламенения, указанная нагнетательная скважина подает указанный окисляющий газ по меньшей мере к двум фронтам горения, которые движутся в противоположных направлениях наружу от указанной вертикальной нагнетательной скважины и в направлении вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.

4. Способ по п.1 или 2, в котором множество вертикальных нагнетательных скважин располагают над горизонтальной скважиной и вдоль ее длины, а фронт горения, который инициируют у каждой нагнетательной скважины, распространяется наружу от каждой нагнетательной скважины в противоположных направлениях, вдоль длины указанной горизонтальной скважины.

5. Способ по п.1 или 2, в котором указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина содержит горизонтальную нагнетательную скважину, идущую над и вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины и предназначенную для нагнетания указанного окисляющего газа над указанным участком горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.

6. Способ по п.5, в котором указанная по меньшей мере одна нагнетательная скважина производит нагнетание окисляющего газа в пласт во множестве местоположений над указанным участком горизонтальной ветви с созданием в каждом местоположении по меньшей мере пары фронтов горения, которые распространяются вбок наружу от каждого местоположения в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви указанной добывающей скважины.

7. Способ по п.1, в котором указанные горячие газообразные продукты сгорания впоследствии используют для нагревания воды.

8. Способ по п.7, в котором нагретую воду впоследствии используют для производства пара для выработки электроэнергии с использованием турбин.

9. Способ по п.1, в котором имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания используют или дополнительно сжигают для выработки электроэнергии с использованием газовых турбин или паровых турбин.

10. Способ по п.1, в котором в участок горизонтальной ветви указанной добывающей скважины вводят трубу и нагнетают в нее среду, выбранную из группы, в которую входят вода, пар, неокисляющий газ, содержащий СО₂, разжижитель углеводорода и их смеси.

11. Способ по п.1, в котором внутренний диаметр участка горизонтальной ветви добывающей скважины превышает 3 дюйма (7,6 см).

12. Способ по п.11, в котором внутренний диаметр участка горизонтальной ветви добывающей скважины превышает 5 дюймов (12,7 см).

13. Способ по п.12, в котором внутренний диаметр участка горизонтальной ветви добывающей скважины превышает 7 дюймов (17,8 см).

14. Способ по п.1 или 10, в котором окисляющий газ содержит кислород и СО₂.

15. Способ по п.1, в котором максимальное давление нагнетания окисляющего газа ограничивают давлением меньше чем 50% давления в коллекторе за счет регулировки скорости нагнетания окисляющего газа.

16. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти, содержащейся в нефтеносном коллекторе, который включает в себя следующие операции:
(a) бурение по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;
(b) бурение по меньшей мере одной нагнетательной скважины, расположенной непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, расположенной или идущей между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;
(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину в местоположении над указанным участком горизонтальной ветви и между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви;
(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с образованием по меньшей мере пары идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном пласте и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;
(e) накопление имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с нефтью пониженной вязкости в указанной горизонтальной ветви;
(f) подъем таких имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность;
(g) отделения у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газов.

17. Способ по п.16, в котором операция бурения по меньшей мере одной нагнетательной скважины предусматривает бурение по меньшей мере одной вертикальной нагнетательной скважины между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви, а указанная операция инициирования внутрипластового горения предусматривает инициирование горения поблизости от указанной по меньшей мере одной вертикальной нагнетательной скважины, с образованием по меньшей мере пары идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви.

18. Способ по п.17, в котором операция бурения по меньшей мере одной вертикальной нагнетательной скважины предусматривает бурение множества вертикальных нагнетательных скважин, а указанная операция инициирования внутрипластового горения предусматривает инициирование горения поблизости от одной скважины из указанного множества вертикальных нагнетательных скважин, расположенной вдоль указанного участка горизонтальной ветви и между ее противоположными концами, так чтобы за счет этого образовать пару идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви, причем после того, как указанные пары идущих вертикально фронтов горения продвигаются соответственно в боковом направлении вдоль ствола указанной горизонтальной скважины за одну скважину из указанного множества нагнетательных скважин, окисляющий газ нагнетают в указанный коллектор через указанную дополнительную одну из указанных нагнетательных скважин.

19. Способ по п.17, в котором операция бурения по меньшей мере одной нагнетательной скважины предусматривает бурение множества вертикальных нагнетательных скважин непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и при совмещении с ним, а указанная операция инициирования внутрипластового горения предусматривает инициирование горения поблизости от каждой скважины из указанного множества вертикальных нагнетательных скважин, с образованием пары идущих вертикально фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви и наружу от каждой скважины из указанного множества вертикальных нагнетательных скважин.

20. Способ по п.16, в котором операция бурения по меньшей мере одной нагнетательной скважины предусматривает бурение нагнетательной скважины непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и при совмещении с ним, а указанная операция нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор предусматривает нагнетание указанного окисляющего газа в указанную нагнетательную скважину и в пласт в местоположениях над указанными участками горизонтальной ветви и вдоль указанного участка горизонтальной ветви между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; причем указанная операция инициирования внутрипластового горения предусматривает инициирование горения поблизости от каждого из указанных местоположений, расположенных над и вдоль указанного участка горизонтальной ветви с образованием в каждом местоположении пары фронтов горения, которые перемещаются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви и наружу от каждого из указанных местоположений.

21. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти, содержащейся в нефтеносном коллекторе, который включает в себя следующие операции:
(а) использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе;
(b) использование множества вертикальных нагнетательных скважин, расположенных непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, идущих вниз к указанному участку горизонтальной ветви;
(c) нагнетание окисляющего газа в указанный коллектор по меньшей мере через две указанные вертикальной скважины;
(d) инициирование внутрипластового горения в указанном коллекторе поблизости от указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, так чтобы образовать у каждой из пары нагнетательных скважин идущие вертикально фронты горения, которые распространяются вбок в противоположных направлениях вдоль указанного участка горизонтальной ветви и наружу от каждой из указанных по меньшей мере двух вертикальных нагнетательных скважин, причем указанные фронты горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном пласте и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви;
(e) накопление имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости в указанной горизонтальной ветви;
(f) подъем имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; и
(g) отделение на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газов.