RU2339809C1 - Method for construction and operation of steam well - Google Patents
Method for construction and operation of steam well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2339809C1 RU2339809C1 RU2007109016/03A RU2007109016A RU2339809C1 RU 2339809 C1 RU2339809 C1 RU 2339809C1 RU 2007109016/03 A RU2007109016/03 A RU 2007109016/03A RU 2007109016 A RU2007109016 A RU 2007109016A RU 2339809 C1 RU2339809 C1 RU 2339809C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- casing
- heat
- tubing
- column
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области добычи нефти тепловыми методами, и может быть использовано для нагнетании теплоносителя в продуктивный пласт.The invention relates to the oil industry, in particular to the field of oil production by thermal methods, and can be used to pump the coolant into the reservoir.
Известен способ сооружения и способ эксплуатации горизонтальной скважины (патент РФ №2159317, Е21В 7/04, 43/20, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2000 г.), включающий строительство двухустьевой скважины, обсаженной обсадными трубами и оснащенной заколонным пакером. С одного устья в скважину закачивают жидкий или газообразный агент с целью поддержания пластового давления, а с другого устья ведется добыча углеводородов.A known method of construction and method of operating a horizontal well (RF patent No. 2159317, ЕВВ 7/04, 43/20, published in Bull. No. 32 of 11/20/2000), including the construction of a two-well well, cased with casing and equipped with an annular packer . A liquid or gaseous agent is pumped from a wellhead to the well in order to maintain reservoir pressure, and hydrocarbons are extracted from another wellhead.
Недостатком способа является то, что устье скважины не теплоизолировано и при закачке теплоносителя по колонне труб в пласт прогревается вся скважина и теплопотери будут значительными. Кроме этого, в скважине не предусмотрены устройства для компенсации температурных расширений труб, что может привести к аварийным ситуациям.The disadvantage of this method is that the wellhead is not thermally insulated and when the coolant is pumped through the pipe string into the formation, the entire well warms up and heat losses will be significant. In addition, the device does not provide devices for compensating for thermal expansion of pipes, which can lead to emergency situations.
Известен также способ теплоизоляции нагнетательной скважины (патент РФ №2120540, Е21В 36/00, опубл. в Бюл. №29 от 20.10.1998 г.), включающий спуск в обсаженную колонной обсадных труб скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку концентрично насосно-компрессорным трубам выше пакера дополнительной разделительной трубы с образованием кольцевых полостей, сообщающихся с поверхностью, и герметизацию устья скважины. При нагнетании через насосно-компрессорные трубы теплоносителя в пласт по кольцевым полостям одновременно прокачивают теплоизолирующий агент (газ), который постоянно отводит тепло из зоны теплоизоляции.There is also known a method of thermal insulation of an injection well (RF patent No. 2120540, ЕВВ 36/00, published in Bull. No. 29 of 10/20/1998), including the descent of a tubing string with a packer into a cased pipe casing, installation concentric tubing above the packer of the additional separation pipe with the formation of annular cavities in communication with the surface, and sealing the wellhead. When the coolant is pumped through the tubing into the reservoir along the annular cavities, a heat-insulating agent (gas) is simultaneously pumped, which constantly removes heat from the heat insulation zone.
Недостатком способа является то, что устье скважины не теплоизолировано и отсутствуют компенсаторы температурных расширений труб, что может привести к аварийным ситуациям. Кроме этого, вместо теплоизоляции устья скважины, насосно-компрессорных труб и регулирования температуры теплоносителя парогенератором постоянно отводят тепло из этой зоны, что приводит к дополнительным затратам.The disadvantage of this method is that the wellhead is not thermally insulated and there are no expansion joints for the temperature expansion of the pipes, which can lead to emergency situations. In addition, instead of thermal insulation of the wellhead, tubing and temperature control of the coolant, the steam generator constantly removes heat from this zone, which leads to additional costs.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы паронагнетательной скважины и уменьшение тепловых потерь при нагнетании через нее теплоносителя в продуктивный пласт.The objective of the proposed technical solution is to increase the reliability of the steam injection well and reduce heat loss during injection through it of the coolant into the reservoir.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим строительство скважины обсаженной обсадными трубами, спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с пакером и герметизацию устья скважины.The problem is solved by the described method, including the construction of a well cased with casing pipes, lowering into it tubing string with a packer and sealing the wellhead.
Новым является то, что при строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб, в которую спускают колонну обсадных труб меньшего диаметра, прикрепляя к ней центраторы на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб участках, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, а устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство и компенсатором тепловых расширений колонны обсадных труб, спускают колонну насосно-компрессорных труб с центраторами, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан, и пакером в виде якоря-уплотнителя, расширяемого дорном, который совместно с дорном герметизирует затрубное пространство скважины и образует с обсадной трубой прочное механическое соединение, устье скважины оснащают штуцером для подачи газа в затрубное пространство, компенсатором тепловых расширений колонны насосно-компрессорных труб и изолируют разборным теплоизолирующим материалом, снабдив компенсатором тепловых расширений и защитив от атмосферных воздействий. Новым является и то, что затрубные пространства колонн обсадных и насосно-компрессорных труб освобождают от накопившейся жидкости, по мере необходимости, последовательно выдавливая подаваемым через штуцеры давлением газа через обратные клапаны, применяют компенсаторы тепловых расширений сальникового типа, корпусы которых прикрепляют к верхним муфтам обсадных труб. Кроме этого, на внутренние поверхности обсадных труб наносят теплоотражающее покрытие, в качестве теплоизолятора используют воздух, а для теплоизоляции устья скважины применяют мерные рулоны минеральной (каменной) ваты, защитив их от атмосферных воздействий, в качестве сальниковой набивки компенсаторов применяют графитсодержащий материал, а сопрягаемые с ним наружные поверхности обсадных и насосно-компрессорных труб подвергают чистовой обработке и изоляции от коррозии.What is new is that during the construction of a well, it is cased with an additional upper casing string, into which a smaller casing string is lowered, centralizers are attached to it in sections mating with the upper casing string, and a check valve is placed on the lower centralizer, and the wellhead is equipped a fitting for supplying gas to the annulus and a compensator for thermal expansion of the casing string, lower the tubing string with centralizers, moreover, on the lower centralizer a check valve is installed, and a packer in the form of an anchor-seal expanded by the mandrel, which together with the mandrel seals the annular space of the well and forms a strong mechanical connection with the casing, the wellhead is equipped with a fitting for supplying gas to the annular space, a compensator for thermal expansion of the tubing string pipes and isolate a collapsible heat-insulating material, providing a compensator for thermal expansions and protecting against atmospheric influences. The new fact is that the annular spaces of the casing and tubing strings are freed from the accumulated fluid, as necessary, successively squeezing out the gas pressure supplied through the fittings through the check valves, expansion joints of expansion joints are used, the housings of which are attached to the upper casing couplings . In addition, a heat-reflecting coating is applied to the inner surfaces of the casing, air is used as a heat insulator, and measured rolls of mineral (stone) wool are used to insulate the wellhead, protecting them from atmospheric influences, graphite-containing material is used as stuffing box packing, and mating with the outer surfaces of the casing and tubing are subjected to finishing and isolation from corrosion.
На фиг.1 приведена схема предлагаемой паронагнетательной скважины (наземный трубопровод показан условно).Figure 1 shows a diagram of the proposed steam injection wells (surface pipeline shown conditionally).
На фиг.2 - теплоизоляция устья скважины, сечение А-А по фиг.1.Figure 2 - thermal insulation of the wellhead, section AA in figure 1.
На фиг.3 - нижний центратор с обратным клапаном на колонне насосно-компрессорных труб, сечение Б-Б по фиг.1.In Fig.3 - the lower centralizer with a check valve on the tubing string, section BB in Fig.1.
На фиг.4 - обратный клапан на нижнем центраторе колонны обсадных труб, выноска В по фиг.1.Figure 4 - check valve on the lower centralizer of the casing string, callout In figure 1.
Способ осуществляют в следующей последовательности. При строительстве скважины ее обсаживают дополнительной верхней колонной обсадных труб 1 (фиг.1), в которую спускают колонну обсадных труб 2 меньшего диаметра с щелевым фильтром (на фиг. не показан) для зоны продуктивного пласта, прикрепляя к ней центраторы 3 на сопрягаемых с верхней колонной обсадных труб 1 участках, причем на нижнем центраторе размещают обратный клапан 4 (фиг.4), а устье скважины оснащают штуцером 5 (фиг.1) для подвода газа в затрубное пространство 6 и компенсатором тепловых расширений 7 (компенсатор) обсадной колонны труб 1. В колонну обсадных труб 2 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 8 с центраторами 9, причем на нижнем центраторе также размещают обратный клапан 10 (фиг.3) и пакер 11 (фиг.1) в виде якоря-уплотнителя 12, расширяемого дорном 13, который совместно с дорном 13 герметизирует затрубное пространство 14 скважины и образует с обсадной трубой 2 прочное механическое соединение, а устье скважины оснащают штуцером 15 (фиг.1) для подвода газа в затрубное пространство 14 и компенсатором 16 колонны НКТ 8. При этом образовавшиеся затрубные пространства 6 и 14 между дополнительной верхней колонной обсадных труб 1 и колонной труб меньшего диаметра 2, колоннами труб меньшего диаметра 2 и НКТ 8, заполнены воздухом. Воздух является хорошим теплоизолятором (теплопроводность - 0,03 Вт/м·К). Устье скважины изолируют разборным теплоизолирующим материалом 17, на который надевают чехол 18, имеющий гофрированный участок 19, и прикрепляют поясами 20, 21 и снабжают компенсатором 22 наземных труб 23, которые также теплоизолированы. На внутренние поверхности обсадных труб рекомендуется наносит теплоотражающее покрытие (например, цинк). Применяют компенсаторы сальникового типа, включающие корпусы 24 и 25, прикрепленные соответственно к верхним муфтам 26 и 27 обсадных труб 1 и 2. Сальниковую набивку 28 поджимают при каждой необходимости, соответственно, грундбуксами 29 и 30 с помощью гаек 31. В качестве сальниковой набивки 28 используют графитсодержащий материал, а сопрягаемые с ним наружные поверхности обсадной и НКТ подвергают чистовой обработке и защите от коррозии (например, напылением противокоррозионного материала).The method is carried out in the following sequence. During the construction of the well, it is cased with an additional upper casing string 1 (Fig. 1), into which a
При добыче высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами в продуктивный пласт необходимо подводить теплоноситель (перегретый пар) с температурой до 350°С. Материалы всех элементов конструкции скважины должны быть работоспособными в этих условиях. Известные материалы - минеральная (каменная) - вата могут применяться для теплоизоляции поверхностей с рабочей температурой до 700°С. Они имеют хорошие теплоизоляционные свойства (теплопроводность при температуре 300°С - 0,09-0,16 Вт/м·К), волокнистую структуру, несгораемы, сжимаемы, экологически безопасны, могут поставляться в виде прошитых рулонов заданной толщины и в виде прошитых рулонов армированных стальной сеткой и алюминиевой фольгой. Однако при применении этих материалов на практике необходимо надежно предохранять их от атмосферных воздействий. Это обеспечивает защитный чехол 18, изготавливаемый из армированной полиэтиленовой пленки. Гофрированный участок 19 защитного чехла 18 предохраняет его от разрушения при работе. В качестве материала сальниковой набивки 28 компенсаторов 7 и 16 предлагаем применять материал типа "Графлекс", который состоит на 99% из графита и связующего, может работать при температурах выше 700°С, формуется, прессуется и обладает смазывающими свойствами.When producing highly viscous oils and bitumen by thermal methods, it is necessary to supply a coolant (superheated steam) with a temperature of up to 350 ° C to the reservoir. The materials of all structural elements of the well must be operational under these conditions. Known materials - mineral (stone) - wool can be used for thermal insulation of surfaces with a working temperature of up to 700 ° C. They have good thermal insulation properties (thermal conductivity at a temperature of 300 ° C - 0.09-0.16 W / m · K), fibrous structure, fireproof, compressible, environmentally friendly, can be delivered in the form of stitched rolls of a given thickness and in the form of stitched rolls reinforced with steel mesh and aluminum foil. However, when using these materials in practice, it is necessary to reliably protect them from atmospheric influences. This provides a
Закачку пара в продуктивный пласт осуществляют через наземную теплоизолированную трубу 23 и НКТ 8 (фиг.1). При этом кольцевые полости 6 и 14 заполнены воздухом и совместно с теплоизолирующим материалом 17 уменьшают теплопотери пара. Возникающие при этом температурные расширения колонны обсадных труб 2, НКТ 8 и труб 23 компенсируют соответствующие компенсаторы 7, 16 и 22. В случае заполнения кольцевых полостей 6 и 14 скважинной жидкостью (водой), увеличивающей теплопотери пара, сначала подключают источник газа к штуцеру 5 и давлением выдавливают воду через обратный клапан 4 в полость 14, затем подключают источник газа к штуцеру 15 и выдавливают воду через обратный клапан 10 вовнутрь НКТ. Эти операции выполняют по мере необходимости. В качестве газа можно использовать сухой пар.Steam is injected into the reservoir through a ground insulated pipe 23 and tubing 8 (figure 1). In this case, the
Наличие теплоизолирующих полостей 6 и 14 позволяет также предохранить цементный камень колонны обсадных труб скважины от воздействия высоких температур.The presence of
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа сооружения и эксплуатации паронагнетательной скважины заключается в следующем. Оснащение НКТ пакером, а скважины компенсаторами, расположенными на поверхности и удобными для обслуживания, повышает надежность работы скважины. Теплоизоляция устья скважины разборным теплоизолирующим материалом, защищенным от атмосферных воздействий, и наличие нескольких теплоизолирующих полостей, заполненных воздухом, а также покрытие внутренних поверхностей обсадных труб теплоотражающим материалом позволит уменьшить потери тепла при нагнетании теплоносителя в продуктивный пласт. Периодическое выдавливание накопившейся в полостях жидкости не вызывает технических трудностей. Применение в качестве теплоизолирующего материала минеральной (каменной) ваты, а в качестве сальниковой набивки - графитосодержащего материала позволит повысить температуру нагнетаемого теплоносителя. Применение простых компенсаторов сальникового типа, размещение их на верхних муфтах обсадных труб, а также чистовая обработка и изоляция сопрягаемых с ними поверхностей обсадной и НКТ от коррозии также повышает надежность работы скважины. Для герметизации устья скважины не требуется применения дорогостоящей арматуры. Способ применим в наклонных и горизонтальных скважинах.The technical and economic advantage of the proposed method for the construction and operation of a steam injection well is as follows. Equipping the tubing with a packer, and the wells with compensators located on the surface and convenient for maintenance, increases the reliability of the well. Thermal insulation of the wellhead with a collapsible heat-insulating material protected from atmospheric influences, and the presence of several heat-insulating cavities filled with air, as well as coating the inner surfaces of the casing with heat-reflecting material will reduce heat loss during injection of the coolant into the reservoir. Periodic extrusion of fluid accumulated in the cavities does not cause technical difficulties. The use of mineral (stone) wool as a heat-insulating material, and graphite-containing material as an stuffing box will increase the temperature of the pumped coolant. The use of simple stuffing box expansion joints, their placement on the upper casing couplings, as well as the finishing and isolation of the surfaces of the casing and tubing mating with them from corrosion also increase the reliability of the well. To seal the wellhead does not require the use of expensive valves. The method is applicable in deviated and horizontal wells.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109016/03A RU2339809C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method for construction and operation of steam well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109016/03A RU2339809C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method for construction and operation of steam well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007109016A RU2007109016A (en) | 2008-09-20 |
RU2339809C1 true RU2339809C1 (en) | 2008-11-27 |
Family
ID=39867587
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007109016/03A RU2339809C1 (en) | 2007-03-12 | 2007-03-12 | Method for construction and operation of steam well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2339809C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9303493B2 (en) | 2009-05-15 | 2016-04-05 | Vast Power Portfolio, Llc | Method and apparatus for strain relief in thermal liners for fluid transfer |
RU2649732C2 (en) * | 2012-08-13 | 2018-04-04 | Шаньдун Хуаси Петролеум Текнолоджи Сервис Ко., Лтд. | Method and device for increasing dryness of boiler steam for steam injection |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8261832B2 (en) * | 2008-10-13 | 2012-09-11 | Shell Oil Company | Heating subsurface formations with fluids |
CN110778299A (en) * | 2019-11-12 | 2020-02-11 | 盘锦兴隆石化机械有限公司 | Steam injection heat insulation underground compensator |
-
2007
- 2007-03-12 RU RU2007109016/03A patent/RU2339809C1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9303493B2 (en) | 2009-05-15 | 2016-04-05 | Vast Power Portfolio, Llc | Method and apparatus for strain relief in thermal liners for fluid transfer |
RU2649732C2 (en) * | 2012-08-13 | 2018-04-04 | Шаньдун Хуаси Петролеум Текнолоджи Сервис Ко., Лтд. | Method and device for increasing dryness of boiler steam for steam injection |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007109016A (en) | 2008-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2144975C1 (en) | Method of installation of double-walled isolated flow string and double-walled isolated flow string | |
RU2436925C2 (en) | Multilateral well and method, and system using this well | |
RU2339809C1 (en) | Method for construction and operation of steam well | |
CN103615199A (en) | Oil extraction processing device for achieving steam injection, oil extraction and temperature-pressure real-time monitoring in shaft of horizontal well with three tubes | |
US4512410A (en) | Geothermal expansion wellhead system | |
US3654691A (en) | Process for constructing prestressed conduit for heated fluids | |
CN107605454A (en) | Go out gas drilling hole and go out the method for gas drilling hole conveying coal gas | |
US3160208A (en) | Production well assembly for in situ combustion | |
RU2441148C1 (en) | Method of high-viscosity oil accumulation development | |
CN107100552B (en) | Composite oil pipe with wear-resistant lining and heat insulation wrapping outside | |
US20210230962A1 (en) | Swellable packer assembly for a wellbore system | |
RU2133324C1 (en) | Thermoisolated string | |
RU2688807C1 (en) | Compensator of thermobaric changes of tubing string length | |
Lepper | Production casing performance in a thermal field | |
RU211471U1 (en) | TUBE AND COMPRESSOR PIPE WITH THIN LAYER THERMAL INSULATION | |
CN207144923U (en) | Go out gas drilling hole | |
CA3085287A1 (en) | Gas insulated tubing | |
US20240102601A1 (en) | Apparatus, system and method for insulated conducting of fluids | |
RU2652776C1 (en) | Method of manufacture of thermally insulated casing string and casing string implemented by this method | |
RU2653156C1 (en) | Casing packer (options) | |
US20240102599A1 (en) | Apparatus, system and method for insulated conducting of fluids | |
Yu et al. | A Review of Research Status and Prospect of Vacuum Insulated Tubing Insulation System | |
SU740932A1 (en) | Heat-insulated string for injecting heat carrier into formation | |
RU2007104140A (en) | METHOD FOR PRODUCING FROM UNDERGROUND DEPOSITS OF HEAVY AND / OR HIGH-VISCOUS HYDROCARBONS | |
CN101324178A (en) | Casing tube heightening well head safety compensation apparatus |