热能传递和石油开采装置及其方法与流程

本公开一般涉及通过使用井下热能传递和石油开采装置及其方法来从各种地层中开采碳氢化合物的方法和系统。

背景技术：

蒸汽注入被用于降低位于地下岩层中的重油或油砂的粘度，从而它流过储层并且可以通过传统方法来开采。此外，蒸汽注入被用在轻油层中，以在储层压力耗尽时增加残留石油的开采。受压蒸汽可以向轻油地下矿床施加新的压力，因为当注入蒸汽凝结成水时，水会作为驱动机制将石油经储层推送到生产井中。研究表明，蒸馏提升了薄储层中的轻油开采。蒸馏意味着蒸汽注入会使得原油的某些挥发成分进入汽相。此外，蒸汽注入可被用于甲烷水合物的开采和地下水污染的修复。

技术实现要素：

本发明的各实施例提供了改进的井下热能或热量以及高压、优质的井下蒸汽的传递，以增加从地层中开采碳氢化合物的效率。

在某些实施例中，公开了一种从地层中开采碳氢化合物的原地热处理系统，其包括地层中的钻井孔。同轴管柱位于钻井孔中，与同在钻井孔中的热封隔器在一起。无毒热传热流体闭环循环系统耦合到最外侧管柱和套管/环，使相对冷却的热传热流体回到地表以在热流体加热器中被重新加热并且重新循环到井下。作为热给水的液体供给被配置为通过同轴管柱中的热的永久最内侧管柱来提供，该最内侧管柱在最外侧管柱的内部并与之同轴。热流体加热器被配置在地表上以加热无毒热传热流体，该流体持续流过位于钻井孔中的热封隔器上方的最外侧管柱，以将在最内侧管柱中下降的液体立即转化为高压、优质的井下蒸汽，其中，永久最内侧管柱延伸到地表下，从而液体在最小化或消除热损耗的最内侧热管柱内部立即转化为高压、优质的井下蒸汽，并被注入到热封隔器下方的钻井孔中，以将地层加热至允许从地层中开采粘性碳氢化合物的温度。

在某些实施例中，公开了一种加热地层的方法。该方法包括在钻井孔中布置同轴管柱；使用地表的热流体加热器来加热无毒热传热流体；以及使液体向下流过同轴管柱中的热的最内侧管柱，其位于最外侧管柱的内部并与之同轴，所述液体在一段时间内不会转化为汽相，并且延伸到位于钻井孔中的热封隔器的下方，以实现热流体在地层中的注入。该方法还可以包括使无毒热传热流体持续循环流过热封隔器上方的最外侧管柱，从而在该段时间后流经热的最内侧管柱的液体被转化为高压、优质的井下蒸汽，其被注入到热封隔器下方的钻井孔中，并流出孔眼以将地层加热至允许从地层中开采碳氢化合物的温度。

在某些实施例中，公开了一种加热地层的方法。该方法包括在钻井孔中布置同轴管柱；使用地表的热流体加热器来加热无毒热传热流体；以及使液体向下流过同轴管柱中的热的最内侧管柱，其位于最外侧管柱的内部并与之同轴，所述液体在一时间段内不会转化为汽相，并且延伸到位于钻井孔中的热封隔器的下方，以实现热流体在地层中的注入。该方法还可以包括使无毒热传热流体持续循环流过热封隔器上方的最外侧管柱，从而在该时间段后流经非常热的最内侧管柱的液体被转化为高压、优质的井下蒸汽，其被注入到热封隔器下方的钻井孔中，并流出孔眼以将地层加热至一定温度，所述温度允许从地层中回收挥发或半挥发有机污染物或者通过自然衰减过程来降解。

通过以下讨论的各个实施例的详细说明，本发明的这些和其他特征和优势对于本领域技术人员来说将变得更加明显。

附图说明

下面描述了与详细说明相关的附图，其中，相同的参考标号表示相同的部件、元件、组件等，并且其中：

图1是根据实施例的用于优质井下蒸汽生成和石油开采装置的蒸汽吞吐的垂直钻井孔的示意图；

图2是根据实施例的具有同时进行井下蒸汽注入和石油开采的装置的垂直钻井孔的示意图；

图2A是图2的装置中提供的并且沿着剖面线2A-2A的同轴管柱的截面图；

图3是根据另一实施例的具有优质井下蒸汽生成和石油开采装置的垂直钻井孔的示意图，其包括将CO₂和NO_x排放物注入到地层中以隔离排放物；

图3A是在图2的装置中提供的并且沿着剖面线3A-3A的同轴管柱的截面图；

图4是根据又一实施例的用于非热能完井的具有优质井下蒸汽生成和石油开采装置的垂直钻井孔的示意图；

图4A是在图4的装置中提供的并且沿着剖面线4A-4A的同轴管柱的截面图；

图5是根据又一实施例的具有被称为蒸汽驱的优质井下蒸汽生成和石油开采装置的垂直钻井孔的示意图；

图5A是在图5的装置中提供的并且沿着剖面线5A-5A的同轴管柱的截面图；

图6是配置为用于蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的图5的实施例的示意图；

图6A是在图6的装置中提供的并且沿着剖面线6A-6A的同轴管柱的截面图；

图7是配置为用于具有有孔管道或割缝衬管的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的图5的实施例的示意图；

图7A是在图7的装置中提供的并且沿着剖面线7A-7A的同轴管柱的截面图；

图8是配置为用于具有蒸汽室的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的图5的实施例的示意图；

图8A是在图8的装置中提供的并且沿着剖面线8A-8A的同轴管柱的截面图；

图9是配置为用于蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的图5的实施例的示意图，其具有用于优质井下蒸汽生成和石油开采装置的几个多边(multilateral)钻井孔。

图9A是在图9的装置中提供的并且沿着剖面线9A-9A的同轴管柱的截面图；

图10是根据实施例的具有被称为蒸汽吞吐的优质井下蒸汽生成和石油开采装置的垂直钻井孔的示意图；

图10A是在图10的装置中提供的并且沿着剖面线10A-10A的同轴管柱的截面图；

图11是具有同时进行井下热流体注入和石油开采的装置的垂直钻井孔的示意图；

图11A是在图11的装置中提供的并且沿着剖面线11A-11A的同轴管柱的截面图；

图12是配置为用于地表热交换器的热流体注入装置的示意图；并且

图12A是在图12的装置中提供的并且沿着剖面线12A-12A的同轴管柱的截面图；

尽管本发明可以有各种调整和替代形式，在附图中通过示例的方式示出了其特定实施例，并且在这里可以被详细描述。附图不是按比例的。但是，应该理解，附图及其详细描述不是要将本发明限制为所公开的特殊形式，相反，本发明会覆盖由权利要求书所限定的本发明的精神和范围内的所有调整、等价物和替代。

具体实施方式

本发明的实施例涉及使用地理地层中的垂直、水平和横向钻井孔从垂直位置开采石油资源的各种方法和系统。以该种方式来穿透的地理构造可以是来自包含地层构造的地层中的煤层、铀、甲烷水合物、油砂、重型和轻型碳氢化合物，以用于增加现有钻井孔的流速。所公开的实施例的其他可能应用可被用于高压优质井下蒸汽注入，以用于低渗透率地层(例如低重力重油、硅藻土、致密油、页岩油、页岩气)的蒸汽水力压裂(steam fracking)，用于从地层中虑取铀矿和硫磺，或者用于为例如蒸汽注入、加热溶剂和化学品引入水平和垂直通道，等等。本领域技术人员将理解，这里公开的各实施例可以具有在本发明范围内设想的其他应用。

参考图1，其示出了根据本发明的实施例的优质井下蒸汽生成装置100的蒸汽吞吐的实施例的截面图。根据图1的装置100，通过使用垂直钻井孔130的优质井下蒸汽生成部件110，减少了导致低质蒸汽的垂直钻井孔130热损耗。

参考图2和2A，示出了同时进行蒸汽注入和石油开采的装置101的实施例，其中，优质井下蒸汽生成部件110包括位于在地层132中形成的垂直钻井孔130中的同轴管柱220的装置，以从地层132中开采矿床134。在各个实施例中，优质井下蒸汽生成部件110的深度将根据地层132的深度而变化。例如，在各个实施例中，垂直钻井孔130离地层132上方的地表136的深度可以在几百英尺和10,000千英尺之间或更大。下面将讨论图1所示的优质井下蒸汽生成和石油开采装置100以及图2所示的同时进行蒸汽注入和石油开采的装置101如何被配置和操作以从地层132中开采矿床134。

在图2A的截面图且沿着图2的剖面线2A-2A的垂直钻井孔130中的各个管柱的同轴性。在所示实施例中，地表泵140使来自地表贮槽144的包含热给水的液体142经导管146前进，并经由同轴管柱220中的最内侧管柱248下降进入垂直钻井孔130到达地层132的区域。类似地，在来自经由同轴管柱220中的最外侧管柱向下流入垂直钻井孔130的再循环热传热流体250的热量的帮助下，所述液体通过来自垂直钻井孔130的优质井下蒸汽生成部件110中的再循环热传热流体250的热量的传热交换而被转化为蒸汽。因此，在井下管道中蒸汽生成的位置没有发生井下燃烧。

在本发明的范围内，并且适用于不同的地层和矿床构造，液体142可以包括在水之外附加的或者除了水以外的其他液体。例如，可以使用矿床能在其中以汽相释放的物质，其形式为能在地层中转化为油气的油。液体例如可以包括煤油和瓦斯油。此外，在地表泵140和最内侧管柱248之间提供注入到最内侧管柱248的液体142。例如，在一实施例中，液体142是以超临界热水温度和压力来注入的热给水，以在转化为被传递到地层132中的碳氢化合物的优质井下蒸汽之前最大化热能。

如图所示，最外侧管柱252从在地表136上密封垂直钻井孔130的井口154向下到靠近或位于热封隔器156上方的位置来围绕内存管柱248。最外侧管柱252相对于最内侧管柱248较短，在最内侧管柱248留下了未被最外侧管柱252或套管/环围绕的井下部分158。该井下部分158允许同轴管柱220的套管/环260用作再循环导管，用于使在从井口154到热封隔器156顶部与经由热的最内侧管柱248在垂直钻井孔130中向下流的液体交换热量后，被冷却的热传热流体250回到地表136重新加热。在一实施例中，从最外侧管柱252的末端262到热封隔器156的顶部(表面)的井下部分158的长度可以从几百英尺到10,000英尺或更深。在另一实施例中，最外侧管柱252可以延伸到热封隔器156的顶部，并且可以在热封隔器156上方的最外侧管柱252中提供开口到套管/环260的孔眼、槽等(未示出)。在以上公开的任一实施例中，可以理解，最外侧管柱252与套管/环260流体连通，从而热传热流体250可以从地表136、经最外侧管柱252向下、经套管/环260向上、并回到地表136来持续循环，反之亦然。通过该方式，热传热流体250被一直再利用和再循环，并避免逸出至地层132，且由此可被经济地保留。

如图1和图2所示，热封隔器156将垂直钻井孔130或套管/环260的下部164从热封隔器156上方的优质井下蒸汽生成部件110和套管/环260隔离。最内侧管柱248延伸经过热封隔器156并开口到下部164。通过该方式，被(通过在优质井下蒸汽生成部件110中循环的热传热流体针对热的最内侧管柱248所施加的)热量转化为蒸汽的向下流的液体142被注入或压力驱动到地层132中。

可以理解，在优质井下蒸汽生成部件110中的垂直钻井孔130的特定深度处，在最外侧管柱252中流过的热传热流体250将在极热的最内侧管柱248中流过的液体142瞬间转化为优质井下蒸汽166，其被引导穿过在套管/环260中提供的孔眼168，并进入地层132。当热传热流体250的热能在整个优质井下蒸汽生成部件110中被交换给液体142时，井下的蒸汽166的持续加热类似地可以出现在优质井下蒸汽生成部件110中，其基于液体142和热传热流体250的受控的操作温度、压力和流速，可以导致某个范围的蒸汽质量以及超热的蒸汽被按需提供给地层132。此外，通过控制向垂直钻井孔130提供液体142和热传热流体250的流的序列，地层132可以受到热水注入或热流体注入，以用于矿床的热激发和加强开采。

如本申请中所使用，短语“高压蒸汽”是指具有范围从1,000到2,500psia的压强的蒸汽。如本申请中所使用，短语“热水或热油(流体)注入”是指具有从100到500华氏度的温度。如本申请中所使用，短语“优质蒸汽”是指0.80或更高的蒸汽品质，蒸汽品质是指饱和冷凝液(液体)/蒸汽(蒸汽)混合物中的饱和蒸汽(蒸汽)的比例。例如，蒸汽品质0表示100％的液体(冷凝液)，而蒸汽品质1表示100％的蒸汽。具有95％比例蒸汽和5％比例液沫的一磅(1lb)蒸汽具有0.95的蒸汽品质(也被称为蒸汽干度)。蒸汽品质或干燥度被用于量化蒸汽中的水量。蒸汽干度对蒸汽中包含的可转换能量的总量(通常仅是潜热)具有直接效果，其影响加热效率和质量。饱和蒸汽(意味着由热能饱和的蒸汽)是完全气态的并且不包含液体。传统的地表蒸汽锅炉不会产生100％饱和的蒸汽或干燥蒸汽。当蒸汽锅炉加热水时，在水表面破裂的气泡将会使小水滴进入蒸汽。除非过热器被用于使蒸汽过热，这会使得蒸汽供应由于添加的液体而变得部分潮湿(湿蒸汽)。过热蒸汽是通过在饱和蒸汽阈值之上增加热量而产生的一类蒸汽。增加的热量将蒸汽温度提高到高于其饱和点，从而允许通过简单测量其温度来容易地确定过热量。

现有技术的主要缺陷在于传统的地表蒸汽锅炉需要非常纯净的水才能有任何机会运行并降低影响热传递的管道上的水垢。由于在偏远地区纯净水的成本非常高，这些过程显然在很多情况下是不经济的。本发明的实施例没有这样的需求，并且可以用受污染的水或者生产的具有高矿物成分的含盐水来运行。此外，甚至可以使用井下回收的蒸汽或过热蒸汽的冷凝液。

可以理解，在装置100和101中，将热量从热流体传递到用于产生优质井下蒸汽的液体，是在垂直钻井孔130中的井下发生的，而不是在地表136发生的。因此，水垢会在井下的管道中出现。缓解降低和/或移除水垢可以在阻垢剂的帮助下完成，可以通过泵从水槽将该阻垢剂泵送到井下进入最内侧管柱248。或者，油田的一般做法是使用酸液来激发地层。作为本构思的替代，可以使用带有装满酸液的水槽的卡车来对最内侧管柱248中的水垢堆积进行酸洗，使得水垢从管道中洗掉并掉落到垂直钻井孔130底部的鼠洞中。作为附加或者替代，可以使用高压喷射水垢移除。这能让优质井下蒸汽生成管道即最内侧管柱248几乎不会堆积水垢，这将增加表面积和传热面积以将液体转化为优质井下蒸汽。用作阻垢剂的合适物质包括足够低浓度的乙酸、盐酸和硫酸，以避免损坏系统并避免储层中的环境问题。

以该方式将优质井下蒸汽166与其他方法组合还会提高矿床134的开采。例如，某些其他方法可以包括使液体142在水之外还包括加热的溶剂和/或表面活性剂并且为其补充加热的气体。表面活性剂是降低液体表面张力、两种液体之间或液体和固体之间的界面张力的化合物。表面活性剂可用作润湿剂、乳化剂、起泡剂和分散剂。表面活性剂一般是双亲的有机化合物，表示它们同时包含疏水基团和亲水基团。因此，表面活性剂分子同时包含非水溶(且油溶)成分和水溶成分。表面活性剂分子将在水中扩散并且吸附在空气和水之间的界面上，或者在水和油混合的情况下，吸附在油和水之间的界面上。

与井下蒸汽注入组合的表面活性剂和溶剂具有与传统的注水法相比显著提升石油开采的可能。大量表面活性剂结构的可获得性使得可能对表面活性剂结构与它在石油开采中的功效之间的关系进行系统研究。同时，增加碱例如碳酸钠使得可能原地产出表面活性剂并显著降低表面活性剂吸收。除了将界面张力降低到非常低的值，表面活性剂和碱还可被设计为在蒸汽注入前调整润湿性以提升石油开采。

碱性表面活性剂过程被设计为增强断裂、油湿、碳酸盐地层中的自吸。流动性控制对于蒸汽-表面活性剂EOR提升被注入到断裂储层中的表面活性剂和蒸汽的波及系数来说很重要。将催化剂置于井下，通过增加饱和和芳香烃成分并降低树脂和沥青质成分来提升井下开采的石油，可以改善周期蒸汽、重油开采。术语“水热裂解”描述了高温高压的水与重油和沥青中的反应成分的化学相互作用。

在水热裂解中，添加到蒸汽中的金属成分与有机硫化合物相互作用。在吞吐操作中，水热裂解催化剂会将井下的石油粘度降低超过60％，且显著增加蒸汽周期的石油产量。用于该改进的催化剂中的金属成分包括VO²⁺、Ni²⁺、Fe³⁺和其他添加剂。硫酸矾和硫酸镍是用于重油的水热裂解的催化剂，且硫酸铁是用于水气变换反应的催化剂。在水热裂解结束时，水气变换反应是形成CO₂和H₂的主要反应。可确定以上催化剂可以显著改变重油的成分，且由此，通过移除沥青质，储层中的重油被提升为更高API重力的石油或者更轻的石油。激活硅胶柱，通过用己烷洗脱来获得饱和及芳香烃部分。所发生的是石油成分改变。在催化处理之后，石油具有更多饱和及芳香烃成分，其更轻、更少较重的树脂和沥青质成分。上述催化剂的结果表明，在芳构化期间，某些循环碳氢化合物被转化为芳香烃。位于树脂和沥青质分子中的稠合芳香核心的边缘的某些普通和异烷基侧链从稠合芳香烃脱离，然后被转化为烷基碳氢化合物。在树脂和沥青质的大分子结构中连接两个稠合芳香烃的烷基链会断裂，由此树脂和沥青质的数量降低，且芳香烃的数量增加。在该过程中，重油在蒸汽注入时受到水热裂解，并且和蒸汽一起注入的催化剂可以加速反应，带来降低的粘性以及所开采的石油的成分改变，这产生了更高API重力的更轻的石油。将催化剂加到蒸汽中，金属离子可以与水反应。来自复杂分子的质子可以攻击硫原子，并且氢氧离子可以攻击碳原子。这导致电子云飘移并进一步降低了键能。由此，在水热裂解的过程中，C-S键将断裂，并导致硫和较重成分例如树脂和沥青的数量较少。

在水热裂解过程中，将由于重油脱硫而产生H₂S。最近有人提出气态H₂S可以通过中间形成羰基硫(COS)来促进水气变换反应。同时，H₂S将与金属离子反应并产生金属硫化物。已知金属硫化物是用于重油的氢化脱硫的有用催化剂。分析表明，所有过渡金属物种具有加速硫化合物的分解的能力，而不管硫是在芳香烃还是脂肪质环境中。在所有过渡金属成分中，VO²⁺和Ni²⁺是对重油的水热裂解最有效的。

石油储层是包含沙子、黏土矿物和非黏土矿物的大的有孔介质。黏土矿物表面具有负电荷。在催化剂溶液被注入到石油储层中时，金属离子例如VO²⁺和Ni²⁺可通过静电力被吸附到黏土矿物的表面。在该情形下，矿物以和典型炼油过程中类似的方式来支持催化剂。

同时，注入到石油储层中的蒸汽与大部分岩石矿物和黏土矿物反应。黏土矿物是硅-铝化合物，其在高温下可以与蒸汽反应并且在地层中膨胀而阻止成功的蒸汽分布。

如上所述，从液体142中产生的高压优质井下蒸汽166被驱动或注入到地层132中，从其中的矿床134中释放例如碳氢化合物。优质井下蒸汽166将热能加到矿床134，且在碳氢化合物的例子中，用于降低来自地层矿床的碳氢化合物的粘性。降低碳氢化合物的粘性使来自地层132的碳氢化合物流入垂直钻井孔130，进入另一相邻的垂直钻井孔(如果被提供的话)或者由于重力泄油而向下更深地进入地层132到达另一相邻的水平钻井孔或横向钻井孔(如果被提供的话)。

在图1和图2所示的实施例中，流入垂直钻井孔130的来自地层132的碳氢化合物被捕获并通过抽油杆和泵270和/或潜油电泵(ESP)272被泵送到地表136，经石油开采出油管178到达地表136上的一个或多个油槽174。为此，在垂直钻井孔130中足够深的点提供潜油电泵(ESP)272与/或抽油杆和泵270，以将流动的碳氢化合物泵送到地表。在最内侧管柱276中提供潜油电泵(ESP)272以及运行和控制潜油电泵(ESP)272所必须的所有电缆，该最内侧管柱276也可包括抽油杆和泵270。在图2所示的实施例中，最内侧管柱276与装置101中的同轴管柱220中的其他管柱248、252、260同轴。以下在后面章节中讨论的其他实施例中，抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272或者螺杆泵(PCP)可以位置不同。

应该理解，可以使用图1和/或图10的装置100来提供被称为蒸汽吞吐的周期动作。参考图2和11(以下在后面章节中讨论)，和传统的蒸汽吞吐装置不同，由于在装置101和1100中的最内侧管柱276内部提供了抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，不需要在蒸汽周期之前或之后从垂直钻井孔130中移除独立的蒸汽线/管装置，以便与单独的石油开采出油管178一起安装抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，以从垂直钻井孔130中开采碳氢化合物。换句话说，在垂直钻井孔130中生成并提供优质井下蒸汽166与捕获并将碳氢化合物从垂直钻井孔130泵送到地表136是可以同时进行的。此外，同时进行优质井下蒸汽注入和石油开采的装置101(图2)以及同时进行热流体注入和石油开采的装置1100(图11)的其他一些显著优势是节省开采设备、在每个蒸汽周期之前或之后拉上或插入抽油杆和泵所需的劳动力(其可以是每口油井每年2到4次)、以及石油操作的停工期的成本。于是，周期性的短周期蒸汽注入或热流体注入将保持持续较高的石油产量。

此外，应该理解，在优质井下蒸汽166冷凝之后，可以从地层132中回收水且然后可以通过抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272经最内侧管柱276再循环到地表136，其可在地表136被处理以再利用，这具有很大的经济效益，例如节省水的成本并消除所产生的水的昂贵的场外处理以及现场废水注入井的允许批准的未知时间和钻探成本。换句话说，任意液体物质在其蒸汽凝结为液体之后都可从地层132中回收。实际上，这种液体物质的回收可以在从地层中移除已释放的矿床的过程中进行。

这样的流体回收在将液体142用作被加热的给水时尤其有用，该给水以大约250°F的温度向下注入到最内侧管柱248，由于压力以及缺少与以如此方式(低温、受限或无流动等)运行的热传热流体250的热交换，该给水不会转化为汽相，由此允许在所需的任意指定时段将非常热的水或热油注入到垂直钻井孔130中。热水或热油(流体)注入被证明成功地降低了重型粘性石油的粘度。粘度曲线表明，在重油层被加热到大约160℉时，粘度降低到大约500厘泊以足够液化矿床134例如重油，以经地层132流向垂直钻井孔130或另一相邻的生产井。

在这里公开的各个实施例中，垂直钻井孔130和各管柱可以由绝缘/非绝缘的同轴连续管柱、绝缘/非绝缘的螺纹管柱例如Macaroni螺纹管、可从Vallourec Tub-Alloy购买的真空绝缘管或绝缘螺纹管、或钢缆工具(wireline tool)构成。挠性管柱对于本领域技术人员来说很熟悉，且一般是指在大卷轴上缠绕的金属管道。Macaroni螺纹管对于本领域技术人员来说很熟悉。绝缘螺纹管对于本领域技术人员来说很熟悉。挠性管、管和Macaroni螺纹管可以具有大约1英寸到大约5英寸的直径。例如，参考示出同轴管柱220的横截面的图2A，最内侧管柱276在一个实施例中可以具有1英寸到2英尺之间的直径，在另一实施例中具有1-7/8英寸的直径。最内侧管柱248在一个实施例中可以具有1-1/2到2-7/8英寸之间的直径，且在另一实施例中具有1-5/8英寸的直径。最外侧管柱252在一个实施例中可以具有2英寸到6英寸之间的直径，且在另一实施例中具有5英寸的直径。套管/环260在一个实施例中可以具有5英寸到9-7/8英寸之间的直径，且在另一实施例中具有7英寸的直径。当然，本领域技术人员将理解，各个实施例不限于挠性管和螺纹管或者任何特定尺寸的管道。

在某些实施例中，膨胀管可在垂直钻井孔130中被用作同轴管柱220的一部分。例如在授予Lohbeck的美国专利号5,366,012和授予Vercaemer等的美国专利号6,354,373中描述了膨胀管，其中每个专利作为参考合并于此就如在此完整阐述。

这里公开的井下加热配置产生对流、传导和/或辐射的能量，其加热给水/蒸汽生成柱，即(蒸汽生成)最内侧管柱248和套管/环260。因此，可以在热传热流体入口管柱或最外侧管柱252与套管/环260的返回的冷却传热流体出口之间提供一层绝缘(未示出)。颗粒状固体填充材料也可被置于套管/环260和地层132之间。套管/环260可以传导地加热填充材料，例如气体，其转而传导地加热地层132。套管/环260可以包括真空绝缘管。具有所需压力的气体驱动可被用于有效地将热量从套管/环260推离垂直钻井孔130并进入地层132。

再次参考图1和图2，热传热流体250通过热传热流体进水管180从地表136传递到最外侧管柱252。热传热流体250由泵182经热传热流体进水管180泵送并循环流入井下。在从最外侧管柱252的末端262出去后，被冷却的传热流体250在管柱252/260或套管/环之间提供的管道间隔中上升/被抽取或流回到地表136以到达热传热流体出水管184。泵182的吸入端吸收在地表热流体加热器186中加热的热传热流体250，这使得返回的冷却传热流体经出水管184被吸入加热器186中。同时，累积的钻井孔压力会将返回的冷却传热流体带到地表。返回的冷却传热流体然后被热流体加热器186再次加热，例如，通过来自燃料箱190的燃料188的燃烧，然后在泵压力下被传递到传热流体进水管180作为热传热流体250。因此，与最外侧管柱252一起，套管/环260、流体进水管180、流体出水管184、泵182和热流体加热器186形成了闭环的传热流体系统，其在运行中提供了连续循环的热传热流体。

尽管泵182被描述为位于热流体加热器186的热的一侧，在其他实施例中，它可位于其冷的一侧。此外，包含额外传热流体250的地表上的储备存储瓶可被包含在该闭环中以确保优质井下蒸汽生成部件110中足够的传热流体。可以理解，根据例如泵的能力、热流体加热器的能力、地表136与垂直钻井孔130底部之间的距离以及传热流体250的类型等因素，最外侧管柱252、套管/环260、流体进水管180、流体出水管184的管道尺寸以及闭环系统中的热传热流体250的流速可以根据需要而改变，以在优质井下蒸汽生成部件110中产生被传递到垂直钻井孔130的下部164的想要的蒸汽品质。类似地，相似因素可适用于地表的泵140所提供的进入最内侧管柱248的液体142的流速以及最内侧管柱248的管道尺寸。确定和选择诸如泵、热流体加热器、管道类型和尺寸、反馈/控制传感器的位置和类型、传热流体250和液体142的成分等装置和因素以处理这些因素，以及确定所需的运行参数例如装置100中的温度、压力和流速，以提供所需的井下蒸汽品质，都属于本领域技术人员的技能组合。还可以理解，油井操作员可以控制各种蒸汽注入参数，例如：蒸汽注入速率、注入压力、注入温度和注入体积。例如，在这里公开的任一实施例中，可以在地表控制蒸汽注入速率、注入压力、蒸汽注入温度和注入体积。

热封隔器156可配备有给水阀292，其控制被提供到垂直钻井孔130的下部164的蒸汽的速率。在一个实施例中，给水阀192响应在优质井下蒸汽生成部件110中生成的蒸汽与垂直钻井孔130的下部164中的蒸汽压力之间的压力差，从而蒸汽品质被保持在较高的值。

热流体加热器186被配置为以各种能量源中的任一种来运行。例如，在一个实施例中，热流体加热器186可以使用燃料燃烧来运行，所述燃料可以包括天然气、丙烷、甲醇和生物燃料。热流体加热器186还可以用电和太阳能来运行。

传热流体250被热流体加热器186加热至非常高的温度。为此，传热流体250应具有非常高的沸点。在一个实施例中，传热流体是具有大约1,150°F的高沸腾温度的熔融钠。于是，热流体加热器186将传热流体加热至高达1,150°F的温度。在又一实施例中，传热流体250可以是煤油、瓦斯油和合成传热流体，例如可以从Solutia公司购买的Therminol^TM传热流体、可从Condea Vista公司购买的Marlotherm^TM传热流体、可从陶氏化学公司购买的Syltherm^TM、Duratherm^TM、Paratherm^TM和Dowtherm^TM传热流体，或者任意合成非腐蚀性传热流体等。因此，在这些其他实施例中，可以是合成物的传热流体250被加热到高达950°F的温度或另一更低的温度。在又一实施例中，传热流体250被加热到大于400°F的温度，以补偿从液体142转化为优质井下蒸汽166的热力。

在某些实施例中，表面活性剂可被用于改善传热流体的效果。表面活性剂是降低液体与例如固体(例如管柱壁)之间的表面张力的化合物。为此，基于表面活性剂的减阻添加剂被注入到传热流体250的同轴管柱中。表面活性剂有效地减少了热传热流体250的压力下降并增加了热传热流体250的流速。

现在参考图3，其示出了根据本发明的优质井下蒸汽生成和石油开采装置300的第二实施例的截面图。由于图3的石油开采装置300与图1所示的实施例类似，以下仅讨论不同之处。

图3示出的实施例中，来自热流体加热器186的排放物302被引入到液体142中。排放物302然后经导管146提供到井下、经过热封隔器156、向下进入垂直钻井孔130、并进入地层132的区域，以向石油开采装置300提供对环境不利的化合物(例如加热流体250时燃料188的燃烧带来的二氧化碳和一氧化氮)在地表上的零排放302。在该实施例中，液体142在最内侧管柱248中携带排放物302，在热封隔器156下方进入垂直钻井孔130，在这里该排放物302被释放到不含油的地层132来隔离排放物，或者进入矿床134，其可被排放物影响而有助于降低石油的粘性。在后一实施例中，例如，添加排放物可以有效改善矿床134的性质，例如降低其中包含的重油的粘性。

在沿着图3的剖面线3A-3A的图3A的截面图中描述了石油开采装置300中的垂直钻井孔130中的各管柱的同轴性。和在先前的装置100中一样，热传热流体250被向下携带经过最外侧管柱252，且冷却的传热流体在套管/环260和最外侧管柱252之间提供的管道间隔中向上返回到热流体加热器186来再次加热和再次循环。可以在最外侧管柱252和套管/环260之间提供一层绝缘(未示出)来阻止热传热流体到返回到地表再加热的冷却的传热流体的热传递。液体142被向下携带经过最内侧管柱248，其以和以上参考图1所示的装置讨论的类似方式，通过来自在最外侧管柱252中流动的热传热流体250的热量交换而转化为优质井下蒸汽166。与在图1的实施例中类似地，在石油开采装置300中开采的碳氢化合物由在垂直钻井孔130中延伸的抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272传递到地表。

现在参考图4，针对非热能完井示出了根据本发明的优质井下蒸汽生成和石油开采装置400的第三实施例的截面图。由于图4的石油开采装置400与图1所示的实施例类似，以下仅讨论不同之处。

图4示出的实施例中，优质井下蒸汽生成部件110被限定在井口154与焊接到套管/环260的平板410之间。换句话说，套管/环260内部被平板410分段，从而优质井下蒸汽生成部件100被限定在平板410以上，并且下部164被限定在平板410以下，其中，热封隔器156被提供在下部164中。通过该方式，热封隔器156可被用作脆弱热杯(frangible thermal cup)，例如美国专利4,385,664所公开的，其公开通过引用完全合并于此。这样的石油开采装置400的优势在于，热封隔器156可以随着管道膨胀而移动，并且被放置在垂直钻井孔130的所需位置以减少下部164的尺寸，并且降低下部164的热损耗以及对使用非耐热水泥(non-thermal cement)的非热能完成(non-thermally completed)套管/环260的热损伤。

如图4所示，领圈420被焊接在平板410中以提供穿孔，从而抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272可以延伸到垂直钻井孔130中热封隔器156的下方。在领圈的顶部提供了螺纹或箍(shoe)430，以螺纹紧固至或安置最内侧管柱248。热封隔器156在平板410下方所围绕的尾管440类似地连接到领圈420从而它与最内侧管柱248流体连通。当尾管440延伸到热封隔器156以下，在优质井下蒸汽生成部件110中生成的蒸汽从最内侧管柱248流入到热封隔器156下方的垂直钻井孔130中。由于套管/环260被连接到领圈420的平板410和最内侧管柱248密封，热传热流体250将持续流过最外侧管柱252以及平板410上方的套管/环260以将在最内侧管柱248中流动的液体142转化为优质井下蒸汽166，如以上参考图1所述的。在这样的有三个管柱的实施例中，可以理解，由于在最内侧管柱248和最外侧管柱252之间提供的间隔，需要在石油开采装置(系统)400中循环的热传热流体250的体积可以小于在使用套管/环260来限定用于热传热流体250的部分返回管道的实施例中所需的体积。在又一实施例中，平板410是可选的，其中最外侧管柱252延伸到热封隔器156并在底部被热封隔器156密封，这和前述实施例中平板410所提供的方式类似。

在沿着图4中的剖面线4A-4A的图4A的截面图中示出了石油开采装置400中的垂直钻井孔130中的各个管柱的同轴性。靠近套管/环260来提供绝缘层450，在该所示实施例中，套管/环260是具有非耐热水泥的非热能完成套管/环260。通过该方式，冷却的传热流体250在绝缘层450和最外侧管柱252之间提供的导管间隔中向上回到热流体加热器186来再次加热和再次循环。

现在转到图5，其示出了根据本发明的优质井下蒸汽生成和石油开采装置500的第四实施例的截面图，其被称为蒸汽驱。由于图5的石油开采装置500与图1所示的实施例类似，以下仅讨论不同之处。

如上所述，在图1的实施例中，被采集的碳氢化合物通过在垂直钻井孔130中延伸的抽油杆和泵270或潜油电泵(ESP)272传递到地表。相反，在图5的实施例中，采集装置包括单独的垂直石油开采钻井孔510和水平石油采集钻井孔520。为此，在优质井下蒸汽生成部件110中生成的优质井下蒸汽166向来自垂直钻井孔130的下部164中的地层132的碳氢化合物增加热能，并用于降低来自地层矿床134的碳氢化合物的粘性，使得来自地层132的碳氢化合物由于重力泄油而向下流动。向下流的碳氢化合物(例如通过重力泄油)在水平石油采集钻井孔520中被采集。碳氢化合物通过水平石油采集钻井孔520的垂直部分被带到地表，并且被输送到地表上的一个或多个油槽(未示出)。为此，在垂直石油采集钻井孔510的底部附近提供抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272。

可以理解，在该实施例中，最内侧管柱276是可选的，并且在所示实施例中被忽略，且如沿着图5中的剖面线5A-5A的图5A所示的。在一个实施例中，在垂直石油开采钻井孔510中提供潜油电泵(ESP)272以及泵(ESP)272的运行和控制所需的所有电缆。在图5所示的实施例中，垂直石油开采钻井孔510与垂直钻井孔130分离。在其他实施例中，水平石油采集钻井孔520的垂直部分可以形成垂直钻井孔130的一部分。当然，本领域技术人员将理解，每个垂直钻井孔130可以有一个或多个水平石油采集钻井孔520以及一个或多个垂直石油开采钻井孔510。类似地，每个水平石油采集钻井孔520和/或每个水平石油采集钻井孔520的垂直部分可以有一个或多个垂直钻井孔130，以改善优质井下蒸汽分配。此外，如图6和6A所示，垂直钻井孔130类似地可以连接到一个或多个水平和/或横向钻井孔630，其中优质井下蒸汽166通过孔眼168被直接注入到这样的水平钻井孔630中以更有效地向矿床134传热。因此，在以上实施例中描述的优质井下蒸汽生成和注入装置适合用于也如图6所示的从地层中进行碳氢化合物的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采。

此外，如图7和7A所示，垂直钻井孔130中的最内侧管柱248还可以通过有孔管道或割缝衬管710连接到一个或多个水平钻井孔630以释放优质井下蒸汽166，该蒸汽被引导经过衬管孔720且直接进入水平钻井孔630周围的地层132。在水平钻井孔630中引入有孔管道或割缝衬管710提供了到矿床134的更有效的热传递，降低了通过无导向热传递的热损耗。该实施例在套管/环260中可以缺少孔眼168，因为如果通过有孔管道或割缝衬管710将热导入水平钻井孔630中，可以不需要孔眼168。此外，如图8和8A所示，优质井下蒸汽166可以通过最内侧管柱248从垂直钻井孔130输送到一个或多个水平钻井孔630内的蒸汽室810中，其中优质井下蒸汽166通过室孔820释放并直接进入地层132。在水平钻井孔630中引入蒸汽室810提供了优质井下蒸汽166在整个地层132中更一致的注入。这在整个地层132中建立了更均匀的温度分布图，避免了否则可能出现的热点和冷点。如沿着图8中的剖面线8A-8A的图8A所示，蒸汽室810同轴地位于最内侧管柱248内部。在以上实施例中描述的优质井下蒸汽生成和注入装置适合用在也如图7和图8所示的从地层中进行碳氢化合物的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采。

此外，如图9和9A所示，在装置900中垂直钻井孔130类似地可以连接到一个或多个水平钻井孔630，其中优质井下蒸汽166通过穿孔168经有孔管道或割缝衬管710注入并直接进入所述水平钻井孔630以更有效地传热至矿床134。还如图9和9A所示，垂直石油开采钻井孔510可以连接到一个或多个水平石油采集钻井孔520。本实施例和类似实施例还可以包括在水平钻井孔630中使用蒸汽室810和室孔820。因此，在以上实施例中描述的优质井下蒸汽生成和注入装置适合用于也如图6所示的从地层中进行碳氢化合物的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采。

在另一实施例中，连接到垂直石油开采钻井孔510的一个或多个水平石油采集钻井孔520可以包括流控系统，以控制不需要的流体或蒸汽并使油井回到想要的性能水准。这种流控系统可在油井完成前或完成后被安装在水平石油采集钻井孔520中。流控系统可被用于避免或修复由储层非均质性、不想要的流体的突破、脚跟带动效应(heel-to-toe effect)、热点以及蒸汽生成所带来的负面效应。完井后安装流控系统可以不需要重新完成油井或开钻新的油井。流控系统由管道中的现有完井管道内部的一系列流控设备和高温封隔器构成，以均匀化碳氢化合物的流入。高温封隔器将油井特定区域中的流分区，从而通过流控设备帮助通道开采(channel production)。可被用于这种流控系统的这种流控设备的一个合适的例子是来自Baker Hughes(得克萨斯州休斯敦)的EQUALIZER改型(RF)流控设备。流控系统可被安装成现有有孔衬管或筛管完井的一部分，并整体上改善碳氢化合物开采。在不想要的流体例如水或蒸汽突破时，跨设备的压降增加，导致不想要的流体被抑制住以避免水平石油采集钻井孔520中的突破。于是对于想要的流体和碳氢化合物，压降减少。类似地，可以为每个流控设备选择不同的流阻率设置，从而能够为每个水平石油采集钻井孔520使用定制的流控选项。

现在转到图10，其示出了根据本发明的优质井下蒸汽生成和装置1000的第五实施例的截面图，其被称为蒸汽吞吐。由于图10的装置1000与图1所示的实施例类似，以下仅讨论不同之处。

和图2所示的实施例不同，在装置1000的最内侧管柱276内部没有提供抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，如图10A更好地示出的。这样，需要在蒸汽周期之前或之后从垂直钻井孔130移除单独的蒸汽衬管/管道装置，以便与单独的石油开采出油管178一起安装抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，以从垂直钻井孔130开采碳氢化合物。换句话说，在垂直钻井孔130中生成和提供优质井下蒸汽166与捕获碳氢化合物并将碳氢化合物从垂直钻井孔130泵送到地表136不会同时进行。在石油开采阶段，热传热流体250持续循环，允许采油管道保持较热。这使粘性的非常重的石油矿床134(通常小于10API重力)能被容易地向上泵送而不需要化学处理来降低粘性。因此，图10所示的装置1000不会有图2所示的同时进行优质井下蒸汽生成和石油开采的装置的一些所述优势，因为这样的装置1000会具有与采油装置相关的成本，以及在每个蒸汽周期之前或之后拉上和插入抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272的劳动力(其可以是每口油井每年2到4倍)、以及石油操作的停工期的成本。但是，这里公开的其余优势将仍然可以从图10所示的装置1000中得到。

在图10A的沿着图10的剖面线10A-10A的截面图中示出了该装置1000中的垂直钻井孔130中的各个管柱的同轴性。在所示实施例中，示出了沿着蒸汽线/管装置的抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，其中再次循环的热传热流体250经最外侧管柱252向下流入垂直钻井孔130。此外，在图中示出了被热流体加热器186加热的注入到最内侧管柱248的液体142。在装置1000的最内侧管柱276中未提供抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272，因为石油开采出油管178必须与抽油杆和泵与/或潜油电泵(ESP)272一起安装以从垂直钻井孔130中开采碳氢化合物。

现在参考图11，示出了根据本发明的同时进行井下热流体注入和石油开采的装置1100的实施例的截面图。由于图11的装置11与图2所示的实施例类似，以下仅讨论不同之处。

图11示出的实施例中，地层132被从液体142转化以灌入地层132的热给水1110加热。液体142被向下注入到最内侧管柱248，在那里热传热流体250与液体142交换热能，将温度提高到大约250℉，或者在某些实施例中，到大约400-1150°F之间的温度，将它转化为热给水1110。由于低压以及由低温、受限无流动等导致与热传热流体250减少热交换等，液体142不会像其他特定实施例中那样转化为汽相，由此允许非常热的流体(例如水或油)注入到垂直钻井孔130中。热给水1110延伸到位于垂直钻井孔130中的热封隔器以下，并被引导经过在套管/环260中提供的孔眼168以实现热水注入(灌入)地层。热流体注入地层132带来了热刺激和开采提升。热流体注入还被表明能将重型粘性石油的粘度成功降低到一定程度，从而矿床134足够液化而经地层流到垂直钻井孔130或流到另一相邻的生产井。

在图11A的沿着图11的剖面线11A-11A的截面图中示出了该装置1100中的垂直钻井孔130中的各个管柱的同轴性。和前一装置100中一样，热传热流体250被携带向下经过最外侧管柱252，并且被冷却的传热流体在套管/环260和最外侧管柱252之间提供的导管间隔中向上返回到热流体加热器186来再次加热和再次循环。可以在最外侧管柱252与套管/环260之间提供绝缘层450(未示出)，以避免热传热流体250与返回地表再加热的冷却的传热流体进行热传递。这里，液体142被携带向下经过最内侧管柱248，并以和之前参考图2所示的装置来讨论的类似方式，通过与最外侧管柱252中流动的热传热流体250的热交换而转化为热给水1110，而不会转化为优质井下蒸汽166。类似地，和图2中的实施例一样，在石油开采装置300中开采的碳氢化合物通过在垂直钻井孔130中延伸的抽油杆和泵270与/或潜油电泵(ESP)272而传递到地表。此外，如示出了热流体注入装置1200的图12和12A所示，热流体加热器186、传热流体进水管180以及热传热流体出水管184可以通过将地表热交换器1210直接连接到导管146来替代，从而将热给水1110直接提供到垂直钻井孔130中。该实施例不需要最外侧管柱252和热传热流体250与液体142交换热量，简化了所需的过程和部件数。

通过示例而不限于参考附图，这里展示了所公开的设备和方法的一个或多个实施例的详细描述。

甲烷水合物是笼状化合物，其中水分子在甲烷分子周围冻结以形成“笼子”来限制其中的甲烷分子。甲烷水合物矿产被认为是能源产业的重要潜在能源储备，但是很难开采。由于形成甲烷水合物的特定压力和温度需求，这些矿产主要在海底地下和北极地区形成，阻碍了它们的开采。

设想一种用于多边钻井孔的完成系统。所述横向钻井孔包括第一横向钻井孔和第二横向钻井孔。横向钻井孔可以偏离，并且可以由完全独立的横向钻井孔来提供。但是需要注意，可存在单个父横向钻井孔，用于具有相同效果的两个邻近分隔的横向部分。本专利申请中未提供这些图。

横向部分至少部分在地下体积(volume)中、穿过地下体积或以其他方式与之靠近地形成，该地下体积至少部分包含甲烷水合物。应该理解，该体积可以包括任意数量的其他物质，例如沙子、沉淀物、其他气体、液体、固体等。该体积可位于海底或北极地区，或者满足可支持甲烷水合物初始形成矿床的唯一温度和压力需求的任意其他位置。

第一横向钻井孔被布置为传递优质井下蒸汽至与所述体积接触。术语“优质蒸汽”意味着温度高于甲烷水合物的温度，携带的能量可被用于加热该体积。例如，横向钻井孔中的热交换器或优质井下蒸汽生成管道中处于临界温度的(flashing hot)处理的给水产生了优质的井下蒸汽。在地表的热流体加热器加热传热流体，其在同轴管柱中下降到井下。热传热流体将给水交换为蒸汽或优质井下蒸汽，从横向钻井孔的孔眼散出，从而允许该优质井下蒸汽被泵送到与所述体积接触。

将优质井下蒸汽应用于所述体积将导致该体积中的冰融化，由此使得甲烷能从之前冰冻的水分子的笼子中释放出来。“释放”意味着甲烷从体积中的甲烷水合物中释放，不再被甲烷水合物中的冰冻水分子限制、包含或约束，或以其他方式能移动以使甲烷被开采。第二横向钻井孔被相应地布置为接收从体积中的甲烷水合物释放的甲烷。第二横向钻井孔可被提供端口、孔眼或者具有或没有筛子的其他开口，以允许甲烷进入第二横向钻井孔来开采甲烷。此外，在某些实施例中，第二横向钻井孔还可以包括一个或多个ESP来辅助将释放的流体往上泵送。在横向钻井孔中的同轴管柱中的循环热传热流体将提供足够的热量，这会有助于降低在地层沿井身向上形成水合物堵塞的机会。

鉴于以上，可以理解，在(油管)柱之间划分了从热传热流体供应热量和开采甲烷的功能，每个柱仅处理指定的任务。通过该方式，该系统可被布置为更有效地控制与甲烷水合物形成相关的参数，例如温度和压力。

在该系统中使用两个独立的横向钻井孔，使得第一横向钻井孔就重力而言位置更深并且/或者在第二横向钻井孔下方。该布置以多种方式促进了甲烷的有效开采。例如，尽管优质井下蒸汽一般会在所有方向上扩散并形成围绕横向钻井孔的袋(pocket)或封套(envelope)，第二横向钻井孔位置比第二横向钻井孔更深将使得优质井下蒸汽上升(即与重力方向相反地行进)的自然倾向主要将优质井下蒸汽从横向钻井孔导向所述体积。可以理解，第二横向钻井孔可以是其他位置，只要优质井下蒸汽的封套且因此释放的甲烷能够接近横向钻井孔来提升产量。相对低密度的甲烷将倾向于“上升”到水和其他较重分子之上，使得甲烷以和重力相反的方向移动并进入横向钻井孔。还需要注意，初始被限制在所述体积或围绕的冰中的沙子、沉淀物和其他固体离子将倾向于在重力的方向上移动并停留在横向钻井孔附近，由此被留在后面而不是阻止甲烷进入横向钻井孔。

横向钻井孔与仪表线路一起布置。仪表线路被包含以辅助控制系统的运行并且可以包括光纤线、液压控制线路或者电源和/或数据通信线路。线路可以包含传感器或者以其他方式被配置为感应或监控一个或多个参数例如温度和压力，如果使用了光纤的话。通过该方式，通过横向钻井孔传递的优质井下蒸汽的量可以响应于改变的井下条件来定制。重要的还有横向钻井孔中的条件，其可被控制以避免甲烷水合物重新形成以及/或者水分子在其中冻结。例如，在同轴管柱中提供的热传热流体将避免所述体积和围绕的系统成分冻结，但通过管柱开采的甲烷和其他流体可以在穿过横向钻井孔时显著冷却以避免横向钻井孔中形成甲烷水合物或冰堵塞。

可以理解，所述横向部分表示其中安装了第一和第二横向钻井孔的合适的横向钻井孔结构的一个例子。例如，用于包含第一和第二横向钻井孔的横向钻井孔结构形成为一个或两个独立的横向钻井孔。

如上所述的系统实现了从甲烷水合物中开采甲烷的方法，其能够通过比第二横向钻井孔部分就重力而言更深的第一横向钻井孔将优质井下蒸汽传递到包含甲烷水合物的地层中；从甲烷水合物中释放甲烷；以及在第二横向钻井孔部分接收甲烷。但另外，该系统适用于控制甲烷水合物稳定性的任一或多个参数，其中任一个参数能够引起不稳定效果而导致甲烷从水合物形式中释放。

在另一实施例中，以上实施例中描述的优质井下蒸汽生成和注入装置可被用于井下蒸汽生成以修复地下水污染的目的。原地热修复是将能量注入到地下以调动和开采挥发和半挥发有机污染物。蒸汽增强提取现在被普遍用于修复来自源区的污染。本发明的该实施例和其他实施例可被用于多种污染类型以及多种水文地质条件。在被强力应用时，井下蒸汽生成器能够将残留污染降低到非常低的程度；污染然后通过自然衰减过程来降解。井下蒸汽生成器可以给地下提供热量，其影响多孔介质中的有机液体的物理属性，这对降低将在热处理后留下的残留污染的程度有直接影响。使用该技术对环境有显著的好处，并且比其他过程和方法更为有效。

在再循环的热传热流体250向液体142传递热能的某些实施例中，所用的热传热流体250可以是导热油。传统地，蒸汽由于其可用性、水成本低及较少环境问题而被用于该过程。导热油是传热流体，其将热量从一个热源传递到另一过程。这可以来自燃烧室或者任何放热过程。主要的应用是在流体相的热传递。导热油可以以化学上不同的形式来提供，但不限于：作为芳香化合物的合成油、作为石蜡的基于石油的油以及基于合成乙二醇的流体。这些油以各种规格来提供，以适应不同处理的需要。

目前可用的导热油具有大约400℃的最大温度限制。蒸汽的有效热传递使用潜热，其中饱和压力规定了发生热传递的温度。为了实现350℃的蒸汽，需要180巴。为了得到更高的温度，压力必须增加。这转而需要热交换器管道的更大厚度，增加了重量和热应力，且需要特殊的制造技术。相反，即使在350℃，导热油的压力需求仅足够用来克服系统压力降低，同时降低了泵送成本。支持使用导热油的系统也比较简单，仅需要泵、膨胀和储存槽以及热交换器。传统的表面蒸汽锅炉需要软化补充水供应、排水管(drain)、疏水阀(trap)、安全阀、化学添加剂以及吹除炉底沉积(blow down)。使用导热油而不是蒸汽还可以消除蒸汽容器中的腐蚀、水垢、污垢、管道故障以及传热区域的沉积。适用于开采石油资源的各种方法和系统的导热油的例子包括但不限于来自Solutia公司的Therminol、来自陶氏化学公司的Dowtherm、来自Radco工业公司的Exceltherm、以及来自Paratherm公司的Paratherm。尽管导热油热稳定的最大温度是最重要的特征，在确定使用何种类型或品牌时要考虑的其他特征为传热系数、可泵性、耐用性、环境问题例如毒性、发运限制和处置方法、以及氧化和降解的可能性。

在某些例子中，在以上实施例中描述的优质井下蒸汽生成和注入装置可以和石油开采的水力压裂方法一起使用。例如，优质井下蒸汽生成可被用于允许注入高压、优质的井下蒸汽以促进地层的水力压裂。注入高压、优质的井下蒸汽会导致地层或岩层中裂缝的传播。蒸汽水力压裂是用来使与油气井直接相邻的岩层断裂以充分提升碳氢化合物开采的技术。蒸汽水力压裂消除了潜在的环境影响，包括地下水污染、空气质量风险、气体和水力压裂化学品迁移到地下水、地表、来自泄漏的地表污染以及这些问题对健康的影响。蒸汽水力压裂指向大量的低容量产出的粘性重油、低渗透性硅藻土、页岩油、致密油、页岩气和煤层甲烷。蒸汽水利压裂是环境安全的，并且可满足环保人士且不会危害居民健康。

上述实施例的描述仅为了示例和描述的目的来提出。上述描述不是穷举的或者要将本发明的实施例限制为所公开的精确形式，并且鉴于上述教义调整和变化是可能的，或者可以从各个实施例的实现中得到。这里讨论的实施例被选择和描述，以解释各个实施例的原则和本质及其实际应用，以使得本领域技术人员能在各个实施例中并且以适合预期的特定应用的各种调整来使用本发明。这样，在其他实施例中，来自特定实施例的特征可以与来自其他实施例的特征组合。例如，来自一个实施例的特征可以与来自任何其他实施例的特征组合。例如，图4所示的三个管柱的实施例可被用于使用套管/环260的任何实施例，以便为热传热流体250限定返回导管的一部分，以降低需要被系统循环的热传热流体的加仑数。