Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты)

(51) 21 43/243 (2010.01) 21 43/00 (2010.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(54) СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)(57) Раскрыт модифицированный способ извлечения нефти из подземного пласта с помощью процесса возбуждения внутрипластового горения от носка к пятке. Растворитель, а именно углеводородный конденсат, закачивают через горизонтальный участок вертикальногоризонтальной пары скважин или прилегающую нагнетательную скважину, или через обе, с целью повышения нефтеотдачи.(74) Тагбергенова Алма Таишевна Тагбергенова Модангуль Маруповна Касабекова Найля Ертисовна Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного нефтеносного пласта с улучшенной производительностью на основе процесса возбуждения внутрипластового горения от носка к пятке с применением горизонтальной нефтяной скважины, как описано в Патентах США 5,626,191 и 6,412,557. Более конкретно, оно относится к процессу внутрипластового горения нефти, при котором в конечную точку (носок) вертикально-горизонтальной пары скважин,приспособленных для процесса внутрипластового горения, закачивают разбавитель, более конкретно,углеводородный конденсат. Патенты США 5,626,191 и 6,412,557,включенные в описание в качестве ссылки,раскрывают процесс внутрипластового горения,предназначенный для добычи нефти из подземного пласта (100) с применением нагнетательной скважины (102), расположенной в относительно высокой точке нефтяного пласта (100), и добывающей скважины (103-106), заканчивающейся в относительно низкой точке пласта (100). Добывающая скважина имеет горизонтальный участок(107),обычно ориентированный перпендикулярно обычно линейному вертикальному фронту горения,распространяющемуся из нагнетательной скважины (102) в боковом направлении. Горизонтальный участок (107) расположен на пути распространяющегося фронта горения. Воздух либо другой газ-окислитель,например обогащенный кислородом воздух,закачивают в скважины 102, которые могут представлять собой вертикальные скважины,горизонтальные скважины, либо сочетание таких скважин. Способ, раскрытый в патенте США 5,626,191,назван , что является аббревиатурой словосочетания(нагнетание воздуха от носка к пятке), а метод по патенту США 6,412,557 носит название ,владельцами товарного знака являются компании., дочерняя компания, и компания.,Калгари, Альберта, Канада. Существует потребность в способе или способах повышения производительности при добыче нефти из подземного пласта методом внутрипластового горения от носка к пятке с применением горизонтальной добывающей скважины. Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насоснокомпрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения от носка к пятке с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессамии ,применяемыми в настоящее время. Углеводородный конденсат обычно представляет собой жидкую углеводородную фазу с низкой плотностью и высокой величиной плотности в градусах , которая обычно добывается вместе с природным газом. Ее существование в жидкой 2 фазе определяется пластовыми температурой и давлением, которые позволяют конденсацию жидкости из газовой фазы. Добыча конденсата из пласта может быть затруднена вследствие чувствительности конденсата к давлению в некоторых случаях. В частности, в процессе добычи имеется риск превращения конденсата из газа в жидкость, если пластовое давление(и следовательно,температура) опускается в ходе добычи ниже точки росы. Пластовое давление (и, следовательно, температуру) можно поддерживать на постоянном уровне путем закачки жидкости в случае, если добыча газа более предпочтительна, чем добыча жидкости. Газ,выходящий из скважины в смеси с конденсатом,называется жирным. Плотность конденсата в градусахобычно варьирует от 50 до 120 градусов. Положительный эффект от закачки углеводородного конденсата с высокой плотностью в градусах(более 40) в насоснокомпрессорную трубу в способах извлечения углеводородовисостоит в том,что при этом уже не требуется парогенератор или установка для очистки воды, которые обычно нужны при осуществлении методов извлечения углеводородови . Это приводит к значительному сокращению расходов, причем не только за счет устранения затрат на необходимый отвод части добытых углеводородов для получения перегретого пара, но также за счет наличия оборудования для производства пара и для ограничения выбросов в окружающую среду. Технологические издержки не увеличиваются, так как разбавитель в жидком виде приобретается в любом случае, и в способах, известных из уровня техники и включающих способыи , он обычно смешивается на поверхности с извлеченными из скважины углеводородами с целью более эффективного перекачивания углеводородов в складские резервуары или на НПЗ. Разбавитель растворяется в жидкой нефти в горизонтальном стволе скважины и снижает ее вязкость, что приводит к уменьшению перепада давления в горизонтальной скважине. При этом снижается также плотность нефти,что способствует ее подъему на поверхность по механизму газлифта. Добавление разбавителя в виде углеводородного конденсата, предпочтительно жидкости,по насосно-компрессорной трубе в конечную точку горизонтальной добывающей скважины в ходе извлечения углеводородов с помощью процесса внутрипластового горения от носка к пятке может осуществляться в сочетании со способом закачки водяного пара, воды, либо газа-окислителя,раскрытым в заявке на патент 60/577,779,поданной 7 июня 2004 г., и/или в международной заявке РСТ/СА 2005/000883, поданной 6 июня 2005 г,каждая из которых включена в данный документ в качестве ссылки. В соответствии с одним из вариантов осуществления способа данного изобретения, оно представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в подземный пласт обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине с целью закачки углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины закачку углеводородного конденсата в насосно-компрессорную трубу, таким образом,что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насоснокомпрессорной трубе и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для подачи углеводородного конденсата-разбавителя в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка - на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом,что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок закачку углеводородного конденсатаразбавителя в нагнетательную скважину и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. В еще одном варианте осуществления данное изобретение представляет собой сочетание вышеупомянутых операций закачки углеводорода-разбавителя в породу-коллектор по нагнетательной скважине и закачки среды по насосно-компрессорной трубе в горизонтальном участке ствола. Соответственно, в данном варианте осуществления изобретение представляет собой способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий следующие шаги обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для подачи углеводородного разбавителя в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину, причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка - на противоположном краю горизонтального участка, при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине,чем начальная точка обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине с целью закачки углеводородного конденсата-разбавителя в горизонтальный участок добывающей скважины закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом,что газообразные продукты горения постоянно распространяются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды стекают в горизонтальный участок закачку углеводородного конденсатаразбавителя в нагнетательную скважину и насоснокомпрессорную трубу и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. Предусмотренный углеводородный конденсат предпочтительно представляет собой конденсат,выбранный из группы, включающей этан бутаны,пентаны, гексаны, гептаны, октаны и высшие углеводороды, либо их смеси, но может представлять собой любой другой углеводородразбавитель, например, летучие углеводороды,такие как лигроин или бензин. Фиг. 1 представляет собой схему процесса внутрипластового горениясо следующими обозначениями пункт А - верхний уровень пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, а В представляет собой нижний уровень такого пласта/породы-коллектора. С - вертикальная скважина,показывает место закачки газа-окислителя, например, воздуха. Е общее расположение места ввода водяного пара или неокисляющего газа в пласт. Это входит в предмет данного изобретения.- частично перфорированная обсадная колонна горизонтальной скважины. Флюиды попадают в колонну и обычно поднимаются на поверхность под действием естественного газлифта через другую насосно-компрессорную трубу, расположенную у начальной точки горизонтальной скважины (не показана).насосно-компрессорная труба,расположенная внутри горизонтального участка. Открытый конец насосно-компрессорной трубы может находиться вблизи конца обсадной трубы, как показано, либо в другом месте. Насосно-компрессорная труба может представлять собой гибкую НКТ, которую можно легко перемещать внутри обсадной трубы. Это входит в предмет данного изобретения. Элементы Е иявляются элементами данного изобретения,закачка водяного пара или неокисляющего газа может осуществляться в точке Е и/или . Е может принадлежать отдельной скважине, либо может принадлежать той же скважине, в которую закачивается газ-окислитель. Данные нагнетательные скважины могут быть вертикальными,наклонными или горизонтальными, либо иными, каждая из них может обслуживать несколько горизонтальных скважин. Например,при использовании массива параллельных горизонтальных участков, как описано в патенте США 5,626,191 и 6,412,557, пар,воду или неокисляющий газ можно закачивать в любой точке между горизонтальными участками в непосредственной близости от конечных точек горизонтальных участков. Фиг. 2 - схематическая диаграмма модельного пласта, выполненная без соблюдения масштаба. Показан только элемент симметрии. Полное расстояние между горизонтальными участками составляет 50 м, но для компьютерной программы достаточно определить только половину продуктивного пласта, что экономит компьютерное время. Общие размеры элемента симметрии составляют длина А-Е - 250 м ширина - - 25 м высота- 20 м. Положения скважин приведены ниже 4 Нагнетательная скважина для газа-окислителярасполагается у В в первой ячейке сетки на расстоянии 50 м (А-В) от угла А. Конечная точка горизонтальной скважины К находится в первой ячейке между точками А ина расстоянии 15 м (ВС) по длине пласта от нагнетательной скважины . Начальная точка горизонтальной скважины К находится уна расстоянии 50 м от угла пласта Е. Горизонтальный участок горизонтальной скважины К составляет в длину 135 м (-) и расположен на 2,5 м выше подошвы пласта (А-Е) в третьей ячейке сетки. Нагнетательная скважинаперфорирована в двух местах. Перфорация в точке Н предназначена для закачки газа-окислителя, а в точке- для закачки водяного пара или неокисляющего газа. Горизонтальный участок (-) перфорирован на 50, насосно-компрессорная труба в нем имеет открытый конец вблизи его конечной точки (не показано, см. фиг. 1). Фиг. 3 - график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО 2 из скважины, рисунок иллюстрирует пример 7, приведенный ниже. Реализация методаописана в патентах США 5,626,191 и 6,412,557 и кратко рассматривается ниже. Газ-окислитель, обычно воздух, кислород либо воздух, обогащенный кислородом, закачивают в верхнюю часть пласта. Отложившийся ранее кокс потребляет кислород,вследствие чего с нефтью перед зоной кокса контактируют газы, не содержащие кислорода. Температура газообразных продуктов горения составляет обычно 600, но может достигать и 1000 в случае высокотемпературного окисления горючего кокса. В зоне подвижной нефти (ЗПН) эти горячие газы и водяной пар нагревают нефть до температуры выше 400 с частичным крекингом и переходом некоторых компонентов в парообразное состояние, что в целом сильно снижает вязкость. Наиболее тяжелые компоненты нефти, такие как асфальтены, остаются в породе. Позднее, когда туда придет фронт горения, они будут выполнять роль горючего кокса. В ЗПН газы и нефть стекают вниз,в горизонтальную скважину под действием силы тяжести и падения давления в скважине. Зона кокса и ЗПН перемещаются в боковом направлении - от конечной точки к начальной точке горизонтальной скважины. Область за фронтом горения обозначается как сгоревшая зона. Перед ЗПН находится холодная нефть. С продвижением фронта горения сгоревшая зона пласта обедняется жидкостями (нефть, вода) и заполняется газом-окислителем. Для части горизонтальной скважины напротив сгоревшей зоны существует риск попадания кислорода, что приведет к горению нефти в стволе скважины, развитию там чрезвычайно высоких температур, что может повредить стальную обсадную колонну, и особенно сетчатые фильтры, которые пропускают в скважину флюиды, но задерживают песок. При повреждении сетчатых фильтров, песок из рыхлого пласта будет попадать в ствол скважины, что приведет к необходимости закрытия скважины для очистки и установки цементных пробок. Данная операция весьма трудоемка и рискованна, так как в стволе скважины могут содержаться нефть и кислород во взрывоопасной концентрации. Для количественного расчета эффекта от закачки жидкости в горизонтальный ствол скважины проведено компьютерное численное моделирование процесса. Водяной пар закачивали с различной скоростью в горизонтальную скважину двумя методами 1. по насосно-компрессорной трубе,расположенной внутри горизонтальной скважины, и 2. по отдельной скважине, доходящей почти до подошвы пласта вблизи конечной точки горизонтальной скважины. Оба указанных метода снижали риск попадания кислорода в ствол скважины, а также неожиданно привели к другим положительным результатам повышению коэффициента нефтеотдачи и уменьшению отложенийкокса в стволе скважины. В результате появилась возможность повысить скорость подачи газа-окислителя, сохранив при этом техническую безопасность процесса. Было обнаружено, что оба метода подачи пара в пласт обеспечивают преимущества в отношении безопасности процесса , снижая вероятность попадания кислорода в горизонтальный ствол скважины. Это также позволяет повысить скорость закачки газа-окислителя в пласт и повышает нефтеотдачу. Для оценки последствий снижения давления в горизонтальном стволе скважины при нагнетании пара или неокисляющего газа проведено обширное компьютерное моделирование процессас помощью пакета программ для моделирования внутрипластового горения,предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта, Канада. Табл. 4. Параметры моделирования Моделирующая программа 2003.13,группа компьютерного моделирования Размер модели Длина 250 м, сетка 100 ячеек Ширина 25 м, сетка 20 ячеек Высота 20 м, сетка 20 ячеек Размер ячейки 25 м х 2,5 м х 1,0 м (длинаширина-высота). Горизонтальная добывающая скважина Отдельно расположенная скважина с горизонтальным участком длиной 135 м,проходящим от ячейки 26,1, 3 до ячейки 80,1,3. Конечная точка находится на расстоянии 15 м от вертикальной скважины для закачки воздуха. Вертикальная нагнетающая скважина Точки ввода газа-окислителя (воздуха) 20,1, 14/сут, 85 000 м 3/сут или 100 000 м 3/сут. Точки ввода пара 20,1, 1920 (две нижних ячейки) Характеристики породы/флюидов Компоненты вода, битум, более легкий компонент, метан, СО 2, СО/2, кислород, кокс Гетерогенность однородный песок. Проницаемость. 6,7 Д , 3,4 ДПористость 33 Насыщение битум 80, вода 20, мольная доля газа 0,114 Вязкость битума 340 000 сП при 10 Средняя молекулярная масса битума 550 а.е.м. Вязкость более легкого компонента 664 сП при 10. Средняя молекулярная масса более легкого компонента 330 а.е.м. Физические условия Температура в пласте 20 Исходное давление в пласте 2600 кПа. Давление на забое 4000 кПа. Реакции 1.1,0 битум 0,42 более легкий компонент 1,3375 СН 420 кокс 2.1,0 битум 16 О 20,0512,5 вода 5,0 СН 49,5 СО 20,5 /215 кокс 3.1,0 кокс 1,225 О 20,5 вода 0,95 СО 2 0,05/2 . Пример 1 В табл. 1 а приведены результаты моделирования при скорости закачки воздуха 65000 м 3 /сут (при стандартной температуре и давлении) в вертикальную нагнетательную скважину (Е на фиг. 1). Случай нулевого количества пара, закачанного в подошву пласта в точкев скважину , не входит в предмет настоящего изобретения. При расходе воздуха 65 000 м 3/сут кислород не попадает в горизонтальный ствол скважины даже при отсутствии подачи пара, и максимальная температура в стволе не превышает величины 425 Однако, как можно видеть из приведенных ниже данных, закачка небольшого количества пара, 5 и 10 м 3/сут (объем эквивалентного количества воды) в точку, расположенную внизу пласта (Е на фиг. 1),обеспечивает значительное повышение коэффициента нефтеотдачи, вопреки интуитивным ожиданиям. Для случая, когда закачиваемой средой является водяной пар, приведены объемы воды,эквивалентные данному количеству пара, так как иным образом сложно определить объем пара,поскольку он зависит от давления в пласте, в который пар закачивается. Разумеется, если в пласт закачивают воду, которая превращается в пар в процессе продвижения к пласту, то количество генерируемого пара равно приведенному ниже эквивалентному количеству воды, объем пара имеет порядок 1000 х (в зависимости от давления) по отношению к объему воды. Не входит в предмет данного изобретения Пример 2 В табл. 1 приведены результаты закачки пара в горизонтальную скважину по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе , расположенной недалеко от конечной точки, при одновременной закачке воздуха со скоростью 65 000 м 3/сут (при стандартных температуре и давлении) в верхнюю часть пласта. Максимальная температура в стволе скважины снизилась пропорционально количеству закачанного пара, а коэффициент нефтеотдачи повысился по сравнению с базовым вариантом нулевого количества пара. Помимо этого, с увеличением количества закачанного пара снижается максимальная объемная доля отложений кокса в стволе скважины. Это также положительный эффект, так как при этом снижается перепад давления в стволе скважины, что облегчает протекание флюидов по сравнению с вариантом без закачки пара у конечной точки горизонтальной скважины. Таблица 1 Расход воздуха 65000 м 3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе. Скорость подачи Макс. пара, м 3/сут Температура в 0 410 90 5 366 80 10 360 45 Не входит в предмет данного изобретения Пример 3 В данном примере, скорость закачки воздуха была повышена до 85 000 м 3 /сут (при стандартных температуре и давлении), что привело к прорыву кислорода, как показано в табл. 2 а. Для базового варианта нулевого количества пара в скважине обнаружено 8,8 кислорода. Максимальная температура в стволе достигла 1074, а вследствие отложения кокса, проницаемость ствола скважины уменьшилась на 97. При одновременной закачке 12 м 3 /сут (эквивалентное количество воды) пара в основание пласта через вертикальную нагнетательную скважину С (см. фиг. 1) был достигнут превосходный результат отсутствие прорыва кислорода, приемлемое количество кокса и высокая нефтеотдача. Таблица 2 а Пример 4. В табл. 2 показана эффективность горения при подаче 85 000 м 3 /сут воздуха (при стандартных температуре и давлении) и одновременной закачке пара в ствол скважины по внутрискважинной насосно-компрессорной трубе(см. фиг. 1). Снова потребовалось 10 м 3 /сут пара (объем эквивалентного количества воды) для предотвращения прорыва кислорода и приемлемой максимальной температуры в стволе скважины. Таблица 2 Расход воздуха 85000 м 3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе. Скорость Макс. Макс. кол-во Макс. кол-во Коэффицент Средний дебит подачи пара,температура в кокса в стволе кислорода в извлечения нефти, м 3/сут 3 м /сут, (водн. скважине,скважины,стволе битума,эквивалент) Не входит в предмет данного изобретения Пример 5 Для дальнейшей проверки влияния высокой скорости подачи воздуха, проведено несколько опытов при скорости подачи воздуха 100 000 м 3 /сут. Результаты, приведенные в табл. 3 а, показывают, что при одновременной закачке пара в основание пласта фиг. 1), требуется 20 м 3 /сут (эквивалентное количество воды) пара для прекращения прорыва кислорода в горизонтальный участок ствола, в отличие от всего 10 м 3 /сут пара (эквивалентное количество воды), которое требуется при скорости закачки воздуха 85 000 м 3 /сут. Таблица 3 а Не входит в предмет данного изобретения Пример 6 В табл. 3 показано воздействие закачки пара в скважину по насосно-компрессорной трубе(см. фиг. 1) при подаче в пласт 100 000 м 3/сут воздуха. Как и при закачке пара в основание пласта, для предотвращения попадания кислорода в горизонтальный участок ствола требуется 20 м 3 сут пара (эквивалентное количество воды). Таблица 3 Расход воздуха 100000 м 3/сут. Закачка пара по насосно-компрессорной трубе. Скорость Макс. Макс. кол-во Макс. кол-во Коэффицент Средний дебит подачи пара,температура в кокса в стволе кислорода в извлечения нефти, м 3/сут 3 м /сут, (водн. скважине,скважины,стволе битума,эквивалент) Пример 7 Ниже в табл. 4 приведены сравнительные данные для вариантов закачки кислорода и различных сочетаний неокисляющих газов - азота и углекислого газа - через отдельную вертикальную нагнетательную скважину в сочетании с горизонтальной добывающей скважиной процесса, через которую осуществляется добыча нефти. Данные получены с помощью пакета программ для моделирования внутрипластового Скорость закачки, км 3/сут горения , предоставленного Группой компьютерного моделирования, Калгари, Альберта,Канада. В данном примере использована та же компьютерная модель, что и в шести предыдущих примерах,с той только разницей,что моделируемый пласт имел ширину 100 м и длину 500 м. Во все опытах пар поступал со скоростью 10 м 3 /сут по насосно-компрессорной трубе,находящейся в горизонтальном участке добывающей скважины. Таблица 4 Количес Количес Суммар Поступление из Содерж Дебит Суммар тво тво ная скважины,ание по ная закачан закачан скорость км 3/сут СО 2 в нефти, нефтеот ного ного закачки,выходя м 3/сут дача, м 3 3 кислоро СО 2,км /сут щем да, мол. мол. газе,2 2 Как видно при сравнении опытов 1 и 2 в табл. 4, при снижении количеств кислорода и инертного газа на 50 (см. опыт 2), нефтеотдача тем не менее остается такой же, как в опыте 1, при условии, что инертный газ представляет собой СО 2 . Таким образом, затраты на сжатие газа в опыте 2 снижены вдвое, при этом темп добычи нефти повысился. Как можно также видеть из табл. 4, в опыте 1,где в нагнетательную скважину закачивали 17,85 мол.кислорода и 67,15 азота, дебит нефти оценивается величиной 41 м 3 /сут. Для сравнения то же количество кислорода - 17,85 мол.- в сочетании с 67,15 мол.углекислого газа (см. опыт 4) приводит к повышению дебита нефти в 3,3 раза (136 м 3 /сут). Далее, из табл. 4 видно, что закачка равных количеств кислорода и СО 2 (см. опыт 6) при сохранении общего объема газа 85 000 м 3/сут (опыт 6) привела к повышению нефтеотдачи в 2,7 раз. Опыт 7 показывает положительный эффект от добавки СО 2 к воздуху для закачивания в скважину. По сравнению с опытом 1 нефтеотдача повысилась в 1,7 раз без повышения затрат на сжатие. Преимущество данного варианта в том,что не требуется оборудование для отделения кислорода. Обращаясь к фиг. 3, представляющему собой график зависимости дебита нефти от скорости поступления СО 2 из скважины (иллюстрация к приведенному выше примеру 7), можно видеть, что между этими параметрами для процесса внутрипластового горения наблюдается сильная 8 корреляция. Темп поступления СО 2 из скважины определяется двумя источниками СО 2 количеством СО 2 , закачанным в пласт, и количеством СО 2, образовавшимся в пласте в результате сгорания кокса, таким образом, имеется синергизм между нагнетанием СО 2 и внутрипластовым горением, даже в случае пластов с неподвижной нефтью, как в обсуждаемом случае. Выводы Для фиксированного количества закачиваемого пара среднесуточный дебит нефти повышается с увеличением скорости закачки воздуха. Этот результат не является неожиданным, так как повышается объем вытесняющего флюида. Однако удивительно,что суммарная нефтеотдача понижается при повышении скорости подачи воздуха. Это происходит в период подачи воздуха(время, за которое фронт горения достигает начальной точки горизонтальной скважины). Более того, при закачке углекислого газа в вертикальную скважину и/или горизонтальную добывающую скважину, можно ожидать повышения дебита нефти. Хотя описание изобретения иллюстрирует предпочтительные варианты его осуществления,следует иметь в виду, что изобретение не ограничивается данными вариантами осуществления. Специалисты в данной области могут представить себе много других вариантов и модификаций. Для раскрытия изобретения следует руководствоваться формулой изобретения. 1. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в подземный пласт обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине,внутри указанной вертикальной секции и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины вблизи фронта горения, возникающего на расстоянии по горизонтали вдоль горизонтального участка добывающей скважины закачку углеводородного конденсатаразбавителя в насосно-компрессорную трубу таким образом, что конденсат перемещается близко к конечной точке горизонтального участка по насосно-компрессорной трубе и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат-разбавитель представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны,гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой продукт экстракции паром . 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной,наклонной или горизонтальной скважиной. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата дополнительно служит для повышения давления в горизонтальной скважине до величины, которая позволяет нагнетание указанной среды в подземный пласт. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата предполагает его закачку при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде жидкости. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия закачки углеводородного конденсата предполагает закачку конденсата при температуре и давлении, при которых конденсат существует в виде газа. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный конденсат закачивают в насоснокомпрессорную трубу в сочетании со средой,выбранной из группы сред, включающей водяной пар, воду, неокисляющий газ либо их смесь. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что открытый конец насосно-компрессорной трубы расположен вблизи от конечной точки горизонтального участка, что позволяет подавать конденсат в конечную точку. 10. Способ по п.1 или 9, отличающийся тем, что насосно-компрессорная труба частично вытянута,или ее расположение иным образом изменено с целью изменения точки закачки конденсата вдоль горизонтального участка. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что конденсат закачивают непрерывно или периодически. 12. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий(а) обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара,неокисляющего газа, или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 9 13. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки углеводородного конденсата в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине для закачки газа окислителя, чем начальная точка закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 14. Способ по п.12 или 13, отличающийся тем,что углеводородный конденсат-разбавитель представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны,гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси. 15. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта приспособление по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки пара,неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок простирается к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка 10 обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке горизонтального участка, а флюиды поступают в горизонтальный участок закачку углеводородного конденсата в нагнетательную скважину и насоснокомпрессорную трубу и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси. 17. Способ по п.15, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной,наклонной или горизонтальной скважиной. 18. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта, включающий обеспечение по крайней мере одной нагнетательной скважины для закачки газаокислителя в верхнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере еще одной нагнетательной скважины для закачки водяного пара, неокисляющего газа или воды, которая затем нагревается, превращаясь в пар, в нижнюю часть подземного пласта обеспечение по крайней мере одной добывающей скважины, имеющей в основном горизонтальный участок и связанную с ним в основном вертикальную добывающую скважину,причем в основном горизонтальный участок продолжен к нагнетательной скважине, при этом начальная точка горизонтального участка находится вблизи соединения с вертикальной добывающей скважиной, а конечная точка находится на противоположном краю горизонтального участка,при этом конечная точка находится ближе к нагнетательной скважине, чем начальная точка обеспечение насосно-компрессорной трубы в добывающей скважине, внутри вертикального участка и хотя бы части горизонтального участка для нагнетания углеводородного конденсата в горизонтальный участок добывающей скважины закачку газа-окислителя через нагнетательную скважину для проведения внутрипластового горения с образованием газообразных продуктов горения таким образом, что газообразные продукты горения постоянно продвигаются в виде фронта, в основном перпендикулярного горизонтальному участку, в направлении от конечной точки к начальной точке закачку углеводородного конденсата в еще одну нагнетательную скважину и насоснокомпрессорную трубу и извлечение углеводородов из добывающей скважины на ее горизонтальном участке. 19. Способ по п.18, отличающийся тем, что углеводородный конденсат представляет собой конденсат, выбранный из группы, включающей этан, бутаны, пентаны, гептаны, гексаны, октаны и высшие углеводороды или их смеси. 20. Способ по п.18, отличающийся тем, что нагнетательная скважина является вертикальной,наклонной или горизонтальной скважиной