Изобретение предлагает систему для формирования замороженного барьера внутри по меньшей мере части подземной области обработки, которая содержит множество замораживающих скважин (114), причем по меньшей мере одна замораживающая скважина, размещённая в грунте, содержит корпус (116) из углеродистой стали; теплопередающую среду и систему охлаждения, выполненную с возможностью подачи теплопередающей среды у замораживающей скважины. Система охлаждения выполнена с возможностью охлаждения теплопередающей среды до температуры, которая позволяет теплопередающей среде, подаваемой в первую замораживающую скважину, находиться при температуре в диапазоне от -35 до -55 °С. Изобретение также предлагает способы формирования и поддержания низкотемпературной зоны.

[0001] Способ формирования и поддержания низкотемпературной зоны вокруг по меньшей мере части подземной области обработки, заключающийся в том, что

[0002] Способ по п.1, в котором теплопередающая среда содержит водный раствор аммиака.

[0003] Способ любому из пп.1 или 2, в котором замораживающая скважина с корпусом из углеродистой стали содержит впускной трубопровод из полимера.

[0004] Способ по любому из пп.1-3, в которой жидкий цементный раствор помещают в пласт по меньшей мере через одну скважину, в которой размещен корпус замораживающей скважины.

[0005] Способ по любому из пп.1-3, дополнительно содержащий этап, на котором хранят по меньшей мере часть теплопередающей среды в резервуаре хранения до и/или после понижения температуры с помощью системы охлаждения.

[0006] Способ по любому из пп.1-5, в котором система охлаждения представляет собой каскадную систему охлаждения.

[0007] Способ по любому из пп.1-6, в котором начальная температура теплопередающей среды, подаваемой в первый корпус (116) из углеродистой стали замораживающей скважины, находится в диапазоне от -38 до -50 °C.

[0008] Способ по любому из пп.1-8, в котором начальная температура теплопередающей среды, подаваемой в первый корпус (116) из углеродистой стали замораживающей скважины, находится в диапазоне от -40 до -45 °С.

[0009] Способ по любому из пп.1-8, дополнительно содержащий этап, на котором уменьшают количество теплоты, подводимой к низкотемпературной зоне, путем размещения отводящих тепло скважин (160) между источниками тепла (104) в области обработки и корпусами (116) замораживающих скважин.

[0010] Способ по любому из пп.1-9, дополнительно содержащий этап, на котором нагревают по меньшей мере часть подземной области обработки.

[0011] Способ по любому из пп.1-10, дополнительно содержащий этап, на котором добывают композицию, содержащую углеводороды, из подземной области обработки.

[0012] Способ по п.11, дополнительно содержащий этап, на котором обрабатывают по меньшей мере часть композиции для получения транспортного топлива.

[0013] Способ создания барьера вокруг по меньшей мере части подземной области обработки, содержащий этапы, на которых

[0014] Способ по п.13, дополнительно содержащий этап, на котором контролируют достаточность понижения проницаемости перед размещением замораживающих скважин в стволах скважин.

Область техники

Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и системам, обеспечивающим барьер вокруг по меньшей мере части подземной области обработки. Область обработки может использоваться для добычи углеводородов, водорода и (или) других продуктов. Варианты осуществления относятся к формированию низкотемпературного барьера вокруг по меньшей мере части области обработки.

Уровень техники

Для обработки пластов могут использоваться внутрипластовые процессы. Во время некоторых внутрипластовых процессов в пласт могут быть введены флюиды или они могут быть образованы в пласте. Введенные или образованные флюиды, возможно, должны содержаться в области обработки, чтобы минимизировать или устранить воздействие на смежные области внутрипластового процесса. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьер может быть сформирован вокруг всей или части области обработки, чтобы предотвратить перемещения флюида из области обработки или в область обработки.

Низкотемпературная зона может быть использована для изолирования выбранных областей пласта для многих целей. В некоторых системах грунт замораживается для исключения миграции флюидов из обрабатываемой области во время ликвидации загрязнений. Патенты США № 4860544 на имя Krieg et al., 4974425 на имя Krieg et al.; 5507149 на имя Dash et al., 6796139 на имя Briley et al. и 6854929 на имя Vinegar et al. описывают системы для замораживания грунта.

Для сформирования низкотемпературного барьера отдельные обособленные скважины могут быть образованы в пласте, где должен быть сформирован барьер. В стволах скважин может быть размещен трубопровод. Низкотемпературная теплопередающая среда может циркулировать по трубопроводу, чтобы снизить температуру рядом со скважинами. Низкотемпературная зона вокруг скважин может распространяться в направлении от них. В конечном счете, низкотемпературные зоны, образованные двумя смежными скважинами, смыкаются. Температура низкотемпературных зон может быть достаточно низкой, чтобы заморозить пластовый флюид так, чтобы был сформирован практически непроницаемый барьер. Расстояние между скважинами может быть приблизительно от 1 до 3 м или более.

Расстояние между скважинами может быть функцией от нескольких факторов, в том числе состава пласта и его свойств, пластового флюида и его свойств, времени для формирования барьера, и температуры и свойств низкотемпературной теплопередающей среды. В общем, очень холодная температура низкотемпературной теплопередающей среды обеспечивает большее пространство и (или) более быстрое формирование барьера. Очень холодная температура может быть равна - 20 °C или менее.

Получение очень холодной теплопередающей среды может быть проблематичным. Кроме того, использование очень холодной теплопередающей среды может потребовать использования специальных материалов с высокой стоимостью для стволов скважин, приспособленных для низких температур. Поэтому желательно иметь систему, которая может создавать низкотемпературный барьер с помощью разумных интервалов, не требуя очень низких температур и использования специальных дорогих материалов для формирования замораживающих скважин.

Сущность изобретения

Описанные варианты осуществления, в общем, относятся к системам и способам для создания барьера вокруг по меньшей мере части подземной области обработки.

В некоторых вариантах осуществления изобретение касается системы для формирования замораживающего барьера вокруг по меньшей мере части подземной области обработки, которая включает в себя множество замораживающих скважин, причем по меньшей мере одна замораживающая скважина, расположенная в грунте, включает в себя корпус из углеродистой стали; теплопередающую среду и систему охлаждения, выполненную с возможностью подавать теплопередающую среду в замораживающие скважины, причем система охлаждения выполнена с возможностью охлаждения теплопередающей среды до температуры, которая позволяет теплопередающей среде, подаваемой в первую замораживающую скважину, находиться при температуре в диапазоне от -35 до -55 °C.

Изобретение также касается способов формирования и поддержания низкотемпературной зоны описанного изобретения.

В дальнейших вариантах осуществления признаки из конкретных вариантов осуществления могут быть объединены с признаками других вариантов осуществления. Например, признаки одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками любого из других вариантов осуществления.

В дальнейших вариантах осуществления обработка подповерхностной пласта выполняется с помощью любых из способов и систем, описанных здесь.

В дальнейших вариантах осуществления дополнительные признаки могут быть добавлены к конкретным вариантам осуществления, описанным здесь.

Краткое описание чертежей

Преимущества данного изобретения могут стать очевидными для специалистов с выгодой от последующего подробного описания и ссылки на сопровождающие чертежи, на которых

фиг. 1 - вариант осуществления части системы внутрипластовой конверсии для обработки пласта, содержащего углеводороды;

фиг. 2 - вариант осуществления замораживающей скважины для системы охлаждения с циркулирующей жидкостью; разрез замораживающей скважины представлен ниже поверхности земли;

фиг. 3 - схематическое представление варианта осуществления системы охлаждения для формирования низкотемпературной зоны вокруг области обработки;

фиг. 4 - схематический вид расположения скважин, включая отводящие тепло скважины.

Хотя изобретение чувствительно к различным модификациям и альтернативным формам, конкретные варианты осуществления показаны посредством примера на чертежах и могут быть подробно описаны здесь. Чертежи выполнены не в масштабе. Однако должно быть понятно, что чертежи и подробное описание не предназначены для ограничения изобретения конкретной раскрытой формой, но, напротив, намерение состоит в том, чтобы охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в сущность и объем данного изобретения, как определено в приложенной формуле изобретения.

Подробное описание

Нижеследующее описание, в общем, относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Пласты могут обрабатываться с помощью внутрипластовых процессов конверсии для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород и другие продукты. Замораживающие скважины могут использоваться для того, чтобы формировать барьер вокруг всей или части подвергаемого воздействию пласта для осуществления внутрипластового процесса конверсии. Оптоволоконная система измерения температуры может использоваться для того, чтобы контролировать температуру замораживающих скважин и (или) частей пласта, смежных с барьером, сформированным замораживающими скважинами.

«Углеводороды », в общем, определяются как молекулы, сформированные, прежде всего, атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как, но не ограничиваясь ими, галогены, элементы металлов, азот, кислород и(или) сера. Углеводороды могут быть, но не ограничиваясь ими, керогеном, асфальтом, пиробитумом, нефтепродуктами, естественными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут быть локализованы в минеральных матрицах или граничить с ними в земле. Матрицы могут включать в себя, но не ограничиваясь ими, осадочную породу, пески, силициты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды » являются флюидами, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя, вовлекать или быть вовлеченными в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, угарный газ, углекислый газ, сероводород, вода и аммиак.

«Пласт » включает в себя один или несколько содержащих углеводороды слоев, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и(или) подстилающий слой. «Покрывающий слой » и (или) «подстилающий слой » включают в себя один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Для примера, покрывающий и(или) подстилающий слой могут включать в себя скальную породу, сланец, щебень или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления внутрипластовых процессов конверсии покрывающий и (или) подстилающий слой могут включать в себя слой, содержащий углеводороды, или слои, содержащие углеводороды, которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются воздействию температуры в ходе внутрипластового процесса конверсии, что приводит к существенным характерным изменениям покрывающего и(или) подстилающего слоя, содержащих углеводород. Например, подстилающий слой может содержать сланец или щебень, но подстилающий слой не нагревается до температур пиролиза во время внутрипластового процесса конверсии. В некоторых случаях покрывающий и(или) подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми.

«Пластовыми флюидами » называются флюиды, находящиеся в пласт; они могут включать пиролизный флюид, синтез-газ, подвижный углеводород и воду (пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как жидкие углеводороды, так и не жидкие углеводороды. Термин «подвижный флюид » относится к флюидам в пласте, содержащем углеводород, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами » называются пластовые флюиды, удаленные из пласта.

«Источником тепла » является любая система, обеспечивающая тепло для по меньшей мере части пласта, по существу, за счет теплопроводности и (или) излучения. Например, источник тепла может включать в себя электронагреватели, такие как изолированный проводник, протяженный элемент и (или) проводник, расположенный в трубе. Источник тепла может также включать в себя системы, которые вырабатывают тепло путем сжигания топлива, находящегося вне пласта или в пласте. Эти системы могут быть поверхностными горелками, скважинными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и естественными распределенными камерами сгорания. В некоторых применениях тепло, подводимое или выработанное в одном или несколько тепловых источниках, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может передаваться теплоносителю, который прямо или косвенно нагревает пласт. Понятно, что один или несколько тепловых источников, которые нагревают пласт, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла передают тепло от электрических резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло за счет сжигания топлива, а некоторые источники тепла могут получать тепло от одного или нескольких других источников энергии (например, за счет химических реакций, солнечной энергии, ветровой энергии, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермическую реакцию (например, реакция окисления). Источник тепла может также включать в себя нагреватель, который обеспечивает нагрев в зоне, ближайшей к нагреваемому месту и (или) окружающей его, такой как нагревательная скважина.

«Нагреватель » представляет собой любую систему или источник тепла для генерации тепла в скважине или в области близи скважины. Нагреватели могут быть, но не ограничиваясь ими, электронагревателями, горелками, камерами сгорания, которые реагируют с материалом в пласте или добытым из пласта и(или) их комбинаций.

«Внутрипластовый процесс конверсии » относится к процессу нагревания содержащего углеводород пласта с помощью источников тепла для того, чтобы поднять температуру по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, с тем, чтобы в пласте образовался пиролизный флюид.

Термин «ствол скважины » относится к отверстию в пласте, выполненному путем бурения или введения трубопровода в пласт. Ствол скважины обычно имеет круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Термины «скважина » и «отверстие » используются здесь, когда ссылаются на отверстие в пласте, и могут использоваться взаимозаменяемо с термином «ствол скважины ».

«Пиролиз » представляет собой разрушение химических связей в результате приложения нагрева. Например, пиролиз может включать в себя преобразование соединения в одно или несколько других веществ только путем нагрева. Тепло может передаваться в участок пласта, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых пластах части пласта и(или) другие материалы в пласте могут стимулировать пиролиз через каталитическую активность.

«Пиролизный флюид » или «продукты пиролиза » относятся к флюиду, полученному в ходе пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакции пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или продукт пиролиза. Как используется здесь, «зона пиролиза » относится к объему пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт нефтеносного песка), который вызывает реакцию или реагирует с образованием пиролизного флюида.

«Теплопроводность » представляет собой свойство материала, которое описывает скорость, с которой тепло распространяется в установившемся состоянии между двумя поверхностями материала для заданной разности температур между этими двумя поверхностями.

Углеводороды или другие желательные продукты в пласте могут быть добыты с помощью различных внутрипластовых процессов. Некоторые внутрипластовые процессы, которые можно использовать для добычи углеводороды или желательных продуктов, представляют собой такие внутрипластовые процессы конверсии как разбавление паром, разбавление огнем, паровой гравитационный дренаж и другие решения, используемые в горной промышленности. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьеры могут быть необходимы или желательны. Барьеры могут предотвратить попадание флюида, такого как пластовая вода, в область обработки. Барьеры могут также предотвратить нежелательный выход флюида из области обработки. Предотвращение нежелательного выхода флюида из области обработки может минимизировать или устранить воздействие внутрипластового процесса на участках, смежных с областью обработки.

На фиг. 1 изображен вариант осуществления части системы 100 внутрипластовой конверсии для обработки содержащего углеводород пласта. Система 100 внутрипластовой конверсии может включать в себя барьерные скважины 102. Барьерные скважины 102 используются для образования барьера вокруг области обработки. Барьер предотвращает поток флюида в область обработки и (или) из области обработки. Барьерные скважины включают в себя, но не ограничиваясь ими, водопонижающие скважины, скважины пониженного давления, улавливающие скважины, нагнетательные скважины, цементированные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 102 показаны только вдоль одной стороны источников 104 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые источники 104 тепла или могут использоваться для нагрева области обработки пласта.

Источники 104 тепла размещены по меньшей мере в части пласта. Источники 104 тепла могут включать в себя нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубе, поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и (или) естественные распределенные камеры сгорания. Источники 104 тепла могут также включать в себя другие типы нагревателей. Источники 104 тепла обеспечивают тепло для по меньшей мере части пласта, чтобы нагреть углеводороды в пласте. Энергия может подводиться к источникам 104 тепла через подводящие линии 106. Подводящие линии 106 могут конструктивно различаться в зависимости от источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева пласта. Подводящие линии 106 для источников тепла могут передавать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплоноситель, который циркулирует в пласте.

Эксплуатационные скважины 108 используются для того, чтобы удалять пластовый флюид из пласта. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационные скважины 108 могут включать в себя один или несколько источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или несколько частей пласта в эксплуатационной скважине или около эксплуатационной скважины. Источник тепла в эксплуатационной скважине может подавить конденсацию и отток пластового флюида, отводимого из пласта.

Пластовый флюид, добываемый из эксплуатационных скважин 108, может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 110 к обрабатывающему оборудованию 112. Пластовые флюиды могут также быть получены из источников 104 тепла. Например, флюид может добываться из источников 104 тепла для того, чтобы управлять давлением в пласте, граничащем с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 104 тепла, может транспортироваться по трубам или трубопроводам к коллекторному трубопроводу 110, или же добытый флюид транспортироваться по трубам или трубопроводам непосредственно к оборудованию обработки 112. Оборудование обработки 112 может включать в себя блоки сепарации, реакционные блоки, блоки для повышения качества, топливные блоки, турбины, резервуары для хранения и (или) другие системы и блоки для того, чтобы обрабатывать полученные пластовые флюиды.

Оборудование обработки может вырабатывать транспортное топливо из по меньшей мере части углеводородов, добытых из пласта.

Некоторые скважины, сформированные в пласте, могут использоваться для того, чтобы облегчить формирование барьера по периметру вокруг области обработки. Барьер по периметру может быть, но не ограничен этим, низкотемпературным или замороженным барьером, образованным замораживающими скважинами, водопонижающими скважинами, цементной стеной, образованной в пласте, барьером из серного цемента, барьером, образованным гелем, полученным в пласте, барьером, образованным осаждением солей в пласте, барьером, образованным реакцией полимеризации в пласте и(или) листами, вогнанными в пласт. Источники тепла, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, водопонижающие скважины и(или) контрольные скважины могут быть установлены в области обработки, определенной барьером до установки барьера, одновременно с ним или после установки барьера.

Низкотемпературная зона вокруг по меньшей мере части области обработки может быть образована замораживающими скважинами. В варианте осуществления охладитель, циркулирующий через замораживающие скважины, создает низкотемпературные зоны вокруг каждой замораживающей скважины. Замораживающие скважины размещены в пласте так, чтобы низкотемпературные зоны накладывались и образовывали низкотемпературную зону вокруг области обработки. Низкотемпературная зона, образованная замораживающими скважинами, поддерживается при температуре ниже температуры замерзания водного флюида в пласте. Водный флюид, попадающий в низкотемпературную зону, замерзает и образует замороженный барьер. В других вариантах осуществления замороженный барьер образуется группой управляемых замораживающих скважин. Холодная текучая среда, такая как жидкий азот, вводится в замораживающие скважины, чтобы сформировать низкотемпературные зоны вокруг замораживающих скважин. Жидкость пополняется по мере необходимости.

В некоторых вариантах осуществления два или более рядов замораживающих скважин располагают вокруг всей или части периметра области обработки для того, чтобы образовать широкую взаимосвязанную низкотемпературную зону. Широкие низкотемпературные зоны могут быть образованы смежными областями в пласте, где есть высокая скорость потока водной текучей среды в пласте. Широкий барьер может гарантировать, что не произойдет сквозного прорыва замороженного барьера, установленного замораживающими скважинами.

Вокруг сторон области обработки могут быть установлены вертикально размещенные замораживающие скважины и(или) горизонтально размещенные замораживающие скважины. Если покрывающий слой или подстилающий слой пласта позволяют флюиду течь в область обработки или из области обработки, могут применяться горизонтально размещенные замораживающие скважины для того, чтобы сформировать верхний и(или) нижний барьер для области обработки. В некоторых вариантах осуществления верхний барьер и(или) нижний барьер, возможно, не нужен, если верхний слой и(или) нижний слой, по меньшей мере, практически непроницаемы. Если образован верхний барьер замораживания, то части источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и(или) водопонижающих скважин, которые проходят через низкотемпературную зону, созданную замораживающими скважинами и формирующими верхний барьер замораживания, могут быть изолированы, и(или) тепло может быть подведено таким образом, чтобы низкотемпературная зона не повлияла на функционирование источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и(или) водопонижающих скважин, проходящих через низкотемпературную зону.

Интервал между смежными замораживающими скважинами может быть функцией от множества различных факторов. Эти факторы могут включать в себя, но не ограничиваясь ими, физические свойства материала пласта, тип системы охлаждения, «холодильные » и тепловые свойства охладителя, скорость потока материала в или из области обработки, время образования низкотемпературной зоны и экономические соображения. Уплотненный или частично уплотненный материал пласта может позволить устанавливать больший интервал между замораживающими скважинами. Расстояние между замораживающими скважинами в уплотненном или частично уплотненном материале пласта может составлять от 3 до 20 м, от 4 до 15 м или от 5 до 10 м. В варианте осуществления интервал между смежными замораживающими скважинами составляет 5 м. Интервал между замораживающими скважинами в неуплотненном или, по существу, неуплотненном материале пласта, таком как нефтеносный песок, возможно, должен быть меньшим, чем интервал в уплотненном материале пласта. Расстояние между замораживающими скважинами в неуплотненном материале может быть от 1 до 5 м.

Замораживающие скважины должны быть размещены в пласте так, чтобы было минимальное отклонение в ориентации одной замораживающей скважины относительно соседней замораживающей скважины. Избыточное отклонение создает большее расстояние между соседними замораживающими скважинами, что, возможно, не позволит создать связанную низкотемпературную зону между соседними замораживающими скважинами. Факторы, которые влияют на способ введения замораживающих скважин в грунт, включают в себя, но не ограничиваясь ими, время установки замораживающей скважины, глубину, на которую замораживающие скважины должны быть введены, свойства пласта, требуемую ориентацию скважин и экономику.

Стволы скважин относительно малой глубины для замораживающих скважин могут пробиваться и (или) путем вибрации вводиться в некоторые пласты. Стволы скважин для замораживающих скважин могут пробиваться и(или) вводиться путем вибрации в пласты на глубину от 1 до 100 м без избыточного отклонения в ориентации замораживающих скважин относительно соседних замораживающих скважин в некоторых типах пластов.

Стволы скважин для замораживающих скважин, помещенных глубоко в пласты, или стволы скважин для замораживающих скважин, размещаемых в пластах со слоями, которые являются трудными для вбивания или ввода через них скважин путем вибрации, могут быть размещены в пластах направленным бурением и (или) с использованием забойной системы. Акустические сигналы, электрические сигналы, магнитные сигналы и (или) другие сигналы, полученные в первом стволе скважине, могут использоваться, чтобы вести бурение соседних скважин так, чтобы был выдержан требуемый интервал между соседними скважинами. Тщательный контроль интервала между скважинами для замораживающих скважин является важным фактором для уменьшения времени завершения формирования барьера в пласте.

После формирования стволов скважин для замораживающих скважин стволы скважины могут быть заполнены водой рядом с частью пласта, которую необходимо охладить, чтобы сформировать часть барьера замораживания. Вода может вытеснить бурильную жидкость, остающуюся в стволе скважины. Вода может вытеснить природный газ во впадины, смежные с пластом. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой из трубопровода до уровня покрывающего слоя. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой по секциям. Ствол скважины может обрабатываться по секциям, имеющим длины 6, 10, 14, 17 м или больше. Давление воды в стволе скважины поддерживается ниже давления разрушения пласта. В некоторых вариантах осуществления вода или часть воды удаляется из ствола скважины, и замораживающая скважина размещается в пласте.

Фиг. 2 изображает вариант осуществления замораживающей скважины 114. Замораживающая скважина 114 может включать в себя корпус 116, впускной трубопровод 118, распорные детали 120 и насадку 122. Распорные детали 120 могут позиционировать впускной трубопровод 118 в корпусе 116 так, чтобы между корпусом и трубопроводом было сформировано кольцевое пространство. Распорные детали 120 могут способствовать образованию турбулентного потока охладителя в кольцевом пространстве между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116, но распорные детали могут также вызвать существенное падение давления текучей среды. Турбулентный поток текучей среды в кольцевом пространстве может быть стимулирован приданием шероховатости внутренней поверхности корпуса 116, приданием шероховатости внешней поверхности впускного трубопровода 118 и (или) при наличии небольшого поперечного сечения области кольцевого пространства, что обеспечивает высокую скорость охладителя в кольцевом пространстве. В некоторых вариантах осуществления распорные детали не используются. Устьевое оборудование 124 может удерживать корпус 116 в стволе скважины 126.

Охладитель пласта может протекать по холодной стороне трубопровода 128 из блока охлаждения к впускному трубопроводу 118 замораживающей скважины 114. Охладитель пласта может протекать через кольцевое пространство между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116 к теплой стороне трубопровода 130. Тепло может передаваться от пласта к корпусу 116 и от корпуса к охладителю пласта в кольцевом пространстве. Впускной трубопровод 118 может быть изолирован, чтобы предотвратить передачу тепла к охладителю пласта во время прохода охладителя пласта в замораживающую скважину 114. В варианте осуществления впускной трубопровод 118 представляет собой трубу из полиэтилена высокой плотности. При низких температурах некоторые полимеры могут проявлять большое температурное сжатие. Например, начальная длина 260 м полиэтиленового трубопровода при температуре приблизительно -25 °C может сократиться на 6 м или более. Если используется трубопровод из полиэтилена высокой плотности или другой полимерный трубопровод, то большое температурное сжатие материала должно быть принято во внимание при определении конечной глубины замораживающей скважины. Например, замораживающая скважина должна быть пробурена глубже, чем необходимо, и трубопровод может сжаться во время использования. В некоторых вариантах осуществления впускной трубопровод 118 является изолированной металлической трубой. В некоторых вариантах осуществления изоляция может быть покрытием из полимера таким как, но не ограничиваясь ими, поливинилхлоридом, полиэтиленом высокой плотности и(или) пенопластом.

Замораживающая скважина 114 может быть введена в пласт с помощью установки гибких насосно-компрессорных труб. В варианте осуществления корпус 116 и впускной трубопровод 118 намотаны на одном барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус и впускной трубопровод в пласт. В варианте осуществления корпус 116 намотан на первом барабане, а впускной трубопровод 118 намотан на втором барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус 116 в пласт. Затем гибкие насосно-компрессорные трубы используются для того, чтобы ввести впускной трубопровод 118 в корпус. В других вариантах осуществления замораживающая скважина собирается по секциям в месте расположения скважины и вводится в пласт.

Изолированная секция замораживающей скважины 114 может быть установлена смежно с покрывающим слоем 132. Неизолированная секция замораживающей скважины 114 может быть размещена смежно со слоем или слоями 134, где должна быть сформирована низкотемпературная зона. В некоторых вариантах осуществления неизолированные секции замораживающей скважины могут быть помещены смежно только с водоносными слоями или другими водопроницаемыми частями пласта, что позволило бы флюиду течь в или из области обработки. Части пласта, куда неизолированные секции замораживающей скважины должны быть помещены, могут быть определены с помощью анализа колонки грунта и (или) каротажными методами.

Различные типы систем охлаждения могут использоваться для того, чтобы сформировать низкотемпературную зону. Определение соответствующей системы охлаждения может быть основано на многих факторах, в том числе, но не ограничиваясь ими, тип замораживающей скважины; расстояние между соседними замораживающими скважинами; охладитель; время формирования низкотемпературной зоны; глубина низкотемпературной зоны; температурный перепад, которому будет подвергнут охладитель; химические и физические свойства охладителя; экологические проблемы, связанные с возможными выбросами, утечками или пролитием охладителя; экономика; образование водных потоков в пласте; состав и свойства пластовой воды, включая соленость и различные свойства пласта, такие как теплопроводность, способность тепловой диффузии и теплоемкость.

Система охлаждения с циркулирующей текучей средой может использовать жидкий охладитель (охладитель пласта), который циркулирует через замораживающие скважины. Некоторые требуемые свойства для охладителя пласта: низкая рабочая температура, низкая вязкость при рабочей температуре и около нее, высокая плотность, высокая удельная теплоемкость, высокая теплопроводность, низкая цена, коррозионностойкость и низкая токсичность. Низкая рабочая температура охладителя пласта позволяет образовывать большую низкотемпературную зону вокруг замораживающих скважин. Низкая рабочая температура охладителя пласта должна быть -20 °C или ниже. Охладители пласта, имеющие низкие рабочие температуры, по меньшей мере -60 °C, могут включать в себя водный аммиак, растворы муравьинокислого калия, такие как Dynalene ® HC-50 (Dynalene ® Heat Transfer Fluids (Уайтхолл, Штат Пенсильвания, США)) или FREEZIUM ® (Kemira Chemicals (Хельсинки, Финляндия)); силиконовые теплопередающие жидкости, такие как SylthermXLT ® (Dow Corningn Corporation (Мидленд, Мичиган, США); углеводородные охладители, такие как пропилен и хлорофтороуглероды, такие как R-22. Водный аммиак представляет собой раствор аммиака и воды с весовым процентом содержания аммиака между 20 и 40%. Водный аммиак имеет некоторые свойства и особенности, которые позволяют использовать водный аммиак как желательный охладитель пласта. Такие свойства и особенности включают в себя, но не ограничиваясь ими, очень низкую точку замерзания, низкую вязкость, реальную доступность и низкую цену.

Охладитель пласта, который способен охлаждать водный пластовый флюид ниже температуры замерзания, может быть использован, чтобы сформировать низкотемпературную зону вокруг области обработки. Следующее уравнение (уравнение Сенджера) может использоваться, чтобы моделировать время t ₁ , необходимое для сформирования замораживающего барьера радиусом R вокруг замораживающей скважины, имеющей поверхностную температуру T _S :

где

В этих уравнениях k _f - теплопроводность замороженного материала;

c _vf и c _vu - объемная теплоемкость замороженного и незамороженного материала, соответственно;

r _o - радиус замораживающей скважины;

v _s - разность температур между поверхностной температурой T _s замораживающей скважины и точкой T _o замерзания воды;

v _o - разность температур между температурой T _g окружающего грунта и точкой T _o замерзания воды; L - объемная скрытая теплота замерзания пласта;

R - радиус замороженной-незамороженной поверхности, и

R _a - радиус, на котором нет никакого влияния от охлаждающего трубопровода.

Уравнение Сенджера может обеспечить оценку с завышенной погрешностью времени формирования замороженного барьера радиусом R, потому что это уравнение не учитывает влияния охлаждения от других замораживающих скважин. Температура охладителя пласта является регулируемой переменной, которая может значительно влиять на интервал между замораживающими скважинами.

Уравнение 1 подразумевает, что большая низкотемпературная зона может быть сформирована при использовании охладителя, имеющего очень низкую начальную температуру. Желательно использование охладителя пласта, имеющего низкую начальную температуру -30 °C или ниже. Охладители пласта, имеющие начальные температуры более высокие чем -30 °C, могут также использоваться, но с такими охладителями пласта требуются более длительные времена для соединения низкотемпературных зон, образованных отдельными замораживающими скважинами. Кроме того, такие охладители пласта требуют использования меньших интервалов между замораживающими скважинами и (или) большего числа замораживающих скважин.

Физические свойства материала, используемого для строительства замораживающих скважин, могут быть фактором при определении самой холодной температуры охладителя пласта, используемого для формирования низкотемпературной зоны вокруг области обработки. Углеродистая сталь может использоваться как конструкционный материал для замораживающих скважин. Стальные сплавы A333 сорта 6 ASTM (Американское общество по испытанию материалов) и стальные сплавы A333 сорта 3 ASTM могут использоваться для низкотемпературных приложений. Стальные сплавы A333 сорта 6 ASTM, как правило, не содержат или содержат немного никеля и имеют низкую границу диапазона рабочей температуры, -50 °C. Стальные сплавы А333 сорта 3 ASTM, как правило, содержат никель и имеют намного более низкую границу диапазона рабочей температуры. Никель в сплаве А333 сорта 3 ASTM добавляет эластичность при низких температурах, но также и значительно увеличивает стоимость металла. В некоторых вариантах осуществления самая низкая температура охладителя лежат от -35 до -55 °С, от -38 до -47 °С или от -40 до -45 °C, чтобы обеспечить использование стальных сплавов А333 сорта 6 ASTM для строительства корпусов для замораживающих скважин. Нержавеющие стали, такие как нержавеющая сталь 304, могут использоваться для того, чтобы сформировать замораживающие скважины, но стоимость нержавеющей стали обычно намного больше, чем стоимость стальных сплавов А333 сорта 6 ASTM.

В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в виде трубы. В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в форме листа. Листовой металл может быть сварен по длине, чтобы образовать трубу, и (или) гибкую HKT. Формирование корпусов из листового металла может улучшить экономичность системы, обеспечивая гибкой HKT и уменьшая оборудование и трудовые ресурсы, необходимые для создания и установки корпусов, используя трубу.

Блок охлаждения может использоваться для уменьшения температуры охладителя пласта до низкой рабочей температуры. В некоторых вариантах осуществления блок охлаждения может использовать цикл испарения аммиака. Блоки охлаждения доступны от Cool Man Inc. (Милуоки, Висконсин, США), Gartner Refrigeration and Manufacturing (Миннеаполис, Миннесота, США) и других поставщиков. В некоторых вариантах осуществления может быть использована каскадная система охлаждения с аммиаком на первой стадии и с углекислым газом на второй стадии. Циркулирующий через замораживающие скважины охладитель может содержать 30% по весу аммиака в воде (водный аммиак). Альтернативно, может использоваться одностадийная система охлаждения с углекислым газом.

На фиг. 3 показан вариант осуществления системы 132 охлаждения, используемой для охлаждения охладителя пласта, который образует низкотемпературную зону вокруг области 134 обработки. Система 132 охлаждения может включать в себя систему охлаждения верхней ступени и систему охлаждения нижней ступени, размещенные каскадом. Система охлаждения верхней ступени и система охлаждения нижней ступени могут использовать традиционные циклы парового компрессионного охлаждения.

Система охлаждения верхней ступени включает в себя компрессор 136, испаритель 138, расширительный клапан 140 и теплообменник 142. В некоторых вариантах осуществления система охлаждения верхней ступени использует аммиак в качестве охладителя. Система охлаждения нижней ступени включает в себя компрессор 144, теплообменник 142, расширительный клапан 146 и теплообменник 148. В некоторых вариантах осуществления система охлаждения нижней ступени использует углекислый газ в качестве охладителя. Охладитель верхней ступени из расширительного клапана 140 верхней ступени охлаждает охладитель нижней ступени, выходящий из компрессора 144 нижней ступени в теплообменнике 142.

Охладитель нижней ступени, выходящий из расширительного клапана 146 нижней ступени, используется для охлаждения охладителя пласта в теплообменнике 148. Охладитель пласта проходит от теплообменника 148 к резервуару 150 хранения. Насос 152 перекачивает охладитель пласта от резервуара 150 хранения к замораживающим скважинам 114 в пласте 154. Системой 132 охлаждения управляют так, чтобы охладитель пласта из насоса 152 имел желательную температуру. Желательная температура может быть в диапазоне от примерно -35 до примерно -55 °С.

Охладитель пласта проходит от замораживающих скважин 114 к резервуару 156 хранения. Насос 158 используется для транспортировки охладителя пласта из резервуара 156 хранения в теплообменник 148. В некоторых вариантах осуществления резервуар 150 хранения и резервуар 156 хранения представляют собой один резервуар с теплой стороной для охладителя пласта, возвращающегося из замораживающих скважин, и холодной стороной для охладителя пласта из теплообменника 148.

Жидкий цементный раствор может использоваться в комбинации с замораживающими скважинами для того, чтобы обеспечить барьер для внутрипластового процесса конверсии. Жидкий цементный раствор заполняет полости (пустоты в породе) в пласте и уменьшает проницаемость пласта. Жидкий цементный раствор может иметь лучшую теплопроводность, чем газ и(или) пластовый флюид, которые заполняют полости в пласте. Заливка жидким цементным раствором полостей может обеспечить более быстрое формирование низкотемпературной зоны. Жидкий цементный раствор формирует постоянный барьер в пласте, что может усилить пласт. Использование жидкого цементного раствора в неуплотненном или, по существу, неуплотненном материале пласта позволяет увеличить интервал между скважинами. Комбинация жидкого раствора и низкотемпературной зоны, сформированной замораживающими скважинами, может составить двойной барьер в экологических целях.

Жидкий цементный раствор может быть введен в пласт через стволы замораживающих скважин. Жидкий цементный раствор может застыть. Целостность цементной стены может быть проверена. Целостность цементной стены может быть проверена каротажными методами и(или) гидростатическим испытанием. Если проницаемость зацементированной секции слишком высока, дополнительный жидкий цементный раствор может вводиться в пласт через стволы замораживающих скважин. После того, как проницаемость зацементированной секции достаточно уменьшена, замораживающие скважины могут быть установлены в стволах замораживающих скважин.

Жидкий цементный раствор может вводиться в пласт под давлением, которое является высоким, но ниже давления разрушения пласта. В некоторых вариантах осуществления цементирование выполняется с приращениями 16 м в замораживающей скважине. Могут использоваться большие или меньшие приращения, если желательно. В некоторых вариантах осуществления жидкий цементный раствор применяется только для некоторых частей пласта. Например, жидкий цементный раствор может вводиться в пласт только через замораживающую скважину, смежную с водоносными зонами и(или) с зонами относительно высокой проницаемости (например, зоны с проницаемостью большей, чем приблизительно 0,1 Д). Применение жидкого цементного раствора для водоносных зон может предотвратить перемещение воды от одной водоносной зоны к другой водоносной зоне, когда установленная низкотемпературная зона тает.

Жидкий цементный раствор, использованный в пласте, может быть любым типом жидкого цементного раствора, в том числе, но не ограничиваясь ими, мелкозернистый цемент, мелкозернистый цемент с частицами микронного размера, сера, серный цемент, вязкие термопласты или их комбинации. Мелкозернистый цемент может быть портландцементом типом 3 ASTM (Американское общество по испытанию материалов). Мелкозернистый цемент менее дорогой, чем мелкозернистый цемент с частицами микронного размера. В варианте осуществления замораживающая скважина формируется в пласте. Выбранные части замораживающей скважины заливают раствором с использованием тонкого цемента. Затем в пласт вводят мелкозернистый цемент с частицами микронного размера через замораживающую скважину. Мелкозернистый цемент может понизить проницаемость до ниже, чем 10 мД. Мелкозернистый цемент с частицами микронного размера может еще более уменьшить проницаемость, приблизительно до 0,1 мД. После того как жидкий цементный раствор введен в пласт, корпус замораживающей скважины может быть вставлен в пласт. Процесс может быть повторен для каждой замораживающей скважины, которая будет использоваться для образования барьера.

В некоторых вариантах осуществления мелкозернистый цемент вводится в каждую вторую замораживающую скважину. Мелкозернистый цемент с частицами микронного размера вводится в оставшиеся скважины. Например, жидкий цементный раствор может использоваться в пласте с замораживающими скважинами, установленными с интервалом приблизительно 5 м. Пробуривают первую скважину, и мелкозернистый цемент вводится в пласт через эту скважину. Корпус замораживающей скважины помещают в первую скважину. Вторую скважину бурят в стороне на расстоянии 10 м от первой скважины. Мелкозернистый цемент вводится в пласт через вторую скважину. Корпус замораживающей скважины помещают во вторую скважину. Третью скважину бурят между первой скважиной и второй скважиной. В некоторых вариантах осуществления жидкий цементный раствор первой и(или) второй скважин может быть обнаружен в срезах третьей скважины. Мелкозернистый цемент с частицами микронного размера вводят в пласт через третий ствол скважины. Корпус замораживающей скважины помещают в третью скважину. Та же самая процедура используется для того, чтобы сформировать остающиеся замораживающие скважины, которые формируют барьер вокруг области обработки.

В некоторых вариантах осуществления нагреватели, которые нагревают углеводороды в пласте, могут находиться близко к низкотемпературной зоне, образованной замораживающими скважинами. В некоторых вариантах осуществления нагреватели могут быть расположены в 20, 10, 5 м или меньше от края низкотемпературной зоны, образованной замораживающими скважинами. В некоторых вариантах осуществления отводящие тепло скважины могут быть размещены между низкотемпературной зоной и нагревателями, чтобы уменьшить тепловую нагрузку на низкотемпературную зону от горячей части пласта. На фиг. 4 показано расположение скважин для источников 104 тепла, эксплуатационных скважин 108, отводящих тепло скважин 160 и замораживающих скважин 114 для части варианта осуществления системы внутрипластовой конверсии. Отводящие тепло скважины 160 размещены между источниками 104 тепла и замораживающими скважинами 114.

Некоторые отводящие тепло скважины могут быть сформированы в пласте специально для уменьшения тепловой нагрузки на низкотемпературную зону, образованную замораживающими скважинами. Некоторые отводящие тепло скважины могут быть нагревательными скважинами, контрольными скважинами, эксплуатационными скважинами, водопонижающими скважинами или скважинами другого типа, которые преобразованы для использования в качестве отводящих тепло скважин.

В некоторых вариантах осуществления отводящие тепло скважины могут функционировать как тепловые трубы для снижения тепловой нагрузки на низкотемпературную зону. Жидкий цементный теплоноситель может быть помещен в отводящие тепло скважины. Жидкость может включать в себя, но не ограничиваясь ими, воду, спирт и(или) алканы. Тепло, подводимое к пласту от нагревателей, может достигнуть отводящих тепло скважин и выпарить теплопередающую жидкость в отводящих тепло скважинах. Образующийся пар может подниматься по скважинам. Выше горячей части пласта, смежной с покрывающим слоем, пар может конденсироваться и стекать обратно в область, смежную с горячей частью пласта. Тепло, поглощенное при фазовом переходе теплопередающей жидкости, уменьшает тепловую нагрузку на низкотемпературную зону. Использование отводящих тепло скважин, которые функционируют как тепловые трубы, может быть выгодным для пластов с толстым покрывающим слоем, который способен поглощать тепло по мере того, как теплопередающая жидкость изменяет фазу от пара к жидкости. Скважина может включать в себя затекающий материал, размещенный для увеличения поверхностной области, примыкающей к части покрывающего слоя, или другой материал для усиления теплопередачи к пласту или от пласта и теплопередающей среды.

В некоторых вариантах осуществления теплопередающая среда циркулирует через отводящие тепло скважины в системе с замкнутым контуром. Теплообменник уменьшает температуру теплопередающей среды после того, как теплопередающая среда покидает отводящие тепло скважины. Охлажденная теплопередающая среда прокачивается через отводящие тепло скважины. В некоторых вариантах осуществления теплопередающая среда не подвергается изменению фазы во время использования. В некоторых вариантах осуществления теплопередающая среда может изменять фазу во время использования. Теплопередающая среда может быть, но не ограничиваясь ими, водой, спиртом и(или) гликолем.

Дальнейшие изменения и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут быть очевидны специалистам с учетом этого описания. Соответственно, это описание должно рассматриваться только как пояснительное и с целью пояснения специалистам общего способа использования изобретения. Должно быть понятно, что формы изобретения, показанные и описанные здесь, должны быть приняты скорее как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Элементы и материалы, поясняющие и описанные здесь, могут быть заменены на другие, части и процессы могут быть пересмотрены, и некоторые признаки изобретения могут использоваться независимо, как было бы очевидно специалисту после получения выгод от этого описания изобретения. Изменения могут быть сделаны в описанных здесь элементах без отхода от сущности и объема изобретения, как оно описано в нижеследующей формуле изобретения. Помимо этого, это должно быть понятно, что элементы, описанные здесь независимо, могут в некоторых вариантах осуществления быть объединены.