RU2688991C2

RU2688991C2 - Improvement in fluid media in extraction from reservoir beds

Info

Publication number: RU2688991C2
Application number: RU2016152051A
Authority: RU
Inventors: Рагнар СТОККЕ; Вильям БАККЕ; Бьёргулф Хаукелидсетер ЭЙДЕСЕН
Original assignee: Статойл Петролеум Ас
Priority date: 2014-06-26
Filing date: 2015-06-26
Publication date: 2019-05-23
Also published as: BR112016030283B1; NO20170108A1; WO2015197817A3; GB2527579B; CA2953430C; GB201411404D0; RU2016152051A; RU2016152051A3; CA2953430A1; BR112016030283A2; WO2015197817A2; GB2527579A

Abstract

FIELD: mining.SUBSTANCE: group of inventions relates to production of fluids from underground reservoir beds. Method of producing fluid from hydrocarbon reservoir beds provides section of production tubing string – tubing in well. This section is made with possibility to pass flow of produced fluid through it. Circulation of fluid medium near the production tubing string section is performed in order to protect the produced fluid medium from lowering its temperature below the preset one. Note here that at least one underwater circulating pump is used for circulating fluid medium.EFFECT: increased efficiency of hydrocarbon media production due to uninterrupted flow supply mode.22 cl, 6 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Настоящее изобретение относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов. В конкретных вариантах осуществления изобретение относится к обеспечению бесперебойного режима подачи потока в подводных скважинах и подводных трубопроводах, которые могут применяться для транспортировки углеводородных добываемых текучих сред из скважины на большие расстояния.The present invention relates to the field of production of fluids from subterranean reservoirs. In particular embodiments, the invention relates to providing uninterrupted flow conditions in subsea wells and subsea pipelines that can be used to transport hydrocarbon produced fluids from a well over long distances.

Уровень техникиThe level of technology

Добывающие скважины применяются для добычи текучей среды из пластов-коллекторов в геологической среде. В частности, текучие среды в виде нефти и газа добывают при помощи скважин, как это обычно имеет место в нефтегазовой отрасли. Добываемая текучая среда обычно поступает в скважину из подземного пласта-коллектора под действием давления в естественных условиях, а затем вытекает из скважины внутри специализированной эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенной в скважине. В скважине может быть установлен добычной насос, чтобы способствовать втягиванию текучей среды в скважину и ее поступлению по эксплуатационной колонне НКТ на поверхность. Добываемую текучую среду из скважины затем транспортируют по трубопроводам к расположенному ниже по потоку промысловому объекту, например, к плавучей нефтедобычной платформе (в случае шельфовой скважины), где текучая среда может подвергаться дальнейшей обработке. В системе добычи на поверхности, например, на морском дне могут быть предусмотрены дополнительные «бустерные насосы», способствующие откачке добываемой текучей среды из скважины по трубопроводу к расположенному ниже по потоку промысловому объекту с подходящей скоростью.Production wells are used to extract fluid from reservoirs in the geological environment. In particular, fluids in the form of oil and gas are produced by wells, as is usually the case in the oil and gas industry. The produced fluid usually enters the well from the subterranean reservoir under the effect of pressure in natural conditions, and then flows out of the well inside a specialized production tubing string (NCP) located in the well. A production pump may be installed in the well to assist in drawing fluid into the well and in its flow through the production tubing to the surface. The produced fluid from the well is then transported through pipelines to a downstream field object, for example, to a floating oil production platform (in the case of an offshore well), where the fluid can be further processed. In the production system on the surface, for example, on the seabed, additional “booster pumps” may be provided to facilitate the pumping of the produced fluid from the well through the pipeline to the downstream field object at a suitable speed.

Текучая среда, поступающий в скважину, может в общем случае различаться по составу в различных пластах-коллекторах и нефтяных месторождениях. Например, добываемая текучая среда может представлять собой многофазную текучую среду, содержащий нефть, газ и воду в различных количествах, в зависимости от рассматриваемого нефтяного месторождения или пласта-коллектора. Кроме того, текучая среда может переносить разнообразные твердые частицы. Это приводит к возникновению проблем при транспортировке текучей среды, поэтому важно обеспечить, чтобы добываемая текучая среда могла течь и эффективно транспортироваться во времени, учитывая значительные расходы на остановки и ремонт. При транспортировке нефти парафин может выделяться в осадок в твердой форме и осаждаться на внутренних поверхностях трубопроводов или других проточных каналов, если температура нефти упадет ниже некоторой температуры появления парафина (ТПП). Кроме того, в трубопроводе могут образовываться гидраты ниже соответствующего порога гидратообразования. Такие парафиновые отложения и гидраты могут вызывать закупорки в трубопроводе. Таким образом, важно проектировать системы добычи и транспортировки текучих сред, принимая во внимание такие проблемы, чтобы обеспечить так называемый «бесперебойный режим подачи потока» в системе добычи текучих сред.Fluid flowing into the well may, in general, vary in composition in different reservoirs and oil fields. For example, the produced fluid may be a multi-phase fluid containing oil, gas, and water in varying amounts, depending on the oil field or reservoir formation in question. In addition, the fluid can carry a variety of solid particles. This leads to problems when transporting fluid, so it is important to ensure that the produced fluid can flow and be efficiently transported in time, given the significant costs of shutdowns and repairs. When transporting oil, paraffin may precipitate in solid form and precipitate on the internal surfaces of pipelines or other flow channels if the temperature of the oil falls below a certain paraffin onset temperature (CCI). In addition, hydrates may form in the pipeline below the corresponding hydrate formation threshold. Such paraffin deposits and hydrates can cause blockages in the pipeline. Thus, it is important to design systems for the production and transportation of fluids, taking into account such problems, to ensure the so-called "uninterrupted flow regime" in the fluid production system.

Борьба с парафино- и гидратообразованием является особенно важной в случаях транспортировки добываемых текучих сред по трубопроводам на большие расстояния (например, 10 км или более) в подводной среде, так как температура добываемой текучей среды будет проявлять тенденцию к значительному снижению по мере рассеивания тепла через стенки трубопровода в окружающее море. Море, как правило, может иметь температуру на морском дне около 4-5°С, а на глубоководных участках могут существовать даже температуры ниже нуля.Combating paraffin and hydrate formation is particularly important in cases of transportation of produced fluids through pipelines over long distances (for example, 10 km or more) in a submerged environment, since the temperature of the produced fluid will tend to decrease significantly as heat dissipates through the walls. pipeline to the surrounding sea. The sea, as a rule, can have a temperature on the seabed of about 4-5 ° С, and even temperatures below zero can exist in deep-sea areas.

Некоторые пласты-коллекторы значительно труднее эксплуатировать, чем другие. Считается, что удаленные пласты-коллекторы при небольшой глубине и низкой температуре и/или давлении (близким к пределам парафино- и гидратообразования) предъявляют такие жесткие требования, что добыча из них при существующих подходах к обеспечению бесперебойного режима подачи потока рассматривается в качестве нерентабельной или неосуществимой.Some reservoirs are significantly more difficult to exploit than others. It is believed that remote reservoirs with shallow depth and low temperature and / or pressure (close to the limits of paraffin and hydrate formation) impose such strict requirements that the extraction of them with existing approaches to ensure uninterrupted flow regime is considered unprofitable or impracticable. .

Сущность изобретенияSummary of Invention

В различных вариантах осуществления авторами изобретения разработаны решения по добыче текучих сред из неглубоко залегающих низкотемпературных пластов-коллекторов, таких как описаны выше. В конкретных вариантах осуществления эти решения идут вразрез с традиционными подходами к проектированию бесперебойного режима подачи потока.In various embodiments, the inventors have developed solutions for the extraction of fluids from shallow low-temperature reservoir beds, such as those described above. In specific embodiments, the implementation of these solutions are contrary to traditional approaches to the design of uninterrupted flow mode.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие этапы:According to a first aspect of the present invention, there is provided a method for extracting a fluid from a hydrocarbon reservoir, comprising the following steps:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ в скважине, при этом участок колонны НКТ выполнен с возможностью пропускания через него потока добываемой текучей среды; иa. provide a section of the production tubing in the well, while the section of the tubing is configured to pass through it a stream of produced fluid; and

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы защитить добываемую текучую среду от понижения ее температуры ниже заданной.b. circulating fluid is circulated near the section of the production tubing in order to protect the produced fluid from lowering its temperature below the target value.

Заданная температура может представлять собой температуру появления парафина, температуру образования гидратов или температуру равновесия гидратов, например, пороговую температуру для появления парафина или образования гидратов.The predetermined temperature can be a wax appearance temperature, a hydrate formation temperature, or a hydrate equilibrium temperature, for example, a threshold temperature for the appearance of paraffin or the formation of hydrates.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие этапы:According to a second aspect of the present invention, there is provided a method for extracting a fluid from a hydrocarbon reservoir, comprising the following steps:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ в скважине, при этом участок колонны НКТ выполнен с возможностью пропускания в нем потока добываемой текучей среды; иa. provide the section of the production tubing in the well, while the section of the tubing is configured to pass the flow of the produced fluid in it; and

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы циркулирующая текучая среда защищала добываемую текучую среду от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.b. circulating fluid is circulated near the section of the production tubing so that the circulating fluid protects the produced fluid from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

Циркулирующая текучая среда может содержать рабочую текучую среду гидросистемы для управления работой внутрискважинного добычного насоса. Рабочая текучая среда может содержать или быть получена на основе одной или более из: i) закачанной жидкости или жидкости, закачиваемой в пласт-коллектор через другую, нагнетательную скважину; ii) подготовленной морской воды; и iii) воды, добываемой из пласта-коллектора.The circulating fluid may contain a hydraulic working fluid for controlling the operation of the downhole production pump. The working fluid may contain or be obtained on the basis of one or more of: i) injected fluid or fluid injected into a reservoir through another injection well; ii) prepared seawater; and iii) water produced from a reservoir.

Как правило, способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного циркуляционного насоса, установленного на морском дне, для циркулирования циркулирующей текучей среды. Способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного надводного циркуляционного насоса для циркулирования циркулирующей текучей среды.Typically, the method may additionally include the use of at least one circulation pump installed on the seabed to circulate the circulating fluid. The method may further include applying at least one above-surface circulation pump to circulate the circulating fluid.

Способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного внутрискважинного добычного насоса для перекачивания добываемой текучей среды, чтобы способствовать протеканию текучей среды через участок эксплуатационной колонны НКТ к поверхности и из скважины. Как правило, внутрискважинный добычной насос представляет собой гидравлический погружной насос.The method may additionally include the use of at least one downhole production pump for pumping the produced fluid to facilitate the flow of fluid through a portion of the production tubing to the surface and from the well. Typically, a submersible mining pump is a hydraulic submersible pump.

Этап циркулирования может выполняться в ходе выкачивания добываемой текучей среды из скважины при помощи внутрискважинного добычного насоса. В качестве альтернативного или дополнительного варианта этап циркулирования может выполняться перед началом добычи из скважины при помощи добычного насоса.The circulating step can be carried out during the pumping of the produced fluid from the well with a downhole mining pump. As an alternative or additional option, the circulation step may be performed before starting production from the well using a mining pump.

Циркулирующая текучая среда может циркулировать, поступая в скважину, а затем возвращаясь из скважины через байпасное устройство на внутрискважинном добычном насосе. Байпасное устройство может содержать по меньшей мере один клапан. Клапан может быть выполнен с возможностью генерирования тепловой энергии в текучей среде, например, клапан может обеспечивать путь движения с ограничением или бурным состоянием потока, что приводит к взбалтыванию циркулирующей текучей среды с генерированием тепла. Циркулирующая текучая среда может циркулировать в скважине по кольцевому пространству, окружающему участок эксплуатационной колонны НКТ.Circulating fluid can circulate, entering the well, and then returning from the well through the bypass device on the downhole production pump. The bypass device may contain at least one valve. The valve can be configured to generate heat energy in a fluid, for example, the valve can provide a path of travel with a restriction or a rapid state of flow, which leads to agitation of the circulating fluid with heat generation. Circulating fluid can circulate in the well through the annular space surrounding the area of the production tubing.

Циркулирующая текучая среда предпочтительно циркулирует в замкнутом контуре. Циркулирующая текучая среда может выкачиваться из скважины посредством циркуляции в насосно-компрессорной трубе внутри эксплуатационной колонны НКТ. При эксплуатации насоса в нем может генерироваться тепло. Соответственно, тепловая энергия, генерируемая в насосе, например, при помощи его рабочих механизмов, может передаваться циркулирующей текучей среды на насосе при ее прохождении через него. Способ может дополнительно включать в себя применение нагревателя для передачи тепловой энергии циркулирующей текучей среды. Таким образом, циркуляционный насос и/или нагреватель могут нагревать циркулирующую текучую среду. Поскольку указанная текучая среда циркулирует предпочтительно в замкнутом контуре, такая тепловая энергия передается непрерывно с постепенным нарастанием, поддерживая температуру циркулирующей текучей среды или нагревая ее до требуемой температуры. Проточный канал для циркулирующей текучей среды может, например, быть ограничен областью кольцевого пространства между внешней поверхностью эксплуатационной колонны НКТ и внутренней поверхностью наружной насосно-компрессорной колонны, в которую помещена эксплуатационная колонна НКТ. Наружная насосно-компрессорная колонна может, например, представлять собой обсадную трубу или другую насосно-компрессорную колонну между обсадной трубой и эксплуатационной колонной НКТ. Циркулирующая текучая среда может поэтому протекать через канал, прилегающий к этим поверхностям и контактирующий с ними. Управление циркуляционным насосом для перекачивания циркулирующей текучей среды при высоком уровне, например, скорости работы насоса, позволяет генерировать в насосе и, вследствие этого, в циркулирующей текучей среды, значительное количество тепла, которое может быть использовано в настоящем изобретении для защиты эксплуатационной колонны НКТ от появления или выпадение парафина, или гидратообразования. Тепловая энергия из насоса предпочтительно может позволять температуре циркулирующей текучей среды оставаться равной или превышать заданную температуру, например, температуру появления парафина или гидратообразования, по всей длине проточного канала в скважине, чтобы, в свою очередь, температура добываемой текучей среды, выходящей из скважины, также не могла опуститься ниже этой температуры.The circulating fluid preferably circulates in a closed circuit. Circulating fluid can be pumped out of the well by circulating in the tubing inside the production tubing. During operation of the pump it can generate heat. Accordingly, the heat energy generated in the pump, for example, by means of its operating mechanisms, can be transferred to the circulating fluid at the pump as it passes through it. The method may additionally include the use of a heater to transfer thermal energy of the circulating fluid. Thus, the circulation pump and / or heater can heat the circulating fluid. Since this fluid circulates preferably in a closed loop, this heat energy is transferred continuously with a gradual increase, maintaining the temperature of the circulating fluid or heating it to the desired temperature. The flow channel for the circulating fluid may, for example, be limited to the area of the annular space between the outer surface of the production tubing and the internal surface of the outer tubing in which the production tubing is placed. The outer tubing may, for example, be a casing or other tubing between the casing and the production tubing. The circulating fluid can therefore flow through the channel adjacent to these surfaces and in contact with them. Controlling a circulating pump to pump circulating fluid at a high level, such as pump speed, allows the pump to generate a significant amount of heat in the circulating fluid that can be used in the present invention to protect the production tubing from or paraffin or hydrate formation. The heat energy from the pump can preferably allow the temperature of the circulating fluid to remain equal to or exceed a predetermined temperature, for example, the temperature of the appearance of paraffin or hydrate formation, along the entire length of the flow channel in the well, so that, in turn, the temperature of the produced fluid leaving the well, could not sink below this temperature.

Таким образом, этап циркулирования может выполняться с целью генерирования тепловой энергии, которая защищает добываемую текучую среду от выпадения гидратов или парафина, или предотвращает понижение температуры добываемой текучей среды, находящейся в скважине, ниже заданной. Работая таким образом, эксплуатационная колонна НКТ может обеспечить возможность протекания добываемой текучей среды в парафинобезопасной и гидратобезопасной области эксплуатационных режимов.Thus, the circulating step can be performed to generate thermal energy that protects the produced fluid from hydrates or paraffin, or prevents the temperature of the produced fluid in the well below the setpoint to drop. By working in this way, the production tubing can provide the possibility of the flow of produced fluid in the paraffin-safe and hydrate-safe area of operating conditions.

После выхода из скважины добываемая текучая среда может перекачиваться далее ниже по потоку при помощи бустерного насоса. С этой целью способ может, таким образом, дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного донного бустерного насоса для перекачивания и транспортировки добываемой текучей среды из скважины по подводному трубопроводу к месту назначения ниже по потоку. Донный бустерный насос предпочтительно работает таким образом, чтобы добываемая текучая среда в трубопроводе взаимодействовала с поверхностью трубопровода и генерировала теплоту трения, предотвращая посредством этого появление парафина, выпадение парафина и/или образование гидратов. Трубопровод предпочтительно изолирован и может, как правило, иметь коэффициент U изоляции, равный или меньший, чем 1 Вт/(м²⋅К). Длина трубопровода, как правило, превышает 30 км.After leaving the well, the produced fluid can be pumped further downstream by means of a booster pump. To this end, the method may thus additionally include the use of at least one bottom booster pump for pumping and transporting produced fluid from the well through the subsea pipeline to its destination downstream. The bottom booster pump preferably operates in such a way that the produced fluid in the pipeline interacts with the surface of the pipeline and generates friction heat, thereby preventing paraffin, paraffin and / or hydrate formation. The pipeline is preferably insulated and may, as a rule, have an insulation coefficient U equal to or less than 1 W / (m ² K). The length of the pipeline, as a rule, exceeds 30 km.

Бустерный насос и циркуляционный насос предпочтительно предусмотрены на общем объекте на морском дне.A booster pump and a circulation pump are preferably provided on a common facility on the seabed.

Настоящий способ, в частности, используется предпочтительно, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет низкую температуру, например, близкую к температуре появления парафина, температуре равновесия гидратов или температуре образования гидратов, например, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет температуру, превышающую вышеуказанную температуру появления парафина, равновесия гидратов или образования гидратов, например, на 5-10°С или меньше, такую как температура, превышающая ее на 4°С или меньше, 2°С или меньше, или 1°С или меньше. Как правило, равновесные температуры гидратообразования могут, составлять 20°С или меньше, в некоторых случаях 30°С или меньше, или даже 40°С или меньше. Температуры появления парафина, как правило, находились бы в диапазоне от 15 до 30°С. Текучая среда из пласта-коллектора, как правило, содержит нефть, которая может относиться к любому типу. Настоящий способ может быть особенно полезен, когда текучая среда содержит тяжелую нефть, например, сверхтяжелую нефть с компонентами, склонными к парафинообразованию. Текучая среда из коллектора может иметь низкий газонефтяной фактор (ГНФ) и/или низкое давление насыщения нефти газом.This method, in particular, is used preferably when the hydrocarbon reservoir (and the hydrocarbon fluids produced from it) have a low temperature, for example, close to the temperature of paraffin formation, the equilibrium temperature of hydrates or the formation of hydrates, for example, the reservoir (and hydrocarbon fluids produced from it) has a temperature that is higher than the above-mentioned temperature for the appearance of paraffin, hydrate equilibrium or hydrate formation, for example, by 5-10 ° or less, such as a temperature exceeding its at 4 ° C or less, 2 ° C or less, or 1 ° C or less. As a rule, the equilibrium temperature of hydrate formation may be 20 ° C or less, in some cases 30 ° C or less, or even 40 ° C or less. The temperature of the appearance of paraffin, as a rule, would be in the range from 15 to 30 ° C. Fluid from the reservoir, as a rule, contains oil, which can be of any type. This method can be especially useful when the fluid contains heavy oil, for example, super heavy oil with components that are prone to paraffin formation. The fluid from the reservoir may have a low gas-oil factor (GNF) and / or low oil saturation pressure of gas.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие шаги:According to a third aspect of the present invention, a method for producing a fluid from a hydrocarbon reservoir is proposed, comprising the following steps:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ и по меньшей мере один внутрискважинный добычной насос в скважине, при этом внутрискважинный добычной насос выполняют с возможностью приведения в действие рабочей текучей средой гидросистемы; иa. provide a section of the production tubing and at least one downhole production pump in the well, while the downhole production pump is performed with the ability to actuate the working fluid of the hydraulic system; and

b. подают рабочую текучую среду гидросистемы к внутрискважинному добычному насосу для приведения в действие добычного насоса, чтобы перекачивать добываемую текучую среду через участок эксплуатационной колонны НКТ, причем рабочая текучая среда гидросистемы находится в тепловом контакте с эксплуатационной колонной НКТ и обеспечивает тепловую защиту добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.b. delivers hydraulic fluid to the downhole production pump to drive the mining pump to pump the produced fluid through the production tubing section, the hydraulic fluid working in thermal contact with the production tubing and provides thermal protection of the produced fluid from one or more from: hydrate formation; paraffin wax; and paraffin waxing.

Рабочая текучая среда гидросистемы может подаваться, чтобы предотвращать понижение температуры текучей среды из пласта-коллектора ниже заданной температуры в колонне НКТ, например, в потоке добываемой текучей среды из скважины и, например, к донному бустерному насосу или другому оборудованию для обработки добываемой текучей среды, расположенному ниже по потоку от скважины.Hydraulic system working fluid can be supplied to prevent the temperature of the fluid from the reservoir reservoir from dropping below a predetermined temperature in the tubing string, for example, in the well produced fluid stream and, for example, to the bottom booster pump or other equipment for treating the produced fluid, located downstream of the well.

Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие шаги:According to a fourth aspect of the present invention, there is provided a method for extracting a fluid from a hydrocarbon reservoir, comprising the following steps:

a. обеспечивают по меньшей мере один участок эксплуатационной колонны НКТ; иa. provide at least one section of the production tubing; and

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, при этом циркулирующая текучая среда обеспечивает тепловую энергию для защиты содержимого колонны НКТ от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.b. circulating fluid is circulated near the section of the production tubing, while the circulating fluid provides thermal energy to protect the contents of the tubing from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

Согласно пятому аспекту настоящего изобретения предлагается способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя обеспечение по меньшей мере одного участка трубопровода, выполненного с возможностью транспортирования добываемой текучей среды, и циркулирование циркулирующей текучей среды таким образом, чтобы она находилась в тепловом контакте с участком трубопровода и обеспечивала тепловую энергию, которая служит для защиты добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.According to a fifth aspect of the present invention, a method of transporting a produced fluid from a well is proposed, comprising providing at least one pipeline section configured to transport the produced fluid, and circulating the circulating fluid so that it is in thermal contact with the pipeline section and provided heat energy that serves to protect the produced fluid from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

Циркулирующая текучая среда и добываемая текучая среда, как правило, находятся на противоположных сторонах стенки участка трубопровода. Циркулирующая текучая среда предпочтительно циркулирует в кольцевом пространстве вокруг участка трубопровода.Circulating fluid and produced fluid, as a rule, are located on opposite sides of the wall section of the pipeline. The circulating fluid preferably circulates in the annular space around the pipeline section.

Согласно шестому аспекту изобретения предлагается оборудование для реализации способа согласно любому из аспектов с первого по пятый.According to a sixth aspect of the invention, equipment is provided for implementing the method according to any one of the first to fifth aspects.

Дополнительные преимущества конкретных признаков и вариантов осуществления изобретения станут очевидными из описания, чертежей и формулы изобретения.Additional advantages of particular features and embodiments of the invention will become apparent from the description, drawings, and claims.

Каждый из вышеназванных аспектов может обладать дополнительными признаками, как описано в любом другом аспекте, и признаки, раскрытые в любом месте настоящего документа связи с одним вариантом осуществления, могут быть включены в другие варианты осуществления или аспекты в качестве дополнительного признака или вместо любого другого признака.Each of the above aspects may have additional features, as described in any other aspect, and features disclosed anywhere in this document relating to one embodiment may be included in other embodiments or aspects as an additional feature or instead of any other feature.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Теперь, только в качестве примера, будут раскрыты варианты осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи.Now, by way of example only, embodiments of the invention will be disclosed with reference to the accompanying drawings.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение оборудования для добычи текучей среды из скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.FIG. 1 is a schematic representation of equipment for extracting a fluid from a well in accordance with an embodiment of the present invention.

На фиг. 2 представлено поперечное сечение скважины и размещенной в ней эксплуатационной колонны НКТ, показанной на фиг. 1 (за исключением насоса и пакера для кольцевого пространства, которые показаны лишь схематически).FIG. 2 shows the cross-section of the well and the production tubing in it, shown in FIG. 1 (with the exception of the pump and packer for the annular space, which are shown only schematically).

На фиг. 3А и 3В представлены графики результатов моделирования для температуры добываемой текучей среды и скорости текучей среды в зависимости от расстояния для потока, приводимого в движение с помощью насоса.FIG. 3A and 3B are graphs of the simulation results for the temperature of the produced fluid and the velocity of the fluid versus the distance for the flow set in motion by the pump.

На фиг. 4 представлена блок-схема способа добычи текучей среды из скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.FIG. 4 is a flowchart of a method for producing a fluid from a well in accordance with an embodiment of the present invention.

На фиг. 5 представлена блок-схема способа добычи текучей среды из скважины в соответствии с другим вариантом осуществления.FIG. 5 is a flowchart of a method for producing a fluid from a well in accordance with another embodiment.

На фиг. 1 показано оборудование 1 для добычи нефти из скважины 50. Оборудование показано распределенным по местоположениям А, В и С. Скважина представляет собой подводную скважину и показана в местоположении А проходящей от морского дна в подземном углеводородном пласте-коллекторе 51. Скважина 50 снабжена фонтанной арматурой 52 на морском дне 53 наверху скважины, обеспечивающей клапаны и узлы соединения для управления скважиной и обеспечения доступа текучих сред в скважину и из скважины. В местоположении В, также на морском дне 51, оборудование 1 содержит насосную станцию 20, а в местоположении С оборудование содержит плавучую добывающую платформу 30 на морской поверхности 21, к которой транспортируется текучая среда, добываемая из скважины.FIG. 1 shows equipment 1 for producing oil from a well 50. The equipment is shown distributed over locations A, B and C. The well is a subsea well and is shown at location A extending from the seabed in an underground hydrocarbon reservoir 51. The well 50 is equipped with an X-tree valve 52 on the seabed 53 at the top of the well, providing valves and connections for controlling the well and allowing fluid access to and from the well. At location B, also on the seabed 51, equipment 1 contains a pumping station 20, and at location C, the equipment contains a floating production platform 30 on the sea surface 21 to which the fluid produced from the well is transported.

Как далее показано на фиг. 2, оборудование содержит внутрискважинный добычной насос в виде гидравлического погружного насоса (ГПН) 2, расположенного в стволе скважины 50. ГПН 2 имеет гидравлический привод, обеспечиваемый рабочей текучей средой гидросистемы, такой как вода, подаваемая в скважину к ГПН 2 в замкнутом контуре 3. Рабочая текучая среда гидросистемы подается по впускной циркуляционной трубе 4 вдоль области 13 кольцевого потока и обратно из скважины по выпускной циркуляционной трубе 5. Оборудование содержит циркуляционный насос 6 на насосной станции 20, который перекачивает рабочую текучую среду по замкнутому контуру 3 к ГПН 2 в скважине.As further shown in FIG. 2, the equipment contains a downhole production pump in the form of a hydraulic submersible pump (GPN) 2 located in the well bore 50. The FPG 2 has a hydraulic drive provided by the working fluid of the hydraulic system, such as water supplied to the well to the FP 2 in a closed loop 3. The working fluid of the hydraulic system is supplied through the inlet circulation pipe 4 along the area 13 of the annular flow and back from the well through the exhaust circulation pipe 5. The equipment contains a circulation pump 6 at the pumping station 20, which pumps the working fluid in a closed circuit 3 to GPN 2 in the well.

Добычной насос 2 применяется для втягивания добываемой текучей среды, например, углеводородной текучей среды, такой как нефть и газ, из пласта-коллектора в эксплуатационную колонну НКТ 7 и перекачивания добываемой текучей среды из скважины к добывающей платформе. Чтобы способствовать перемещению добываемой текучей среды к добывающей платформе, оборудование содержит бустерный насос 8, который также предусмотрен на насосной станции 20 на морском дне. Бустерный насос 8 выполнен с возможностью перекачивания добываемой текучей среды по трубопроводу 9 к добывающей платформе 30.The production pump 2 is used to draw the produced fluid, for example, a hydrocarbon fluid such as oil and gas, from the reservoir into the production tubing 7 and pump the produced fluid from the well to the production platform. In order to facilitate the movement of the produced fluid to the production platform, the equipment comprises a booster pump 8, which is also provided at the pumping station 20 on the seabed. Booster pump 8 is made with the possibility of pumping the produced fluid through the pipeline 9 to the production platform 30.

Оборудование 1 применяется, в частности, чтобы способствовать добыче нефти из неглубоко залегающих пластов-коллекторов, где температуры пластов-коллекторов относительно низки, при этом температура нефти близка к температуре, ниже которой парафин может выделяться в осадок из нефти, или ниже которой могут образовываться гидраты. В таких условиях существует риск выпадения парафина и образования закупорок внутри эксплуатационной колонны НКТ по мере остывания нефти при ее транспортировке из скважины.Equipment 1 is used, in particular, to promote oil production from shallow reservoir beds, where the temperatures of the reservoir beds are relatively low, while the oil temperature is close to the temperature below which paraffin can precipitate from the oil, or below which hydrates can form . In such conditions, there is a risk of paraffin falling and blockage inside the production tubing as the oil cools as it is transported from the well.

Циркуляционный насос 6 работает на скорости, при которой в насосе генерируется значительная тепловая энергия. Тепло передается к рабочей текучей среде гидросистемы в насосе при прохождении данной текучей среды через него. Рабочую текучую среду подают в скважину по впускной циркуляционной трубе через область 13 потока в скважине так, чтобы она циркулировала рядом с эксплуатационной колонной НКТ. Область 13 потока предусмотрена между эксплуатационной колонной НКТ 7 и наружной насосно-компрессорной колонной, такой как обсадная колонна 14, которая облицовывает стенку 15 горной породы в скважине. Тепловая энергия в рабочей текучей среде гидросистемы может передаваться между рабочей текучей средой и добываемой текучей средой через эксплуатационную колонну НКТ, например, через стенку колонны НКТ.The circulation pump 6 operates at a speed at which significant thermal energy is generated in the pump. Heat is transferred to the working fluid of the hydraulic system in the pump as the fluid passes through it. The working fluid is supplied to the well through the inlet circulation pipe through the flow region 13 in the well so that it circulates next to the production tubing. The flow region 13 is provided between the production tubing 7 and the external tubing, such as casing 14, which revets the rock wall 15 in the well. Heat energy in the working fluid of a hydraulic system can be transferred between the working fluid and the produced fluid through the production tubing, for example, through the tubing wall.

Благодаря циркуляции рабочей текучей среды гидросистемы в замкнутом контуре тепловая энергия постепенно передается рабочей текучей среде на насосе. Таким образом, циркулирующий насос обеспечивает в рабочей текучей среде достаточное количество теплоты для поддержания температуры в текучей среде на уровне, равном или превышающем требуемую температуру. Благодаря поддержанию температуры на уровне, равном или превышающем требуемую температуру, присутствие рабочей текучей среды гидросистемы вокруг эксплуатационной колонны НКТ позволяет предотвратить понижение температуры текучей среды в колонне НКТ ниже определенного значения. Добавление тепловой энергии на насосе позволяет компенсировать тепловые потери в контуре, чтобы поддерживать постоянную температуру в рабочей текучей среде гидросистемы при ее циркуляции через скважину. Необходимая температура в рабочей текучей среде гидросистемы может быть определена в соответствии с требованиями, однако предпочтительно она не ниже температуры, при которой образуются парафин или гидраты, чтобы предотвратить возникновение проблем выпадения или закупорки. В некоторых случаях искомая температура в добываемой текучей среде может быть на несколько градусов выше температуры, при которой парафин выделяется в осадок, или выше равновесной температуры гидратообразования, чтобы обеспечить приемлемый предел погрешности. Поэтому на практике циркулирующая рабочая текучая среда гидросистемы имеет температуру, которая равна или превышает минимальную температуру, необходимую для добычи, например, предельную минимальную температуру. Рабочая текучая среда гидросистемы в кольцевом пространстве, окружающем эксплуатационную колонну НКТ, действует по существу в качестве слоя изоляции или тепловой защиты («термоодеяла»), предотвращающего слишком сильное падение температуры в добываемой текучей среде. Эксплуатационная колонна НКТ является теплопроводящей, так, чтобы тепловая энергия из рабочей текучей среды гидросистемы могла быть передана за счет проводимости через стенку колонны НКТ из рабочей текучей среды в добываемую текучую среду. При этом обеспечивается тепловой контакт между рабочей текучей средой гидросистемы и добываемой текучей средой.Due to the circulation of the working fluid of the hydraulic system in a closed circuit, thermal energy is gradually transferred to the working fluid at the pump. Thus, the circulating pump provides enough heat in the working fluid to maintain the temperature in the fluid at or above the required temperature. By keeping the temperature at a level equal to or higher than the desired temperature, the presence of a working fluid in the hydraulic system around the production tubing helps to prevent the fluid temperature in the tubing string from dropping below a certain value. The addition of heat energy at the pump makes it possible to compensate for heat losses in the circuit in order to maintain a constant temperature in the working fluid of the hydraulic system as it circulates through the well. The required temperature in the working fluid of the hydraulic system can be determined in accordance with the requirements, however, it is preferably not lower than the temperature at which paraffin or hydrates are formed to prevent the occurrence of problems of precipitation or blockage. In some cases, the desired temperature in the produced fluid may be several degrees higher than the temperature at which paraffin precipitates, or above the equilibrium temperature of hydrate formation, to provide an acceptable margin of error. Therefore, in practice, the circulating working fluid of a hydraulic system has a temperature that is equal to or exceeds the minimum temperature required for production, for example, the maximum minimum temperature. The working fluid of the hydraulic system in the annular space surrounding the production tubing acts essentially as an insulation layer or thermal protection (“thermal blanket”) that prevents too high a drop in temperature in the produced fluid. The production tubing is thermally conductive, so that the thermal energy from the working fluid of the hydraulic system can be transferred through conduction through the tubing wall from the working fluid to the produced fluid. This ensures thermal contact between the working fluid of the hydraulic system and the produced fluid.

В варианте на фиг. 1 замкнутый контур включает в себя нагреватель 10, который служит для передачи тепловой энергии циркулирующей текучей среды, возвращающейся из скважины, если необходимая температура в рабочей текучей среде не достигается только за счет тепловой энергии, генерируемой циркуляционным насосом 6. Следует отметить, что оборудование может включать в себя датчики температуры для контроля температуры в рабочей текучей среде гидросистемы и/или добываемой текучей среде. Данные, полученные от датчиков температуры, могут использоваться для управления циркуляционным насосом 6, а, в некоторых случаях, если применяют обогреватель, для генерирования необходимых температур в рабочей текучей среде и добываемой текучей среде, чтобы система функционировала так, как раскрыто выше.In the embodiment of FIG. 1, a closed loop includes a heater 10, which serves to transfer the heat energy of the circulating fluid returning from the well, if the required temperature in the working fluid is not reached only due to the heat energy generated by the circulation pump 6. It should be noted that the equipment may include in itself temperature sensors to monitor the temperature in the working fluid of the hydraulic system and / or the produced fluid. The data obtained from the temperature sensors can be used to control the circulation pump 6, and, in some cases, if a heater is used, to generate the necessary temperatures in the working fluid and the produced fluid in order for the system to function as described above.

На фиг. 1 оборудование показано в процессе добычи. Таким образом, рабочую текучую среду гидросистемы закачивают и выкачивают из скважины в процессе непрерывного циркулирования по контуру 3, в то время как добыча текучей среды осуществляется при помощи добычного насоса 2. Добываемая текучая среда и циркулирующая рабочая текучая среда гидросистемы выносятся из скважины по отдельности, по отдельным проточным каналам.FIG. 1 equipment is shown in the mining process. Thus, the working fluid of the hydraulic system is pumped and pumped out of the well in the process of continuous circulation along circuit 3, while the production of the fluid is carried out using the mining pump 2. The extracted fluid and the circulating working fluid of the hydraulic system are removed from the well separately, separate flow channels.

Перед началом добычи рабочая текучая среда гидросистемы может циркулировать в скважине и нагреваться при помощи циркуляционного насоса 6 таким же образом, как раскрыто выше, чтобы подготовить эксплуатационную колонну НКТ к добыче. Например, рабочая текучая среда может использоваться для доведения эксплуатационной колонны НКТ до температуры, позволяющей избежать проблем парафинообразования в начале добычи (при использовании добычного насоса ГПН). С этой целью на ГПН может предусматриваться клапан, чтобы обеспечить байпасирование рабочей текучей средой насоса ГПН, когда последний не действует. Клапан может быть выполнен с возможностью создания теплового эффекта в рабочей текучей среде гидросистемы для генерации тепла или повышения температуры в циркулирующей текучей среды на месте выполнения байпаса или расположения клапана, чтобы улучшить характеристики циркулирующей текучей среды и увеличить подачу тепловой энергии для эксплуатационной колонны НКТ.Before the start of production, the working fluid of the hydraulic system can circulate in the well and be heated by the circulation pump 6 in the same manner as described above to prepare the production tubing string for production. For example, the working fluid can be used to bring the production tubing to a temperature that avoids paraffin formation problems at the beginning of production (when using the HPN mining pump). For this purpose, a valve may be provided at the FPU in order to ensure the bypass of the FPP pump with working fluid when the latter does not operate. The valve can be designed to create a thermal effect in the working fluid of the hydraulic system to generate heat or increase the temperature in the circulating fluid at the bypass location or valve location to improve the characteristics of the circulating fluid and increase the flow of thermal energy for the production tubing.

После выхода из скважины добываемая текучая среда протекает по соединительной трубе 11 к бустерному насосу 8. Бустерный насос 8 применяется для перекачивания добываемой текучей среды по подводному трубопроводу 9 к плавучей добывающей платформе 30.After leaving the well, the produced fluid flows through the connecting pipe 11 to the booster pump 8. The booster pump 8 is used to pump the produced fluid through the subsea pipeline 9 to the floating production platform 30.

Бустерный насос 8 используется для создания значительного давления и скорости в трубопроводе 9 ниже по потоку от бустерного насоса 8. Это, в свою очередь, генерирует достаточную теплоту трения вследствие сопротивления трения между добываемой текучей средой и стенкой трубопровода. Генерируемая теплота трения предотвращает понижение температуры добываемой текучей среды в трубопроводе 9 ниже определенного значения по всей длине трубопровода, тем самым, предотвращая появление или выпадение парафина и/или гидратообразование. Трубопровод 9 предпочтительно изолирован при помощи изоляции, предусмотренной вокруг внешней поверхности трубопровода. Например, тепловая изоляция с коэффициентом U, равным или меньшим, чем 1 Вт/(м²⋅К), могла бы использоваться для трубопровода длиной 200 км, хотя в общем случае эта технология могла бы в общем случае быть пригодной, например, и для трубопроводов длиной на 30 км больше. Хорошие тепловые свойства могут позволить уменьшить скорость работы и производительность насоса. Эффект теплоты трения, генерируемой в трубопроводе за счет работы бустерного насоса 8 для получения высоких скоростей движения и давления текучей среды, подробнее описан ниже.The booster pump 8 is used to create significant pressure and velocity in the pipe 9 downstream of the booster pump 8. This, in turn, generates sufficient frictional heat due to the frictional resistance between the produced fluid and the wall of the pipeline. The generated heat of friction prevents the temperature of the produced fluid in the pipeline 9 from dropping below a certain value along the entire length of the pipeline, thereby preventing the appearance or precipitation of paraffin and / or hydrate formation. The conduit 9 is preferably insulated using insulation provided around the external surface of the conduit. For example, thermal insulation with a coefficient U equal to or less than 1 W / (m ² ⋅K) could be used for a pipeline 200 km in length, although in the general case this technology could in general be suitable, for example, pipelines with a length of 30 km more. Good thermal properties can reduce the speed and performance of the pump. The effect of friction heat generated in the pipeline due to the operation of the booster pump 8 to obtain high speeds and pressure of the fluid is described in more detail below.

В других вариантах осуществления множество бустерных насосов, работающих так же, как насос 8, расположены последовательно вдоль трубопровода. В результате этого любой данный насос в цепи насосов должен обеспечить только достаточный эффект для участка трубопровода, идущего до следующего насоса (или, в случае конечного насоса, до платформы). Это может позволить снизить требования к производительности отдельных насосов.In other embodiments, a plurality of booster pumps operating in the same way as pump 8 are arranged in series along the pipeline. As a result, any given pump in the pump chain should provide only sufficient effect for the pipeline section leading to the next pump (or, in the case of the final pump, to the platform). This may reduce the performance requirements of individual pumps.

В некоторых вариантах осуществления рабочая текучая среда гидросистемы может представлять собой воду. Такая вода может подаваться через подающую трубу 12 и клапан 13 от плавучей добывающей платформы. Труба 12 преимущественно используется для подачи воды в отдельные нагнетательные скважины для закачивания в пласт-коллектор, но при необходимости может также подавать воду в замкнутый контур. Однако, поскольку замкнутый контур 13 представляет собой автономный закрытый контур, после его заполнения, как правило, редко возникает необходимость в подаче воды.In some embodiments, the implementation of the working fluid of the hydraulic system can be a water. Such water can be supplied through the feed pipe 12 and the valve 13 from the floating production platform. Pipe 12 is advantageously used to supply water to individual injection wells for injection into a reservoir, but if necessary, it can also supply water to a closed loop. However, since the closed loop 13 is an autonomous closed loop, after its filling, as a rule, it is rarely necessary to supply water.

Обратимся теперь к фиг. 4, где шагами S1-S3 проиллюстрирован способ 100 добычи текучей среды из скважины 50. На шаге S1 углеводородную текучую среду из пласта-коллектора транспортируют из скважины. Текучая среда проходит к подводному бустерному насосу. На шаге S2 бустерный насос перекачивает углеводородную текучую среду, чтобы способствовать транспортировке текучей среды к месту назначения - технологической платформе ниже по потоку. Бустерный насос работает при высоком уровне давления, чтобы создавать высокое давление в текучей среде непосредственно ниже по потоку от насоса. Под действием давления поток преодолевает сопротивление трения между добываемой текучей средой и внутренней поверхностью стенки трубопровода, генерируя тепловую энергию трения вдоль трубопровода, которая поддерживает высокую температуру в текучей среде. Генерируемая энергия восполняет тепловые потери из трубопровода в море по всей его длине, поддерживая температуру текучей среды более или менее постоянной, выше пределов парафино- и гидратообразования. Текучая среда переносится по трубопроводу и, на шаге S3, поступает на технологическую платформу, где текучая среда подвергается дальнейшей обработке. Бустерный насос служит для повышения давления текучей среды с целью как транспортировки текучей среды, так и генерации теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку, чтобы поддерживать его в теплом состоянии на больших расстояниях.Referring now to FIG. 4, where, in steps S1-S3, a method 100 for extracting fluid from a well 50 is illustrated. In step S1, hydrocarbon fluid from a reservoir is transported from the well. Fluid flows to the underwater booster pump. In step S2, a booster pump pumps a hydrocarbon fluid to facilitate the transportation of fluid to its destination — a downstream process platform. The booster pump operates at a high pressure level to create a high pressure in the fluid immediately downstream of the pump. Under the action of pressure, the flow overcomes the frictional resistance between the produced fluid and the inner surface of the pipeline wall, generating thermal energy of friction along the pipeline that maintains high temperature in the fluid. The generated energy replenishes heat losses from the pipeline to the sea along its entire length, keeping the temperature of the fluid more or less constant, above the limits of paraffin and hydrate formation. The fluid is transferred through the pipeline and, in step S3, enters the process platform where the fluid is subjected to further processing. The booster pump is used to increase the pressure of the fluid in order to both transport the fluid and generate friction heat in the pipeline downstream to maintain it in a warm state over long distances.

Обратимся теперь к фиг. 5, где шагами Т1-Т3 проиллюстрирован способ 200 добычи текучей среды из скважины 50. Этот способ связан с обеспечением бесперебойного режима подачи потока, в частности, в скважине и при транспортировке углеводородной текучей среды из скважины к бустерному насосу. На шаге Т1 рабочую текучую среду гидросистемы закачивают в скважину при помощи циркуляционного насоса рабочей текучей среды. Рабочая текучая среда имеет температуру, превышающую пределы парафино-/гидратообразования добываемой углеводородной текучей среды. Насос обеспечивает рабочую текучую среду тепловой энергией, чтобы поддерживать ее в теплом состоянии. На шаге Т2 рабочая текучая среда циркулирует по проточному каналу, где данная текучая среда контактирует с поверхностями эксплуатационной колонны НКТ (ранее обеспеченной в скважине). Таким образом, имеет место тепловой контакт между рабочей текучей средой и эксплуатационной колонной НКТ, и между ними обеспечивается передача тепловой энергии (колонна НКТ является теплопроводящей). Эта циркуляция происходит в данном примере перед началом добычи. На шаге Т3 включается ГПН в скважине и начинается добыча, при этом ГПН используется для перекачивания углеводородной текучей среды в пласте-коллекторе из скважины, а рабочая текучая среда приводит в действие ГПН. Рабочая текучая среда продолжает циркулировать в контакте с эксплуатационной колонной НКТ и обеспечивает изоляционную защиту для колонны НКТ таким образом, чтобы температура добываемой текучей среды не опускалась ниже пределов гидрато- или парафинообразования в потоке, проходящем к донному бустерному насосу 8. Рабочая текучая среда гидросистемы имеет двойное назначение, состоящее в том, что она используется как для приведения в действие добычного ГПН, так и для поддержания эксплуатационной колонны НКТ в теплом состоянии.Referring now to FIG. 5, where steps T1-T3 illustrate a method 200 for extracting a fluid from a well 50. This method is associated with ensuring an uninterrupted flow regime, in particular, in a well, and when transporting hydrocarbon fluid from a well to a booster pump. At step T1, the working fluid of the hydraulic system is pumped into the well by means of a circulation pump of the working fluid. The working fluid has a temperature that exceeds the limits of paraffin / hydrate formation of the produced hydrocarbon fluid. The pump provides the working fluid with thermal energy to keep it warm. In step T2, the working fluid circulates through the flow channel where this fluid contacts the surfaces of the production tubing (previously provided in the well). Thus, there is a thermal contact between the working fluid and the production tubing, and the transfer of thermal energy between them (the tubing is thermally conductive). This circulation occurs in this example before the start of production. In step T3, the FPG is switched on in the well and production begins, while the FPG is used to pump the hydrocarbon fluid in the reservoir reservoir from the well, and the working fluid drives the FPG. The working fluid continues to circulate in contact with the production tubing and provides insulation protection for the tubing so that the temperature of the produced fluid does not fall below the limits of hydrate or paraffin formation in the stream passing to the bottom booster pump 8. The hydraulic fluid has a double the purpose is that it is used both to actuate the production of FPGs, and to maintain the production tubing in a warm condition.

Следует проводить различие между генерацией теплоты трения, используемой в добычном транспортном трубопроводе 9, и генерацией «тепла насоса», используемого в циркулирующей рабочей текучей среде в стволе скважины. Что касается последнего, при работе циркуляционного насоса 6 в насосе генерируется тепловая энергия. Циркуляционный насос становится «теплым» вследствие взаимодействия и работы подвижных частей в насосе, включая, например, электродвигатель насоса. Генерируемая тепловая энергия может передаваться рабочей текучей среде гидросистемы в насосе для нагревания рабочей текучей среды или поддержания в ней температуры. Можно отметить, что аналогичный теплогенерирующий эффект достигается в бустерном насосе 8, хотя, как правило, его недостаточно для обеспечения необходимой защиты от выпадения парафина и образования гидратов в трубопроводе 9. Соответственно, бустерный насос 8 работает для создания давления и скорости текучей среды ниже по потоку от насоса, чтобы достаточная теплота трения генерировалась при преодолении сопротивления трения трубопровода. Аналогичным образом, циркуляция рабочей текучей среды гидросистемы при помощи циркуляционного насоса 6 приведет к генерации некоторой теплоты трения ниже по потоку вследствие протекания рабочей текучей среды в подающих трубах и канале для текучей среды замкнутого контура. Однако теплота трения в этом случае малосущественна по сравнению с дополнительной тепловой энергией, генерируемой в циркуляционном насосе 6 и передаваемой рабочей текучей среде в процессе ее циркуляции. Можно отметить, что для использования циркуляционного насоса 6 и циркуляции рабочей текучей среды в скважине применимы другие условия по сравнению с транспортировкой добываемой текучей среды при помощи бустерных насосов, в частности: рабочая текучая среда циркулирует в замкнутом контуре, вследствие чего она неоднократно проходит через циркуляционный насос; циркулирующая рабочая текучая среда, как правило, проходит меньшее расстояние; и потери тепла менее выражены, так как среда в скважине «теплее».A distinction should be made between the generation of frictional heat used in the production transport pipeline 9 and the generation of “pump heat” used in the circulating working fluid in the wellbore. As for the latter, when the circulation pump 6 is operating, heat energy is generated in the pump. The circulation pump becomes “warm” due to the interaction and operation of the moving parts in the pump, including, for example, the pump electric motor. The generated thermal energy can be transferred to the working fluid of the hydraulic system in the pump for heating the working fluid or maintaining the temperature in it. It can be noted that a similar heat-generating effect is achieved in the booster pump 8, although, as a rule, it is not enough to provide the necessary protection against paraffin deposition and formation of hydrates in the pipeline 9. Accordingly, the booster pump 8 works to create pressure and velocity of the fluid downstream from the pump so that sufficient friction heat is generated when overcoming the friction resistance of the pipeline. Similarly, the circulation of the working fluid of the hydraulic system using the circulation pump 6 will generate some friction heat downstream due to the flow of the working fluid in the feed pipes and the fluid path of the closed circuit. However, the heat of friction in this case is unimportant compared to the additional thermal energy generated in the circulation pump 6 and transmitted to the working fluid in the process of its circulation. It can be noted that for the use of the circulation pump 6 and the circulation of the working fluid in the well, other conditions are applicable as compared to transporting the produced fluid using booster pumps, in particular: the working fluid circulates in a closed loop, as a result of which it repeatedly passes through the circulation pump ; circulating working fluid, as a rule, travels a shorter distance; and heat losses are less pronounced, since the medium in the well is “warmer”.

Принципы конструкцииPrinciples of construction

Принцип применения бустерных насосов для генерации теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку от насоса обеспечивает технологическую основу для бесперебойного режима подачи потока при транспортировке скважинной продукции с преобладанием жидкости на большие расстояния.The principle of using booster pumps to generate heat of friction in the pipeline downstream of the pump provides the technological basis for the uninterrupted flow of the flow during the transportation of well products with a predominance of fluid over long distances.

Температура продукции скважины (содержащей добываемые текучие среды) поддерживается выше пределов гидрато- и парафинообразования за счет уравновешивания образования теплоты трения и тепловых потерь. Поток поддерживается в теплом состоянии за счет собственной работы. Он поддерживается в теплом состоянии ровно настолько, чтобы не происходило выделения в осадок гидратов или парафина.The temperature of the production of the well (containing the produced fluids) is maintained above the limits of hydrate and paraffin formation by balancing the formation of frictional heat and heat losses. The flow is maintained in a warm condition due to its own work. It is maintained in a warm condition just enough to prevent the precipitation of hydrates or paraffin.

Для получения необходимого эффекта требуются высокий перепад давления и хорошая изоляция трубопровода. Насос выполнен с возможностью приведения в движение потока через трубопровод с небольшим внутренним диаметром за счет передачи в систему энергии в виде давления. Изоляцию с термическим коэффициентом U, равным или меньшим 1, можно, как правило, обеспечить, применяя для трубопровода, по которому перекачивается текучая среда, конструкцию «труба-в-трубе».To achieve the desired effect, high pressure drops and good pipe insulation are required. The pump is designed to drive the flow through a pipeline with a small internal diameter due to the transfer of energy into the system in the form of pressure. Insulation with a thermal coefficient of U equal to or less than 1 can, as a rule, be ensured by using a pipe-in-pipe construction for a pipeline through which a fluid is pumped.

Этот подход к конструкции противоположен тому, который применяется в стандартной конструкции для обеспечения бесперебойного режима подачи потока. В стандартной конструкции стремятся минимизировать перепад давления и изоляцию с тем, чтобы сэкономить энергию и свести к минимуму расходы. В конструкции настоящего изобретения перепад давления максимально увеличен и, чтобы уравновесить тепловые потери и генерацию тепла, применяется дополнительная изоляция. Это позволяет разрабатывать такие месторождения, где при обычном подходе на основе стандартных конструктивных решений по обеспечению бесперебойного режима подачи потока добыча считалась бы «практически неосуществимой».This design approach is the opposite of the standard design to ensure uninterrupted flow. In the standard design, they strive to minimize pressure drop and insulation in order to save energy and minimize costs. In the construction of the present invention, the pressure drop is maximized and additional insulation is used to balance heat loss and heat generation. This makes it possible to develop such fields where, under the usual approach, on the basis of standard design solutions for ensuring uninterrupted flow regime, production would be considered “practically impracticable”.

Тепло генерируется посредством вязкостного рассеяния, когда градиент давления в трубопроводе преодолевает трение на стенке трубопровода. Тепловые потери происходят за счет теплопроводности через стенку трубопровода под действием градиента температуры. Эти явления стремятся уравновесить при помощи работы насосов и подходящей конфигурации трубопровода.Heat is generated by viscous scattering, when the pressure gradient in the pipeline overcomes friction on the wall of the pipeline. Heat losses occur due to heat conduction through the pipe wall under the action of a temperature gradient. These phenomena tend to balance with the operation of the pumps and the appropriate configuration of the pipeline.

При достижении равновесия температура текучей среды остается постоянной по всему трубопроводу (если пренебречь другими термодинамическими эффектами вследствие падения давления вдоль трубопровода, которое обычно невелико в жидкостных системах, но может быть значительным при наличии газа (охлаждение на основе эффекта Джоуля-Томпсона)). Энергия, обеспечиваемая в виде давления на вводе для приведения в движение потока, становится доступной в виде тепла по всему трубопроводу, помогая решить проблемы обеспечения бесперебойного режима подачи потока, такие как гидраты и парафин.When equilibrium is reached, the temperature of the fluid remains constant throughout the pipeline (if other thermodynamic effects are neglected due to pressure drop along the pipeline, which is usually small in fluid systems, but can be significant with gas (cooling based on the Joule-Thompson effect)). The energy provided in the form of pressure at the inlet to drive the flow becomes available as heat throughout the pipeline, helping to solve the problems of ensuring uninterrupted flow, such as hydrates and paraffin.

Генерируемое тепло (сила * расстояние/время) может определяться как:Heat generated (force * distance / time) can be defined as:

где dP/dx - градиент давления, A_xs - площадь поперечного сечения трубопровода, а V - скорость текучей среды.where dP / dx is the pressure gradient, A _xs is the cross-sectional area of the pipeline, and V is the velocity of the fluid.

Тепловые потери (коэффициент тепловых потерь*площадь поверхности*разность температур) могут определяться как:Heat loss (heat loss coefficient * surface area * temperature difference) can be defined as:

где U - коэффициент теплопередачи, A_ps - площадь поверхности трубопровода, и ΔT - разность температур.where U is the heat transfer coefficient, A _ps is the surface area of the pipeline, and ΔT is the temperature difference.

Если генерируемое тепло больше или равно тепловым потерям, то температура вдоль трубопровода не уменьшается. Это соотношение может быть выражено следующим образом:If the heat generated is greater than or equal to the heat loss, then the temperature along the pipeline does not decrease. This ratio can be expressed as follows:

где dP/dx - градиент давления, A_xs - площадь поперечного сечения трубопровода, V - скорость текучей среды, U - коэффициент теплопередачи, A_ps - площадь поверхности трубопровода, ΔT - разность температур, m - массовая скорость потока, f - коэффициент трения Фэннинга, D - внутренний диаметр трубопровода и р - плотность текучей среды.where dP / dx is the pressure gradient, A _xs is the cross-sectional area of the pipeline, V is the fluid velocity, U is the heat transfer coefficient, A _ps is the surface area of the pipeline, ΔT is the temperature difference, m is the mass flow rate, f is the Fanning friction coefficient , D is the internal diameter of the pipeline and p is the density of the fluid.

Соотношение согласно уравнению 3 можно регулировать, чтобы получить для системы, заданной иным образом, минимальное значение изоляции (максимальный коэффициент U), минимальную массовую скорость

(отбора из скважины), минимальную скорость V, максимальный диаметр D трубопровода, максимальную разность температур ΔТ и длину е-кратного ослабления L_e при стремлении к ΔT. Выражения для этих параметров приведены ниже:The ratio according to equation 3 can be adjusted to obtain, for a system specified in another way, the minimum insulation value (maximum U), the minimum mass velocity

(extraction from the well), the minimum velocity V, the maximum diameter D of the pipeline, the maximum temperature difference ΔТ and the length of the e-fold attenuation L _e with the tendency to ΔT. The expressions for these parameters are listed below:

Параметр «длина е-кратного ослабления» указывает на экспоненциальное изменение и представляет собой расстояние от ввода трубопровода, где температура изменилась на (1-1/еⁿ)^*ΔT. При первой длине е-кратного ослабления ΔТ достигает приблизительно 63% конечного/максимального/установившегося значения. В выражении для е-кратного ослабления согласно уравнению 9 параметр С_р представляет собой теплоемкость текучей среды.The “e-attenuation length” parameter indicates an exponential change and represents the distance from the pipeline entry, where the temperature has changed by (1-1 / е ⁿ ) ^* ΔT. With the first length of e-fold attenuation, ΔT reaches approximately 63% of the final / maximum / steady-state value. In the expression for e-fold attenuation according to equation 9, the parameter C _p is the heat capacity of the fluid.

Пример практической реализацииPractical implementation example

Были выполнены имитационные модели для транспортировки по трубопроводу длиной 40 км. Температура на вводе трубопровода составляла 20°С после создания подпора, что несколько выше температуры появления парафина, составляющей 17°С. Трубопровод имеет конфигурацию «труба-в-трубе» со значением U, составляющим 1 Вт/(м²⋅К), коэффициент трения Фэннинга 0,004, 50%-ю обводненность при плотности 900 смеси и температуру окружающей среды (имитирующую среду морской воды на морском дне), составляющую 5°С с обеспечением ΔT 15°С. Уравнение 7 показывает, что диаметр трубопровода должен быть меньше, чем 0,2707 м, при этом уравнение показывает, что скорость будет составлять 2,03 м/с.Simulation models for transportation via a 40 km pipeline were performed. The temperature at the inlet of the pipeline was 20 ° C after the creation of a backwater, which is slightly higher than the temperature of the appearance of paraffin, which is 17 ° C. The pipeline has a pipe-in-pipe configuration with a U value of 1 W / (m ² ⋅K), a Fanning friction coefficient of 0.004, a 50% water content at a mixture density of 900, and an ambient temperature (simulating sea water at sea). bottom), component 5 ° C with the provision of ΔT 15 ° C. Equation 7 shows that the diameter of the pipeline must be less than 0.2707 m, while the equation shows that the speed will be 2.03 m / s.

Результаты моделирования при помощи программы OLGA показаны на фиг. 3А и 3В. OLGA представляет собой коммерчески доступное программное обеспечение. На фиг. 3А показано, что температура остается приближенно постоянной при 20°С по длине трубопровода, значительно превышая пределы гидрато- и парафинообразования, а скорость лишь немного выше 2 м/с. Незначительный эффект понижения давления ниже давления насыщения нефти газом очевиден из результатов после приблизительно 30 км. В модели предполагались продукция скважины с газонефтяным фактором (ГНФ) 48 и давлением насыщения нефти газом около 70 бар. Давление на вводе составляет 114 бар при давлении на всасывании 14 бар, позволяя получить давление подпора 100 бар, создаваемое бустерным насосом. Чтобы обеспечить это, требуемая мощность составляет, как правило, меньше, чем 1,5 МВт и, нередко, меньше, чем 0,5 МВт для нагревания трубопровода «труба-в-трубе» с использованием кабельного электрообогрева до уровня выше предела гидратообразования. С помощью имитационных моделей было также установлено, что время достижения предела гидратообразования после остановки при этой конфигурации составляет 20 часов, что является длительным временем охлаждения и способствует обеспечению бесперебойного режима подачи потока в ситуации незапланированной остановки.The simulation results using the OLGA program are shown in FIG. 3A and 3B. OLGA is commercially available software. FIG. 3A shows that the temperature remains approximately constant at 20 ° C along the length of the pipeline, significantly exceeding the limits of hydrate and paraffin formation, and the speed is only slightly above 2 m / s. The slight effect of lowering the pressure below the oil saturation pressure of gas is evident from the results after about 30 km. The model assumed the production of a well with a gas-oil factor (GNF) 48 and a gas saturation pressure of about 70 bar. The inlet pressure is 114 bar with a suction pressure of 14 bar, making it possible to obtain a 100 bar overpressure created by the booster pump. To ensure this, the required power is usually less than 1.5 MW and, often, less than 0.5 MW for heating the pipe-in-pipe pipeline using cable electrical heating to a level above the hydrate formation limit. Using simulation models, it was also found that the time to reach the hydrate formation limit after stopping with this configuration is 20 hours, which is a long cooling time and helps to ensure uninterrupted flow in a situation of unplanned shutdown.

Дополнительные аспектыAdditional aspects

Дополнительные аспекты изобретения могут быть определены со ссылкой на следующие пронумерованные параграфы и положения.Additional aspects of the invention may be defined with reference to the following numbered paragraphs and provisions.

1. Способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя перекачивание добываемой текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода так, чтобы предотвратить понижение температуры текучей среды на указанном участке ниже заданной.1. The method of transporting the produced fluid from the well, which includes pumping the produced fluid through at least one section of the pipeline so as to prevent the temperature of the fluid in the specified portion to fall below the specified one.

2. Способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя перекачивание добываемой текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода так, чтобы защитить текучую среду от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.2. A method of transporting a produced fluid from a well, including pumping the produced fluid through at least one section of the pipeline so as to protect the fluid from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

3. Способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя применение по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода, причем насос и участок трубопровода выполнены таким образом, чтобы текучая среда взаимодействовала с поверхностью участка трубопровода и генерировала теплоту трения, предотвращая посредством этого появление парафина, выпадение парафина или образование гидратов.3. A method of transporting a produced fluid from a well, including the use of at least one pump for pumping fluid through at least one section of the pipeline, the pump and the section of the pipeline being designed so that the fluid interacts with the surface of the section of the pipeline and generates the heat of friction, thereby preventing the occurrence of paraffin, paraffin wax or the formation of hydrates.

4. Способ по любому из предшествующих параграфов, в котором добываемую текучую среду перекачивают для генерирования теплоты трения, равной или большей, чем тепловые потери, из участка трубопровода в окружающую среду.4. The method according to any of the preceding paragraphs, in which the produced fluid is pumped to generate friction heat equal to or greater than the heat loss from the pipeline section to the environment.

5. Способ транспортировки добываемой текучей среды в трубопроводе, включающий в себя работу по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода и генерирования теплоты трения на указанном участке, причем теплота трения равна или больше, чем прогнозируемые тепловые потери, с целью защиты от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.5. The method of transporting the produced fluid in the pipeline, which includes the operation of at least one pump for pumping fluid through at least one section of the pipeline and generating friction heat in the specified section, and the friction heat is equal to or greater than the predicted heat loss, to protect against one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

6. Способ по параграфу 5, дополнительно включающий в себя прогнозирование указанных тепловых потерь.6. The method according to paragraph 5, further comprising predicting said heat losses.

7. Способ по любому из параграфов 1-6, в котором добываемую текучую среду перекачивают при помощи насоса, работающего при заданном уровне на основе прогнозируемых тепловых потерь.7. The method according to any one of paragraphs 1-6, in which the produced fluid is pumped by means of a pump operating at a predetermined level based on the predicted heat losses.

8. Способ по любому из параграфов 1-7, в котором длина трубопровода превышает 30 км.8. The method according to any one of paragraphs 1-7, in which the length of the pipeline exceeds 30 km.

9. Способ по любому из параграфов 1-8, в котором трубопровод содержит по меньшей мере один участок «труба-в-трубе», содержащий внутренний участок трубопровода, расположенный внутри внешнего участка трубопровода, причем добываемую текучую среду перекачивают через внутренний участок трубопровода.9. The method according to any one of paragraphs 1-8, wherein the pipeline comprises at least one pipe-in-pipe section comprising an internal pipe section located inside the external pipe section, with the produced fluid being pumped through the internal pipe section.

10. Способ по любому из параграфов 1-9, в котором трубопровод изолирован с коэффициентом U изоляции, равным или меньшим, чем 1 Вт/(м²⋅К).10. The method according to any one of paragraphs 1-9, in which the pipeline is isolated with an insulation coefficient U equal to or less than 1 W / (m ² ⋅K).

11. Способ по любому из параграфов 1-10, в котором добываемая текучая среда представляет собой многофазную текучую среду из скважины, при этом указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, содержит первый, многофазный насос, и способ включает в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды с целью получения однофазного добываемой текучей среды ниже по потоку от насоса.11. The method according to any one of paragraphs 1-10, in which the produced fluid is a multiphase fluid from a well, said pump used for pumping the produced fluid contains a first, multiphase pump, and the method includes operating a multiphase pump to increase the pressure of the fluid in order to obtain a single-phase produced fluid downstream of the pump.

12. Способ по параграфу 11, в котором насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, дополнительно содержит второй, однофазный насос, при этом способ может включать в себя применение однофазного насоса для перекачивания получаемого однофазного добываемой текучей среды, причем совместная работа первого и второго насосов генерирует указанную теплоту трения в трубопроводе для защиты текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.12. The method of paragraph 11, wherein the pump used to pump the produced fluid further comprises a second, single-phase pump, the method may include using a single-phase pump to pump the produced single-phase produced fluid, and the combined operation of the first and second pumps generates the specified friction heat in the pipeline to protect the fluid from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

13. Способ по параграфу 12, в котором первый и второй насосы могут предусматриваться на общем эксплуатационном объекте на морском дне.13. The method according to paragraph 12, wherein the first and second pumps may be provided at a common production facility on the seabed.

14. Способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя обеспечение по меньшей мере одного участка трубопровода, выполненного с возможностью транспортирования добываемой текучей среды, и циркулирование циркулирующей текучей среды таким образом, чтобы она находилась в тепловом контакте с участком трубопровода и обеспечивала тепловую энергию, служащую для защиты добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.14. A method of transporting a produced fluid from a well, including providing at least one pipeline section configured to transport the produced fluid, and circulating the circulating fluid so that it is in thermal contact with the pipeline section and provides thermal energy serving to protect the produced fluid from one or more of: the formation of hydrates; paraffin wax; and paraffin waxing.

15. Способ по параграфу 14, в котором циркулирующая текучая среда и добываемая текучая среда находятся на противоположных сторонах стенки участка трубопровода.15. The method according to paragraph 14, wherein the circulating fluid and the produced fluid are on opposite sides of the wall of the pipeline section.

16. Способ по параграфу 14 или 15, в котором циркулирующая текучая среда циркулирует в кольцевом пространстве вокруг участка трубопровода.16. The method according to paragraph 14 or 15, in which the circulating fluid circulates in the annular space around the pipeline section.

17. Способ транспортировки добываемой текучей среды в подводном трубопроводе, включающий в себя генерирование теплоты трения за счет протекания указанного текучей среды по трубопроводу так, чтобы предотвращать тем самым появление или выпадение парафина или гидратообразование.17. A method of transporting a produced fluid in a subsea pipeline, including generating frictional heat due to the flow of said fluid through the pipeline so as to prevent the occurrence or precipitation of paraffin or hydrate formation.

18. Способ по параграфу 17, дополнительно включающий в себя применение насоса для перекачивания текучей среды по указанному трубопроводу с целью генерирования теплоты трения.18. The method according to paragraph 17, further comprising applying a pump for pumping fluid through said pipeline to generate frictional heat.

19. Способ по параграфу 18, в котором генерируемая теплота трения равна или больше, чем тепловые потери из трубопровода в море.19. The method of paragraph 18, in which the generated heat of friction is equal to or greater than the heat loss from the pipeline into the sea.

20. Оборудование для реализации способа по любому из параграфов 1-19.20. Equipment for implementing the method according to any one of paragraphs 1-19.

При транспортировании текучей среды из скважины перекачивание предпочтительно выполняется посредством по меньшей мере одного «бустерного» насоса, позволяющего создавать подпор потока добываемой текучей среды из скважины. Бустерный насос может представлять собой, например, донный бустерный насос, размещаемый на морском дне, для создания давления подпора потока добываемой текучей среды из скважины. Благодаря перекачиванию в текучей среде и/или трубопроводе может создаваться тепловой эффект, сдерживающий или ограничивающий охлаждение добываемой текучей среды. Эффект, создаваемый насосом, является необходимым и достаточным для предотвращения охлаждения текучей среды ниже заданной температуры, например, температуры появления парафина или равновесной температуры гидратообразования. Работая таким образом, трубопровод может транспортировать текучую среду в парафинобезопасной и гидратобезопасной области эксплуатационных режимов. Текучую среду предпочтительно перекачивают для генерирования теплоты, равной или большей, чем тепловые потери из трубопровода в окружающую среду. Трубопровод может иметь любую длину, но данное решение особенно применимо для магистральных трубопроводов, например, превышающих в длину 30 км, и, в частности, превышающих 50 км, и, в еще большей степени, для трубопроводов, превышающих в длину 100 или 200 км, например, для трубопроводов в диапазоне от 100 до 200 км. Трубопровод предпочтительно изолирован с обеспечением низкого коэффициента U изоляции, который, как правило, равен или меньше, чем 1 Вт/(м²⋅К). Трубопровод предпочтительно содержит по меньшей мере один участок «труба-в-трубе» (ТВТ) для изоляции трубопровода. Участок ТВТ может содержать внутренний участок трубопровода, расположенный внутри внешнего участка трубопровода, причем добываемую текучую среду перекачивают через внутренний участок трубопровода. Трубопровод может иметь диаметр, который в общем случае зависит от применения или от варианта пласта-коллектора, но, как правило, например, для магистрального трубопровода, выбирают диаметр, который меньше, чем обычно используемый в предшествующем уровне техники, где нормальная стратегия состоит в минимизации потери давления в трубопроводе. Диаметр может составлять, например, менее 10 дюймов. Текучая среда может перекачиваться для повышения давления в добываемой текучей среде с целью создания, например, перепада давления 100 бар вдоль трубопровода, хотя в целом это зависит от применения.When transporting fluid from a well, pumping is preferably performed by means of at least one “booster” pump, which allows the flow of produced fluid from the well to be backed up. The booster pump may be, for example, a bottom booster pump placed on the seabed to create pressure to keep the produced fluid flowing from the well. By pumping in a fluid and / or pipeline, a thermal effect may be created that inhibits or limits the cooling of the produced fluid. The effect created by the pump is necessary and sufficient to prevent the fluid from cooling below a predetermined temperature, for example, the temperature of the appearance of paraffin or the equilibrium temperature of hydrate formation. Working in this way, the pipeline can transport fluid in the para-safe and hydrate-safe area of operating conditions. The fluid is preferably pumped to generate heat equal to or greater than the heat loss from the pipeline to the environment. The pipeline can be of any length, but this solution is especially applicable for trunk pipelines, for example, 30 km longer, and in particular, more than 50 km, and, even more, for pipelines exceeding 100 or 200 km long, for example, for pipelines in the range from 100 to 200 km. The pipeline is preferably insulated with a low insulation U, which is usually equal to or less than 1 W / (m ² K). The pipeline preferably contains at least one pipe-in-pipe (TBT) section for insulating the pipeline. The TBT section may contain an internal section of the pipeline located inside the external section of the pipeline, with the produced fluid being pumped through the internal section of the pipeline. The pipeline may have a diameter, which generally depends on the application or on the variant of the reservoir, but, as a rule, for example, for the main pipeline, choose a diameter that is smaller than that usually used in the prior art, where the normal strategy is to minimize pressure loss in the pipeline. The diameter may be, for example, less than 10 inches. Fluid can be pumped to increase the pressure in the produced fluid in order to create, for example, a pressure drop of 100 bar along the pipeline, although in general it depends on the application.

Необходимое давление может создаваться при помощи известной технологии бустерных насосов, например, посредством последовательного соединения нескольких насосов, каждый из которых способствует увеличению давления и скорости потока текучей среды. В некоторых вариантах добываемая текучая среда может представлять собой многофазную текучую среду из скважины, а указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, может содержать первый, многофазный насос. Способ может, таким образом, включать в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды с целью получения однофазной добываемой текучей среды ниже по потоку от насоса. Насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, может дополнительно содержать второй, однофазный насос, а способ может включать в себя применение однофазного насоса для для перекачивания получаемой однофазной добываемой текучей среды из первого насоса, причем совместная работа первого и второго насосов генерирует указанную теплоту трения в трубопроводе для защиты текучей среды от выпадения парафина или гидратов. Следует отметить, что первый и второй насосы могут предусматриваться на общем эксплуатационном объекте на морском дне. Может оказаться предпочтительным перекачивать текучую среду в однофазном состоянии и использовать однофазное оборудование, поскольку однофазные потоки, как правило, менее требовательны в отношении обрабатывающего оборудования и устойчивости самого потока.The required pressure can be created using well-known technology booster pumps, for example, by connecting several pumps in series, each of which contributes to an increase in pressure and flow rate of the fluid. In some embodiments, the produced fluid may be a multi-phase fluid from a well, and the pump used to pump the produced fluid may contain a first, multi-phase pump. The method may thus include the operation of a multi-phase pump to increase the pressure of the fluid in order to obtain a single-phase production fluid downstream of the pump. The pump used to pump the produced fluid may additionally contain a second, single-phase pump, and the method may include using a single-phase pump to pump the resulting single-phase produced fluid from the first pump, and the combined operation of the first and second pumps generates the specified friction heat in pipeline to protect the fluid from paraffin or hydrate loss. It should be noted that the first and second pumps may be provided at a common production facility on the seabed. It may be preferable to pump the fluid in a single-phase state and use single-phase equipment, since single-phase flows are generally less demanding in terms of processing equipment and the stability of the flow itself.

Бустерный насос обеспечивает преимущество, состоящее в создании подпора для перемещения текучей среды на необходимое расстояние к месту назначения добываемой текучей среды, а также в предотвращении понижения температур ниже пределов парафино- и гидратообразования. Соответственно, специальная нагревательная аппаратура для предотвращения парафинообразования может оказаться ненужной.The booster pump provides the advantage of creating a support for moving the fluid to the required distance to the destination of the produced fluid, as well as in preventing temperatures below the limits of paraffin and hydrate formation. Accordingly, special heating equipment to prevent paraffin formation may be unnecessary.

Сопротивление трения повышается между протекающей добываемой текучей средой и поверхностью трубопровода, по которому проходит добываемая текучая среда. Тепло генерируется из-за сопротивления трения, и генерация тепла возрастает при возрастании градиента давления, который в этом случае можно регулировать за счет внутреннего диаметра трубопровода, несколько меньшего, чем нормальный диаметр. Сопротивление трения и генерируемое (выделяемое) тепло могут также зависеть от типа текучей среды, в частности, от вязкости текучей среды. Текучая среда, как правило, представляет собой углеводородную текучую среду и может содержать нефть, газ и/или воду. При намеченном применении текучая среда может включать в себя тяжелую нефть, например, из неглубоко залегающего коллектора. Сопротивление трения зависит также от шероховатости материала участка (участков) трубопровода, через который (которые) перекачивается добываемая текучая среда. Трубопровод может иметь диаметр, подходящий для генерирования теплоты за счет преодоления сопротивления трения при помощи насоса.The frictional resistance increases between the flowing produced fluid and the surface of the pipeline through which the produced fluid flows. Heat is generated due to frictional resistance, and heat generation increases with increasing pressure gradient, which in this case can be controlled by the internal diameter of the pipeline, which is somewhat smaller than the normal diameter. The friction resistance and the heat generated (generated) may also depend on the type of fluid, in particular, on the viscosity of the fluid. The fluid is typically a hydrocarbon fluid and may contain oil, gas and / or water. In the intended application, the fluid may include heavy oil, for example, from a shallow reservoir. Friction resistance also depends on the roughness of the material of the pipeline section (s) through which the produced fluid is pumped. The pipeline may have a diameter suitable for generating heat by overcoming the friction resistance by means of a pump.

Моделирование системы может выполняться с учетом одного или более из следующих параметров: шероховатости поверхности участка трубопровода, по которому проходит текучая среда при перекачивании, давления, создаваемого насосом, типа или вязкости текучей среды, газонефтяного фактора (ГНФ), длины трубопровода или участков трубопровода, коэффициента изоляции трубопровода, диаметра трубопровода. На основе такого моделирования рассчитывают параметры насоса, необходимые для получения теплоты трения с целью предотвращения выпадения парафина или гидратообразования. Параметры системы и, в частности, рабочий уровень перекачивания, требующийся для получения предупреждающего теплового воздействия, оптимизируют на основе этого моделирования.System modeling can be performed taking into account one or more of the following parameters: surface roughness of the pipeline section through which the fluid passes during pumping, pressure created by the pump, type or viscosity of the fluid, gas-oil factor (GNF), pipeline length or pipeline sections, coefficient pipeline insulation, pipeline diameter. On the basis of such a simulation, the pump parameters necessary for obtaining friction heat are calculated in order to prevent paraffin or hydrate formation from falling out. The system parameters and, in particular, the working level of pumping required for obtaining preventive thermal effects, is optimized on the basis of this simulation.

Настоящие методы особенно эффективны, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет низкую температуру, например, близкую к температуре появления парафина или равновесной температуре образования гидратов, например, меньшей, чем 5°С, такой как температура, превышающая ее на 1°С или 2°С или меньше. Равновесные температуры гидратообразования могут, как правило, составлять 20°С или меньше, 30°С или меньше, или даже 40°С или меньше. Температуры появления парафина, как правило, находились бы в диапазоне от 15 до 30°С. Текучая среда из коллектора, как правило, содержит нефть, которая может относиться к любому типу. Настоящие методы могут быть особенно полезны, когда текучая среда содержит тяжелую нефть, например, сверхтяжелую нефть с компонентами, склонными к парафинообразованию. Текучая среда из коллектора может иметь низкий газонефтяной фактор (ГНФ) и/или низкое давление насыщения нефти газом.These methods are particularly effective when the hydrocarbon reservoir (and hydrocarbon fluids produced from it) have a low temperature, for example, close to the temperature of paraffin or the equilibrium temperature of hydrate formation, for example, less than 5 ° C, such as exceeding it by 1 ° C or 2 ° C or less. The equilibrium hydrate formation temperatures can generally be 20 ° C or less, 30 ° C or less, or even 40 ° C or less. The temperature of the appearance of paraffin, as a rule, would be in the range from 15 to 30 ° C. Fluid from the reservoir, as a rule, contains oil, which can be of any type. These methods can be especially useful when the fluid contains heavy oil, for example, super heavy oil with paraffin-prone components. The fluid from the reservoir may have a low gas-oil factor (GNF) and / or low oil saturation pressure of gas.

Различные модификации и усовершенствования могут быть внесены без отступления от объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке.Various modifications and improvements may be made without departing from the scope of the invention disclosed in this application.

Claims

1. The method of extraction of fluid from a hydrocarbon reservoir, which includes the following steps:

a) provide the section of the production tubing in the well, while the section of the production tubing is configured to pass through it a stream of produced fluid;

b) circulating the circulating fluid near the section of the production tubing to circulate in order to protect the produced fluid from lowering its temperature below the set value;

wherein at least one underwater circulation pump is used to circulate the circulating fluid.

2. A method according to claim 1, wherein the predetermined temperature is the temperature of the appearance of paraffin or hydrates.

3. A method according to claim 1, wherein the circulating fluid contains a working fluid of the hydraulic system to control the operation of the downhole production pump.

4. The method of claim 3, wherein the working fluid comprises or is obtained on the basis of one or more of: i) an injected fluid or fluid injected into a reservoir through another injection well; ii) prepared seawater and iii) water extracted from a reservoir.

5. The method according to claim 1, further comprising applying at least one above-surface circulation pump for circulating the circulating fluid.

6. The method according to claim 1, further comprising applying at least one downhole mining pump to pump the produced fluid to facilitate the flow of fluid through the section of the production string to the surface and out of the well.

7. A method according to claim 6, in which the downhole mining pump is a hydraulic submersible pump.

8. A method according to claim 7, in which the stage of circulation is performed during the pumping of the produced fluid from the well using a downhole mining pump.

9. A method according to claim 7 or 8, in which the stage of circulation is performed before the start of production from the well using a mining pump.

10. A method according to claim 7 or 8, in which the circulating fluid circulates, entering the well, and then leaving the well, through the bypass device on the downhole production pump.

11. A method according to claim 1, wherein the circulating fluid circulates in the well through the annular space surrounding the section of the production tubing.

12. A method according to claim 1, wherein the circulating fluid circulates, entering the well, and then leaving the well, in a closed loop.

13. A method according to any one of claims. 1-8, 11, 12, in which the circulating fluid exits the well in the additional tubing inside the production tubing.

14. The method according to claim 1, further comprising applying a circulation pump for heating the circulating fluid.

15. The method according to claim 1, further comprising applying a heater to heat the circulating fluid.

16. The method of claim 1, wherein the circulating step is performed to generate heat energy that protects the produced fluid from hydrate formation or paraffin precipitation, or prevents the temperature of the produced fluid in the well below the setpoint from falling.

17. The method according to claim 1, further comprising applying at least one bottom booster pump for pumping and transporting produced fluid from the well through the subsea pipeline to the destination downstream.

18. The method according to claim 17, wherein the bottom booster pump operates in such a way that the produced fluid in the pipeline interacts with the surface of the pipeline and generates friction heat, thereby preventing paraffin from falling out or the formation of hydrates.

19. A method according to claim 18, in which the pipeline is isolated and has an insulation coefficient U equal to or less than 1 W / (m ² K).

20. A method according to any one of claims. 17-19, in which the length of the pipeline exceeds 30 km.

21. A method according to any one of claims. 17-19, in which a booster pump and a circulation pump are provided on a common facility on the seabed.

22. A device for the extraction of fluid from a hydrocarbon reservoir of a method according to claim 1.