EA044003B1

EA044003B1 - DEVICE, METHOD AND EQUIPMENT OF A WELL HOLE FOR REDUCING THERMAL DAMAGE TO WELL COMPONENTS DURING INJECTION OF HIGH TEMPERATURE FLUID

Info

Publication number: EA044003B1
Application number: EA202192821
Authority: EA
Inventors: Даниэль Томпсон; Брайан Кэй; Уэс Сопко; Кевин Вибе
Original assignee: Дженерал Энерджи Рикавери Инк.
Priority date: 2019-04-26
Filing date: 2020-04-22
Publication date: 2023-07-18

Description

Область техники, к которой относится изобретениеField of technology to which the invention relates

Варианты осуществления изобретения относятся к техническим решениям, предполагающим любое нагнетание высокотемпературной текучей среды, при котором существует необходимость предотвращения влияния высокой температуры на компоненты скважины, такие как обсадные трубы, уплотнительный цемент или продуктивный пласт, включая неглубоко залегающий пласт вверху ствола скважины, через который проходит ствол скважины. В частности, задачей применения изобретения является ослабление негативного влияния закачиваемого пара.Embodiments of the invention relate to technical solutions involving any high temperature fluid injection where there is a need to prevent the high temperature from affecting well components such as casing, seal cement or a reservoir, including a shallow formation at the top of a wellbore through which the wellbore extends. wells. In particular, the objective of using the invention is to reduce the negative impact of injected steam.

Уровень техникиState of the art

В мире существуют огромные запасы высоковязких углеводородов. Вязкие углеводороды часто имеют название битум, гудрон, тяжелая нефть и сверхтяжелая нефть (собирательное название тяжелая нефть) и типично обладают вязкостью в диапазоне от 3000 сП до более чем 1000000 сП. Высокая вязкость делает задачу извлечения углеводородов трудной и дорогостоящей.There are huge reserves of highly viscous hydrocarbons in the world. Viscous hydrocarbons are often referred to as bitumen, tar, heavy oil and extra-heavy oil (collectively heavy oil) and typically have viscosities ranging from 3,000 cP to more than 1,000,000 cP. High viscosity makes hydrocarbon recovery difficult and costly.

Каждый природный нефтяной резервуар уникален и по-разному реагирует на разнообразные способы извлечения углеводородов. Как правило, для уменьшения вязкости применялось и применяется нагревание тяжелой нефти in situ. Обычно такие резервуары вязкой тяжелой нефти можно разрабатывать такими способами, как циклическое закачивание пара (CSS, англ. Cyclic Steam Stimulation), вытеснение паром (англ. Steam Drive) и парогравитационный дренаж (англ. Steam Assisted Gravity Drainage), при которых пар закачивают с поверхности в резервуар, чтобы разогреть нефть и уменьшить ее вязкость в достаточной степени для добычи. Вышеупомянутые способы принято называть методами повышения нефтеотдачи (EOR, англ. Enhanced Oil Recovery).Each natural petroleum reservoir is unique and responds differently to a variety of hydrocarbon extraction methods. Typically, in situ heating of heavy oil has been and is being used to reduce viscosity. Typically, such viscous heavy oil reservoirs can be developed by methods such as Cyclic Steam Stimulation (CSS), Steam Drive, and Steam Assisted Gravity Drainage, in which steam is pumped from surface into the reservoir to heat the oil and reduce its viscosity sufficiently for production. The above-mentioned methods are usually called enhanced oil recovery methods (EOR, Enhanced Oil Recovery).

Большое число резервуаров с тяжелой нефтью разрабатывались с материалами обсадных труб и уплотнительного цемента, которые не в состоянии выдерживать температуры, которые обычно используются при операциях закачивания пара. Современные нетермостойкие системы обсадки скважины трубами / цементирования ограничены температурами в диапазоне от 60°С до 120°С (в зависимости от качества обсадки ствола скважины) без нарушения обсадки ствола скважины и уплотнительного цемента. Типичные схемы повышения нефтеотдачи с закачкой пара высокой температуры работают при температурах более 200°С.A large number of heavy oil reservoirs have been developed with casing and seal cement materials that are unable to withstand the temperatures typically used in steam injection operations. Modern non-heat resistant well casing/cementing systems are limited to temperatures ranging from 60°C to 120°C (depending on the quality of the wellbore casing) without disturbing the wellbore casing and sealing cement. Typical enhanced oil recovery schemes with high temperature steam injection operate at temperatures above 200°C.

Кроме того, современные способы разработки резервуаров с тяжелой нефтью сталкиваются с другими ограничениями. В частности, одна проблема заключается в потере стволом скважины тепла, в то время как высокотемпературная текучая среда или пар движется от поверхности к резервуару. Данная проблема ухудшается с ростом глубины, и качество пара снижается, по мере того как теряется энергия в стволе скважины и пластах выше нефтяного резервуара.In addition, current methods for developing heavy oil reservoirs face other limitations. In particular, one problem is the wellbore losing heat as high temperature fluid or steam moves from the surface to the reservoir. This problem worsens with depth and steam quality decreases as energy is lost in the wellbore and formations above the oil reservoir.

Раскрытие изобретенияDisclosure of the Invention

В соответствии с настоящим изобретением в широком аспекте, предложено оборудование ствола скважины для скважины, содержащее: устьевое устройство; нагнетательную колонну, проходящую по длине скважины, выполненную с возможностью передачи высокотемпературной текучей среды в зону нагнетания в скважине и образующую в скважине кольцевое пространство между собой и стенкой скважины; пакер, установленный вокруг нагнетательной колонны и выполненный с возможностью герметизации кольцевого пространства; трубу, проходящую через кольцевое пространство рядом с нагнетательной колонной, причем впускной конец трубы соединен с наземным трубопроводом в области устья скважины, а выпускной конец расположен вблизи пакера; выпускной канал в устье скважины; и насос для создания течения охлаждающей среды через контур от наземного трубопровода через указанную трубу в кольцевое пространство вблизи пакера, возврата вверх по кольцевому пространству рядом с нагнетательной колонной и выхода наружу из выпускного канала в наземный трубопровод.In accordance with the present invention in a broad aspect, there is provided a wellbore equipment for a well, comprising: a wellhead device; an injection string extending along the length of the well, configured to transfer a high-temperature fluid into the injection zone in the well and forming an annular space in the well between itself and the well wall; a packer installed around the injection string and configured to seal the annular space; a pipe extending through the annulus adjacent the injection string, the inlet end of the pipe being connected to the surface conduit at the wellhead and the outlet end located adjacent the packer; outlet channel at the wellhead; and a pump for causing the cooling medium to flow through the loop from the surface pipeline through said pipe into the annulus adjacent the packer, return up the annulus adjacent the injection string, and exit outward from the outlet channel into the surface pipeline.

В соответствии с настоящим изобретением в другом широком аспекте, предложен способ защиты скважины от теплового повреждения во время закачки высокотемпературных сред, содержащий этапы, на которых: а) вводят охлаждающую среду в кольцевое пространство между трубопроводом закачки высокотемпературной текучей среды и стенкой ствола скважины; b) обеспечивают возможность охлаждающей среде оставаться в кольцевом пространстве в течение времени пребывания, так чтобы охлаждающая среда стала нагретой охлаждающей средой; с) выводят нагретую охлаждающую среду из кольцевого пространства; и повторяют этапы а-с.In accordance with another broad aspect of the present invention, there is provided a method of protecting a well from thermal damage during the injection of high temperature fluids, comprising the steps of: a) introducing a cooling medium into the annulus between the high temperature fluid injection conduit and the wall of the wellbore; b) allowing the cooling medium to remain in the annular space during the residence time, so that the cooling medium becomes a heated cooling medium; c) removing the heated cooling medium from the annular space; and repeat steps a-c.

В соответствии с настоящим изобретением в еще одном широком аспекте, предложено устройство для закачки высокотемпературной среды к нефтяному резервуару в скважине, содержащее: нагнетательную колонну, выполненную с возможностью соединения со стволом скважины и передачи высокотемпературной текучей среды в зону нагнетания в скважине; пакер, через который проходит нижний конец нагнетательной колонны; трубу, проходящую рядом с нагнетательной колонной, причем впускной конец трубы выполнен с возможностью соединения с наземным трубопроводом в области устья скважины, а выпускной конец расположен вблизи пакера; и выпускной канал в устье скважины, при этом устройство выполнено с возможностью создания контура охлаждающей среды, который имеет возможность двигаться от поверхности через указанную трубу, а, выйдя из трубы вблизи пакера, подниматься рядом с наружной поверхностью нагнетательной колонны, возвращаться на поверхность и выходить через выпуAccording to another broad aspect of the present invention, there is provided a device for injecting a high temperature fluid to an oil reservoir in a well, comprising: an injection string configured to connect to a wellbore and transfer the high temperature fluid to an injection zone in the well; a packer through which the lower end of the injection string passes; a pipe extending adjacent to the injection string, the inlet end of the pipe being configured to connect to an onshore pipeline in the wellhead area, and the outlet end located adjacent the packer; and an outlet channel at the wellhead, wherein the device is configured to create a cooling medium circuit that is able to move from the surface through said pipe, and, having exited the pipe near the packer, rise next to the outer surface of the injection string, return to the surface and exit through I'll release

- 1 044003 скной канал.- 1 044003 rocky channel.

Следует понимать, что иные аспекты настоящего изобретения станут очевидными для специалистов в данной области из последующего подробного описания, в котором разные варианты осуществления изобретения представлены и описаны посредством примеров. Как будет показано, возможны другие, отличающиеся варианты осуществления изобретения, при этом возможна модификация некоторых деталей конструкции и их реализации в различных других отношениях, которые все охватываются прилагаемой формулой изобретения. Соответственно, подробное описание и примеры следует рассматривать как иллюстрации, а не как ограничения.It should be understood that other aspects of the present invention will become apparent to those skilled in the art from the following detailed description, in which various embodiments of the invention are presented and described by way of examples. As will be shown, other different embodiments of the invention are possible, and modifications may be made to certain details of the design and their implementation in various other respects, all of which are covered by the appended claims. Accordingly, the detailed description and examples should be considered illustrative and not limiting.

Краткое описание фигурBrief description of the figures

Следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления настоящего изобретения, и следовательно, их не следует рассматривать как ограничения объема изобретения, так как изобретение может допускать и другие одинаково эффективные варианты осуществления.It should be noted that the accompanying drawings illustrate only exemplary embodiments of the present invention and, therefore, should not be construed as limiting the scope of the invention, since the invention may be capable of other equally effective embodiments.

Фиг. 1 представляет вид сбоку типичного ствола скважины, укрепленной нетермостойкой обсадной трубой и нетермостойким цементом.Fig. 1 is a side view of a typical wellbore reinforced with non-thermal casing and non-thermal cement.

Фиг. 2 представляет вид сбоку типичного ствола скважины, укрепленной термостойкой обсадной трубой и термостойким цементом.Fig. 2 is a side view of a typical wellbore reinforced with heat-resistant casing and heat-resistant cement.

Фиг. 3 представляет схему трубопроводов и контрольно-измерительных приборов наземной части устройства, включая резервуары, накопитель текучей среды, насос, теплообменник, трубопроводы, аппаратуру эксплуатации и обеспечения защиты для варианта осуществления изобретения с защитой по давлению охлаждающей среды.Fig. 3 shows a diagram of the pipelines and instrumentation of the above-ground part of the device, including tanks, fluid accumulator, pump, heat exchanger, pipelines, operating and protection equipment for an embodiment of the invention with cooling medium pressure protection.

Фиг. 4 представляет схему трубопроводов и контрольно-измерительных приборов наземной части устройства, включая накопитель текучей среды, насос, теплообменник, аппаратуру эксплуатации и обеспечения защиты для варианта осуществления изобретения с защитой по расходу охлаждающей среды.Fig. 4 shows a diagram of the piping and instrumentation of the surface part of the device, including a fluid accumulator, pump, heat exchanger, operating and protection equipment for an embodiment of the invention with cooling medium flow protection.

Фиг. 5 представляет схему трубопроводов и контрольно-измерительных приборов наземной части устройства, включая накопитель текучей среды, насос, теплообменник, аппаратуру эксплуатации и обеспечения защиты для варианта осуществления изобретения с защитой по температуре охлаждающей среды.Fig. 5 shows a diagram of the piping and instrumentation of the above-ground part of the device, including a fluid accumulator, pump, heat exchanger, operating and protection equipment for an embodiment of the invention with cooling medium temperature protection.

Осуществление изобретенияCarrying out the invention

Варианты осуществления настоящего изобретения в целом относятся к устройству, оборудованию ствола скважины и способу, касающемуся контура охлаждающей среды для противодействия любому термическому повреждению компонентов скважины во время высокотемпературной закачки. К примеру, варианты осуществления изобретения обеспечивают защиту компонентов скважины, таких как устьевого оборудования, пластов неглубокого залегания, обсадки ствола скважины и/или цемента ствола скважины от влияния высокотемпературной закачки.Embodiments of the present invention generally relate to an apparatus, wellbore equipment, and method relating to a coolant circuit for counteracting any thermal damage to wellbore components during high temperature injection. For example, embodiments of the invention protect well components such as wellhead equipment, shallow formations, wellbore casing, and/or wellbore cement from the effects of high temperature injection.

Хотя высокотемпературная закачка часто используется для извлечения тяжелой нефти, следует отметить, что аспекты настоящего изобретения не ограничиваются его использованием при извлечении тяжелой нефти, но могут быть применимы при извлечении других продуктов, например, газовых гидратов.Although high temperature injection is often used to recover heavy oil, it should be noted that aspects of the present invention are not limited to its use in the recovery of heavy oil, but may be applicable to the recovery of other products, such as gas hydrates.

Устройство содержит нагнетательную колонну, которая передает высокотемпературную текучую среду в зону нагнетания. Нагнетательная колонна может быть изолирована, чтобы уменьшить теплопередачу через стенки трубопровода. Устройство дополнительно содержит изолирующий пакер выше зоны нагнетания, причем тип пакера совместим с высокой температурой и нагнетанием коррозионно-активной среды. Пакер может быть любым: механическим, гидравлическим, разбухающим, надувным и несоскальзывающим в зависимости от типа скважины, глубины и задачи применения. Нагнетательная колонна проходит через пакер, однако пакер герметично уплотняет кольцевое пространство между нагнетательной колонной и обсадной трубой скважины, которая образует внутреннюю стенку ствола скважины. В оборудовании также используется вторая труба, диаметр которой выбран так, чтобы труба входила в кольцевое пространство между нагнетательной колонной и обсадкой ствола скважины. Вторая труба может иметь диаметр практически равный диаметру нагнетательной колонны или меньший диаметра нагнетательной колонны. Указанная вторая труба установлена так, что проходит от поверхности и в кольцевое пространство. Например, согласно одному варианту осуществления, у второй трубы имеется выпускное отверстие, которое расположено близко к пакеру, выше последнего. Вторая труба не проходит сквозь пакер подобно нагнетательной колонне, а открывается на стороне пакера противоположной стороне зоны нагнетания. Расположение выпускного отверстия непосредственно над пакером позволяет системе действовать наиболее эффективно, обеспечивая охлаждение на всей длине ствола скважины. Кроме того, внутренний диаметр может быть целиком использован для циркуляции охлаждающей среды, и его выпуска из ствола скважины.The device contains an injection column that transfers a high-temperature fluid to the injection zone. The discharge string can be insulated to reduce heat transfer through the pipeline walls. The device further comprises an insulating packer above the injection zone, the type of packer being compatible with high temperature and injection of corrosive media. The packer can be anything: mechanical, hydraulic, swelling, inflatable and non-slip, depending on the type of well, depth and application. The injection string passes through the packer, but the packer seals the annular space between the injection string and the well casing, which forms the inner wall of the wellbore. The equipment also uses a second pipe, the diameter of which is selected so that the pipe fits into the annular space between the injection string and the wellbore casing. The second pipe may have a diameter almost equal to the diameter of the injection column or less than the diameter of the injection column. Said second pipe is installed so as to extend from the surface and into the annular space. For example, according to one embodiment, the second pipe has an outlet that is located close to the packer, above the latter. The second pipe does not pass through the packer like an injection string, but opens on the side of the packer opposite the injection zone. Placing the outlet directly above the packer allows the system to operate most efficiently, providing cooling throughout the entire length of the wellbore. In addition, the entire internal diameter can be used to circulate the cooling medium and release it from the wellbore.

Вторая труба может быть непрерывной или составной, такой как любая колтюбинговая труба (сплошная стальная и/или полимерная труба) или как составная стальная или полимерная труба. Полимерная труба может быть выполнена из любого материала из многообразия высокотемпературных пластмассовых материалов, например, из поливинилхлорида (ПВХ). В случае составной стальной трубы илиThe second pipe may be continuous or composite, such as any coiled tubing (solid steel and/or polymer pipe) or as a composite steel or polymer pipe. Polymer pipe can be made from any of a variety of high temperature plastic materials, such as polyvinyl chloride (PVC). In case of composite steel pipe or

- 2 044003 высокотемпературной пластиковой трубы, такая труба может быть соединена с нагнетательной колонной, чтобы повысить устойчивость и облегчить монтаж второй трубы. Установку непрерывной стальной трубы, такой как колтюбинговая труба, можно производить без привязки к нагнетательной колонне. Оконцовка второй трубы на поверхности позволяет осуществлять монтаж и удаление непрерывной стальной трубы без удаления нагнетательной колонны. В частности, вторая труба в форме непрерывной стальной трубы может быть установлена и удалена через устьевое оборудование, исключая удаление нагнетательной колонны. Вторую трубу других типов устанавливают и снимают одновременно с установкой или снятием нагнетательной колонны. Наземное соединение (в устье скважины) содержит выпускной канал из кольцевого пространства. Указанный выпускной канал, выходящий из устья скважины, расположен близко к предохранительному уплотнению, и, следовательно, конструкция устья скважины выполнена так, что насколько возможно снижается термическое повреждение на участке близком к поверхности и устью скважины.- 2 044003 high temperature plastic pipe, this pipe can be connected to the discharge column to improve stability and facilitate the installation of a second pipe. Installation of continuous steel pipe, such as coiled tubing, can be done without being tied to an injection string. Terminating the second pipe at the surface allows installation and removal of continuous steel pipe without removing the injection string. In particular, the second pipe in the form of a continuous steel pipe can be installed and removed through the wellhead, eliminating the removal of the injection string. Other types of second pipe are installed and removed at the same time as the injection string is installed or removed. The surface connection (at the wellhead) contains an outlet channel from the annulus. Said outlet channel extending from the wellhead is located close to the safety seal, and therefore the wellhead is designed so that thermal damage in the area close to the surface and the wellhead is reduced as much as possible.

Оборудование ствола скважины дает возможность передавать с поверхности высокотемпературную текучую среду через скважину и в ствол скважины, и в нефтяной резервуар, расположенный ниже пакера. В то же самое время термическое повреждение компонентов окружающей стенки ствола скважины (т.е. обсадной трубы и цемента), а также пластов неглубокого залегания ослабляется за счет возможности использования изолированной нагнетательной колонны и контура циркуляции охлаждающей среды через вторую трубу. В частности, охлаждающая среда может быть подана в кольцевое пространство, расположенное выше изолирующего пакера, через вторую трубу, и после определенного времени пребывания в кольцевом пространстве охлаждающая среда может быть удалена через устье скважины. Таким образом, в кольцевом пространстве ствола скважины может быть установлена циркуляция охлаждающей среды. Контур охлаждающей среды ослабляет термическое повреждение компонентов скважины и пластов неглубокого залегания во время операций закачки высокотемпературной текучей среды.The wellbore equipment provides the ability to transfer high temperature fluid from the surface through the wellbore to both the wellbore and an oil reservoir located below the packer. At the same time, thermal damage to surrounding wellbore wall components (ie, casing and cement) as well as shallow formations is mitigated by the ability to use an isolated injection string and coolant circuit through a second pipe. In particular, the cooling medium can be supplied to the annulus located above the isolation packer through the second pipe, and after a certain time of residence in the annulus, the cooling medium can be removed through the wellhead. In this way, a cooling medium can be circulated in the annulus of the wellbore. The coolant circuit mitigates thermal damage to well components and shallow formations during high temperature fluid injection operations.

Оборудование ствола скважины работает совместно с наземным обрабатывающим оборудованием, включая оборудование для операций с охлаждающей средой. Оборудование может включать в себя, например, хранилище охлаждающей среды, насос, теплообменник для охлаждения охлаждающей среды, аппаратуру эксплуатации и обеспечения защиты, трубопроводы для непрерывной подачи охлаждающей среды в кольцевое пространство скважины между нагнетательным трубопроводом и обсадкой ствола скважины. Конструкция управляющей системы и уплотнения устья скважины выполнены так, чтобы обеспечить безопасное движение текучей среды, и предотвратить утечку на поверхность закачиваемой текучей среды.Wellbore equipment works in conjunction with surface processing equipment, including coolant handling equipment. The equipment may include, for example, a coolant storage facility, a pump, a heat exchanger for cooling the coolant, operating and safety equipment, and conduits for continuously supplying coolant to the well annulus between the injection pipeline and the wellbore casing. The control system and wellhead seals are designed to ensure safe fluid movement and prevent leakage of the injected fluid to the surface.

Указанное непрерывное движение охлаждающей среды будет обеспечивать управление температурой обсадки ствола скважины и цемента. Наземные трубопроводы могут представлять собой замкнутый контур или разомкнутый контур в зависимости от величины регулировки температуры, которая требуется для защиты обсадной трубы ствола скважины. Если температура охлаждающей среды, поступающей на поверхность, может быть понижена в достаточной степени, то будет произведено охлаждение охлаждающей среды, и охлаждающая среда может быть возвращена в скважину. Однако, если температура охлаждающей среды будет слишком высока, то ее возврат может быть нерентабелен.This continuous movement of the cooling medium will control the temperature of the wellbore casing and cement. Surface pipelines may be a closed loop or an open loop depending on the amount of temperature control required to protect the wellbore casing. If the temperature of the cooling medium entering the surface can be lowered sufficiently, the cooling medium will be cooled and the coolant can be returned to the well. However, if the coolant temperature is too high, it may not be economical to return it.

Варианты осуществления изобретения относятся к защите наземного устья скважины/ствола скважины/обсадки скважины/пласта при операциях закачки высокотемпературной среды. Один вариант осуществления изобретения относится к закачиванию пара в нетермостойкие стволы скважин, в которых обсадная труба и герметизирующий цемент не могут выдерживать высоких температур при закачке пара или других высоких температур при закачке для повышения нефтеотдачи. Согласно другому варианту осуществления, изобретение относится к закачке пара в термостойкие стволы скважин, в которых обсадные трубы и герметизирующий цемент выбраны с целью противостоять высоким температурам при закачке пара, но где есть потребность сократить или исключить тепловое расширение обсадных труб ствола скважины над зоной нагнетания. Устройство, согласно изобретению, включает в себя пакер на теплоизолированной нагнетательной колонне (НК), например, нагнетательной колонне с вакуумной изоляцией (ВИНК), установленный так, чтобы он находился непосредственно над нефтяным резервуаром, при этом вторая труба установлена между НК и обсадкой ствола скважины, и проходит от поверхности до верха пакера. На поверхности устройство включает в себя устьевые соединения и оборудование для работы с охлаждающей средой, такое как трубопроводы, закрытые или открытые баки хранения охлаждающей среды, насос и аппаратуру эксплуатации и обеспечения защиты, т.е. оборудование, посредством которого охлаждающую среду закачивают по возможности непрерывно в кольцевое пространство между обсадкой ствола скважины и нагнетательной колонной, чтобы выводить из скважины любое тепло, потерянное нагнетательной колонной. Если требуется, то теплообменник охлаждает охлаждающую среду, возвращающуюся из ствола скважины. Данную охлаждающую среду можно охлаждать посредством теплообменника, чтобы передавать тепло охлаждающей среды технологической текучей среде, которая должна использоваться для формирования пара или высокотемпературной среды, или посредством других стандартных методов охлаждения, например, воздушными охладителями.Embodiments of the invention relate to the protection of a surface wellhead/wellbore/well casing/formation during high temperature fluid injection operations. One embodiment of the invention relates to the injection of steam into non-thermal wellbores in which the casing and sealing cement cannot withstand the high temperatures of steam injection or other high temperatures of enhanced oil recovery injection. According to another embodiment, the invention relates to steam injection into thermally resistant wellbores in which the casing and sealing cement are selected to withstand the high temperatures of steam injection, but where there is a need to reduce or eliminate thermal expansion of the wellbore casing above the injection zone. The device according to the invention includes a packer on a thermally insulated injection string (IC), for example, a vacuum insulated injection string (VIIC), installed so that it is located directly above the oil reservoir, while a second pipe is installed between the IC and the wellbore casing , and extends from the surface to the top of the packer. At the surface, the device includes wellhead connections and equipment for handling the cooling medium, such as pipelines, closed or open coolant storage tanks, a pump and equipment for operation and protection, i.e. equipment by which a cooling medium is pumped as continuously as possible into the annulus between the wellbore casing and the injection string to remove from the well any heat lost by the injection string. If required, the heat exchanger cools the cooling medium returning from the wellbore. This cooling medium may be cooled by means of a heat exchanger to transfer heat from the cooling medium to the process fluid to be used to generate steam or high temperature fluid, or by other standard cooling methods, such as air coolers.

Согласно варианту осуществления изобретения, эксплуатационная система может содержать аспект контроля температуры. Согласно одному варианту, система обеспечения защиты может срабатывать поAccording to an embodiment of the invention, the operating system may include a temperature control aspect. According to one embodiment, the protection system may be triggered by

- 3 044003 давлению в резервуаре. Согласно другому варианту, система обеспечения защиты может срабатывать по величине расхода охлаждающей среды. Хотя система охлаждения защищает скважину от теплового расширения, вызывающего повреждение, указанные эксплуатационная система и система обеспечения защиты могут дополнительно быть использованы для контроля скважинных операций в целом, контроля состояния пакера и для управления скважиной.- 3 044003 pressure in the tank. According to another option, the protection system can be triggered by the flow rate of the cooling medium. While the cooling system protects the well from thermal expansion causing damage, the production and protection systems may further be used to monitor overall well operations, monitor packer condition, and control the well.

Охлаждающей средой может служить любая текучая среда, способная запасать и передавать тепло, например, любая из следующих сред или их сочетание: вода, углеводород, охлаждающая жидкость / охлаждающий агент, воздух или азот. Варианты осуществления изобретения могут относиться к процессам, при которых охлаждающая система используется для предотвращения потерь тепла от бурения или операций добычи в районах вечной мерзлоты. В данном варианте в системе использовалась бы экологически безопасная охлаждающая среда, например, углеводород, такой как гликоль, который может оставаться жидким при температурах ниже 0°С.The cooling medium can be any fluid capable of storing and transferring heat, such as any or a combination of the following: water, hydrocarbon, coolant/coolant, air, or nitrogen. Embodiments of the invention may relate to processes in which a cooling system is used to prevent heat loss from drilling or mining operations in permafrost areas. In this embodiment, the system would use an environmentally friendly cooling medium, such as a hydrocarbon such as glycol, which can remain liquid at temperatures below 0°C.

Фиг. 1 иллюстрирует типичную нетермостойкую скважину. Пробуренная выемка 1 содержит приустьевую обсадную трубу 3, которая зацементирована нетермостойким цементом 2. Пробуренная выемка 4 содержит нетермостойкую эксплуатационную обсадную трубу 6, которая зацементирована нетермостойким цементом 5. Нагнетательная колонна (НК) 8 соединена у поверхности с нагнетательным устьем 17. Нагнетательная колонна 8 проходит вниз через изолирующий пакер 9, расположенный непосредственно над резервуаром 10 тяжелой нефти. Пар или иную высокотемпературную текучую среду нагнетают с поверхности вниз, и выпускают из нижнего конца НК 8 через перфорационные отверстия 11 эксплуатационной обсадной трубы, и в резервуар 10 тяжелой нефти. Общая глубина скважины обозначена индексом 12. Охлаждающую среду CF (англ. Cooling Fluid) вводят из питающей линии 36 у поверхности через вторую трубу 7. Охлаждающую среду CF вводят в кольцевое пространство 13 между НК 8 и обсадной трубой 6 у выпускного конца трубы 7, примыкающего к пакеру 9, и возвращают на поверхность через кольцевое пространство 13, где удаляют через выпускной канал 29 устья скважины. Выпускной канал 29 расположен близко к верхнему концу кольцевого пространства сразу под кольцевым предохранительным уплотнением 27 устья скважины. Охлаждающая среда в выпускном канале 29 была нагрета теплом, которое излучает нагнетательная колонна 8. Контур охлаждающей среды защищает устье 17 скважины, нетермостойкую обсадную трубу 5 скважины и нетермостойкий цемент 6 от теплового повреждения. Чтобы дополнительно уменьшить потери тепла в стволе скважины, НК 8 может быть выполнена с теплоизолирующей стенкой. В линиях 29 и 36 могут быть установлены обратные клапаны, чтобы обеспечить надлежащее направление движения охлаждающей среды.Fig. 1 illustrates a typical non-thermal well. The drilled recess 1 contains a wellhead casing pipe 3, which is cemented with non-heat-resistant cement 2. The drilled recess 4 contains a non-heat-resistant production casing pipe 6, which is cemented with non-heat-resistant cement 5. The injection string (IC) 8 is connected at the surface to the injection wellhead 17. The injection column 8 extends downwards through an insulating packer 9 located directly above the heavy oil reservoir 10. Steam or other high temperature fluid is forced downward from the surface and released from the lower end of the HC 8 through the production casing perforations 11, and into the heavy oil reservoir 10. The total depth of the well is indicated by the index 12. The cooling medium CF (English Cooling Fluid) is introduced from the supply line 36 at the surface through the second pipe 7. The cooling medium CF is introduced into the annular space 13 between the NK 8 and the casing pipe 6 at the outlet end of the pipe 7 adjacent to the packer 9, and returned to the surface through the annular space 13, where it is removed through the wellhead outlet channel 29. The outlet channel 29 is located close to the upper end of the annular space just below the annular safety seal 27 of the wellhead. The cooling medium in the outlet duct 29 has been heated by the heat emitted by the injection string 8. The coolant circuit protects the wellhead 17, the non-heat resistant well casing 5 and the non-heat resistant cement 6 from thermal damage. To further reduce heat loss in the wellbore, NK 8 can be made with a heat-insulating wall. Check valves may be installed in lines 29 and 36 to ensure proper direction of coolant flow.

Фиг. 2 иллюстрирует типичную термостойкую скважину. Элементы 1, 2 и 3 такие же, как и описанные выше; пробуренная выемка 4 содержит термостойкую эксплуатационную обсадную трубу 15, которая зацементирована термостойким цементом 14. Элементы 7, 8, 9, 10, 11 и 12 такие же, как и описанные выше. Охлаждающую среду CF для предотвращения теплового расширения эксплуатационной обсадной трубы 15 также вводят через вторую трубу 7 и возвращают на поверхность через кольцевое пространство 13 и выпускной канал 29 устья скважины.Fig. 2 illustrates a typical thermally resistant well. Elements 1, 2 and 3 are the same as described above; the drilled recess 4 contains a heat-resistant production casing 15, which is cemented with heat-resistant cement 14. Elements 7, 8, 9, 10, 11 and 12 are the same as those described above. A cooling medium CF to prevent thermal expansion of the production casing 15 is also introduced through the second pipe 7 and returned to the surface through the annulus 13 and the wellhead outlet 29.

Фиг. 3 иллюстрирует один вариант осуществления наземного оборудования. В любой системе, нагретая в скважине, возвращающаяся охлаждающая среда CF, выходит из выпускного канала 29, и может быть удалена (утилизирована), например, через трубопровод 22а. Однако во многих вариантах осуществления тепловая энергия из охлаждающей среды может быть извлечена, и/или охлаждающая среда может быть вновь пущена в оборот. Например, как показано, охлаждающая среда, возвращающаяся из скважины по линии 29, может быть перенаправлена в охладитель 32 для охлаждения. Охлаждающая среда затем может быть передана в другие процессы или на утилизацию 22b, закачана в накопительный бак 33 или возвращена в скважину через трубопровод 36 непосредственно или из бака 33. Насос 35 обеспечивает циркуляцию охлаждающей среды. К примеру, насос 35 включается, чтобы засасывать охлаждающую среду CF из бака 33, и передавать ее обратно в скважину вниз по второй трубе 7 (фиг. 1 и 2), прежде чем охлаждающая среда возвратится вверх по кольцевому пространству 13 к выпускному каналу 29 возврата охлаждающей среды.Fig. 3 illustrates one embodiment of ground equipment. In any system, the returning coolant CF, heated in the well, exits the outlet channel 29, and can be removed (disposed of), for example, through pipeline 22a. However, in many embodiments, thermal energy from the cooling medium can be recovered and/or the cooling medium can be recycled. For example, as shown, coolant returning from the well through line 29 may be redirected to cooler 32 for cooling. The coolant can then be transferred to other processes or for disposal 22b, pumped into a storage tank 33, or returned to the well through line 36 directly or from tank 33. A pump 35 circulates the coolant. For example, pump 35 is turned on to draw coolant CF from tank 33 and transfer it back to the well down the second pipe 7 (FIGS. 1 and 2) before the coolant returns up the annulus 13 to the return outlet port 29 cooling medium.

Охлаждающая среда, которая нагрета за счет циркуляции через скважину, может быть охлаждена путем использования охладителя. В данном варианте осуществления охладитель 32 представляет собой теплообменник, который передает тепловую энергию либо холодной технологической текучей среде 37, либо воздуху. Согласно одному варианту осуществления, указанная технологическая текучая среда используется для получения пара, и, поэтому, тепловой обмен в теплообменнике 32 выгодным образом подогревает технологическую текучую среду.The cooling medium, which is heated by circulation through the well, can be cooled by using a coolant. In this embodiment, cooler 32 is a heat exchanger that transfers thermal energy to either cold process fluid 37 or air. According to one embodiment, said process fluid is used to produce steam, and therefore the heat exchange in heat exchanger 32 advantageously preheats the process fluid.

В данном варианте осуществления изобретения наземные трубопроводы и измерительная аппаратура могут быть полезными для способа охлаждения с контролем давления и режимом аварийного отключения. Таким образом, наземное оборудование в данном варианте осуществления дополнительно содержит вентиль 31 аварийного отключения (ВАО) и контроллер 34 давления. Наземное оборудование прокачивает вернувшуюся нагретую охлаждающую среду CF, приводя ее в контакт с контроллером 34 давления, а затем пропускает через вентиль 31 аварийного отключения, прежде чем охлаждающая среда достигнет теплообменника 32.In this embodiment of the invention, above-ground piping and instrumentation may be useful for a pressure controlled cooling method with an emergency shutdown mode. Thus, the ground equipment in this embodiment further includes an emergency shutdown valve (ESV) 31 and a pressure controller 34. The ground equipment pumps the returned heated cooling medium CF into contact with the pressure controller 34 and then passes it through the emergency shutdown valve 31 before the coolant reaches the heat exchanger 32.

- 4 044003- 4 044003

Контроллер 34 давления расположен (по направлению потока) перед ВАО 31 и выполнен с возможностью запирания ВАО 31, если обнаружено состояние превышения давления на заданную величину. Например, давление закачки высокотемпературной среды через НК 8 и давление в области ниже пакера 9 выше гидростатического давления в кольцевом пространстве 13. Таким образом, если НК 8 или изолирующий пакер дают течь, т.е. выходят из строя, давление от закачиваемой среды может создать проблему в виде увеличения давления, которое через кольцевое пространство может проявиться на поверхности. Соответствующий изобретению контур охлаждения может осуществлять непрерывный контроль, определять неисправность НК 8 или пакера, и приводить в действие ВАО 31 с целью управления скважиной. Контроллер 34 давления может также передавать обнаруженное состояние превышения давления в устройство управления закачкой, чтобы при возможности также вызывать отключение системы закачки.The pressure controller 34 is located (in the direction of flow) in front of the VAO 31 and is configured to lock the VAO 31 if a condition of exceeding the pressure by a predetermined amount is detected. For example, the pressure of injection of a high-temperature fluid through the NK 8 and the pressure in the area below the packer 9 is higher than the hydrostatic pressure in the annular space 13. Thus, if the NK 8 or the isolation packer leaks, i.e. fail, the pressure from the pumped fluid can create a problem in the form of increased pressure, which through the annular space can manifest itself at the surface. The cooling circuit of the invention can continuously monitor, detect failure of the HC 8 or packer, and actuate the VAO 31 to control the well. The pressure controller 34 may also communicate a detected overpressure condition to the injection control device to also cause the injection system to shut down if possible.

Трубопровод до вентиля 31 аварийного отключения является трубопроводом высокого давления. Однако, благодаря управлению скважиной, которое может осуществлять ВАО 31, трубопроводы и оборудование после ВАО 31 не обязательно должны быть рассчитаны на высокое давление, что, тем самым, позволяет снизить стоимость оборудования.The pipeline to the emergency shutdown valve 31 is a high pressure pipeline. However, thanks to the well control that the VAO 31 can perform, pipelines and equipment after the VAO 31 do not necessarily have to be designed for high pressure, thereby reducing the cost of the equipment.

Наземное оборудование в данном и других вариантах осуществления может дополнительно содержать резервуар 30 высокого давления, расположенный близко к скважине, который является полезным в качестве буферного объема в ситуациях превышения давления. Резервуар 30 может быть расположен перед ВАО 31, чтобы обеспечить возможность размещения некоторого объема возвращаемой охлаждающей среды еще до вентиля аварийного отключения.The surface equipment in this and other embodiments may further include a high-pressure reservoir 30 located close to the wellbore, which is useful as a buffer volume in overpressure situations. Reservoir 30 may be located in front of the VAO 31 to allow some volume of return coolant to be accommodated before the emergency shutdown valve.

Фиг. 4 иллюстрирует другой вариант осуществления наземных трубопроводов и измерительной аппаратуры. Данный вариант полезен при осуществлении способа охлаждения с контролем расхода, при котором используются одно или более средств контроля объемного расхода. Неисправности, такие как выход из строя пакера, нагнетательной колонны или обсадной трубы, могут приводить к увеличению или уменьшению расхода охлаждающей среды. Например, если выходит из строя пакер 9, то может происходить потеря охлаждающей среды, или текучая среда может поступать из зоны нагнетания в зависимости от давления в зоне нагнетания. Любое изменение объема охлаждающей среды может быть определено измерителем объема текучей среды, таким как измеритель 28 уровня (объема) в баке 33 или посредством расходомера (TFC) 38 в трубопроводе.Fig. 4 illustrates another embodiment of above-ground pipelines and instrumentation. This embodiment is useful when implementing a flow control cooling method in which one or more volumetric flow controls are used. Failures such as packer, injection string, or casing failure can result in increased or decreased coolant flow. For example, if packer 9 fails, there may be a loss of coolant, or fluid may be drawn from the injection zone depending on the pressure in the injection zone. Any change in the volume of the cooling medium can be determined by a fluid volume meter, such as a level (volume) meter 28 in the tank 33 or by a flow meter (TFC) 38 in the pipeline.

Трубопровод замкнутого контура выполнен так, что поступающая в выпускной канал 29 нагретая в скважине возвращающаяся охлаждающая среда затем проходит через вентиль 31 аварийного отключения (ВАО), прежде чем поступить (как вариант) в теплообменник 32 и бак 33. Нагретая охлаждающая среда охлаждается в теплообменнике 32 посредством холодной технологической текучей среды 37, или за счет других средств, например, воздуха. Охлаждающая среда CF отсасывается из бака 33 посредством насоса 35, который посылает охлаждающую среду обратно вниз по второй трубе 7 (фиг. 1 и 2), после чего охлаждающая среда возвращается вверх по кольцевому пространству 13 в выпускной канал 29 возврата охлаждающей среды.The closed-loop pipeline is designed so that the returning cooling medium heated in the well, entering the outlet channel 29, then passes through the emergency shutdown valve (ESV) 31 before entering (optionally) the heat exchanger 32 and tank 33. The heated cooling medium is cooled in the heat exchanger 32 through cold process fluid 37, or through other means such as air. The coolant CF is sucked from the tank 33 by means of a pump 35, which sends the coolant back down the second pipe 7 (FIGS. 1 and 2), after which the coolant returns up the annulus 13 into the coolant return outlet 29.

Измеритель объема 28 и/или измеритель 38 расхода выполнены с возможностью запирания ВАО 31, если объем выходит за пределы приемлемого диапазона. Измеритель 38 расхода, например, осуществляет контроль расхода в линии возврата охлаждающей среды, сравнивая его с расходом на выходе насоса 35, или с показаниями другого расходомера (TFC) в линии 36 подачи охлаждающей среды. В то время как, к ситуации, при которой возвращаемый объем меньше подаваемого, можно приспособиться, однако увеличение объема является причиной для немедленного отключения, как было отмечено выше согласно фиг. 3. Хотя измеритель 28 объема в баке хорош для системы с замкнутым контуром, расходомер 38 полезен как для замкнутой, так и разомкнутой системы.The volume meter 28 and/or the flow meter 38 is configured to lock the VAO 31 if the volume is outside the acceptable range. The flow meter 38, for example, monitors the flow rate in the coolant return line by comparing it with the flow rate at the outlet of the pump 35, or with another flow meter (TFC) in the coolant supply line 36. While the situation in which the return volume is less than the supply volume can be accommodated, an increase in volume is a reason for immediate shutdown, as noted above according to FIG. 3. Although tank volume meter 28 is good for a closed loop system, flow meter 38 is useful for both closed and open loop systems.

Фиг. 5 иллюстрирует еще один вариант осуществления наземных трубопроводов и измерительной аппаратуры. Данный вариант полезен при осуществлении способа охлаждения с контролем температуры, при котором используются один или более датчиков 40 температуры (TRC). Система, которая контролирует рост температуры среды, возвращающейся из скважины, может быть полезна для контроля показателей эффективности системы. Если датчик температуры определяет, что температура возвращающейся среды превышает установленное предельное значение, это может указывать на неисправность нагнетательной колонны 8, например, потерю теплоизоляционных свойств. Система могла бы быть перенастроена на увеличение охлаждения или величины расхода охлаждающей среды, или можно было бы заменить НК 8. Значения температуры охлаждающей среды, поступающего в скважину по линии 36 и трубе 7, как правило меньше 20°С, в то время как температуры в линии возврата следует поддерживать на уровне ниже 70°С, а по возможности ниже 60°С.Fig. 5 illustrates another embodiment of above-ground pipelines and instrumentation. This embodiment is useful when implementing a temperature controlled cooling method that uses one or more temperature sensors 40 (TRC). A system that monitors the rise in temperature of the fluid returning from the well can be useful in monitoring system performance indicators. If the temperature sensor detects that the temperature of the returning fluid exceeds a set limit, this may indicate a malfunction of the injection column 8, such as loss of thermal insulation properties. The system could be reconfigured to increase cooling or the flow rate of the cooling medium, or NK 8 could be replaced. The temperature values of the cooling medium entering the well through line 36 and pipe 7 are usually less than 20 ° C, while the temperatures in Return lines should be maintained below 70°C and, if possible, below 60°C.

Системы, изображенные на фиг. 3-5, могут быть использованы в различных комбинациях.The systems shown in FIGS. 3-5, can be used in various combinations.

Вышеприведенное описание и примеры предназначены для того, чтобы специалист мог лучше понять настоящее изобретение. Изобретение не должно ограничиваться данным описанием и примерами, напротив, его следует интерпретировать шире в соответствии с прилагаемой формулой изобретения.The above description and examples are intended to enable one skilled in the art to better understand the present invention. The invention should not be limited by the present description and examples, but rather should be interpreted more broadly in accordance with the appended claims.

--

Claims

CLAIM

1. A device for pumping a high-temperature medium into a reservoir in a well, containing:

an injection string configured to connect to the wellbore and transfer high temperature fluid to an injection zone in the well;

a packer through which the lower end of the injection string passes;

a pipe extending adjacent to the injection string, the inlet end of the pipe being configured to connect to an onshore pipeline in the wellhead area, and the outlet end located adjacent the packer; and an outlet port at the wellhead, wherein the device is configured to provide a circuit of cooling fluid that flows from the surface through said pipe and from said pipe adjacent to the packer adjacent to the outer surface of the injection string and then returns to the surface adjacent to the injection string and exits through the outlet channel, and wherein optionally the discharge column is insulated.

2. Wellbore equipment for a well, comprising:

wellhead device;

an injection string extending along the length of the well, configured to transfer a high-temperature fluid into the injection zone in the well and forming an annular space in the well between itself and the well wall;

a packer installed around the injection string and configured to seal the annular space;

a pipe extending through the annulus adjacent the injection string, the inlet end of the pipe being connected to the surface conduit at the wellhead and the outlet end located adjacent the packer;

outlet channel at the wellhead; and a pump for causing coolant to flow through the loop from the surface conduit through said pipe, from said pipe into the annulus adjacent the packer, back up the annulus adjacent the injection string, and outward from the outlet port into the surface conduit.

3. The wellbore equipment of claim 2, further comprising in the surface conduit a heat exchanger for transferring thermal energy from the cooling medium to the process fluid to produce a high temperature fluid.

4. The wellbore equipment of claim 2, further comprising, coupled to the onshore pipeline: an emergency shutdown valve and a pressure controller configured to measure the pressure of the cooling medium and initiate an emergency shutdown at the valve if an overpressure condition is detected.

5. Wellbore equipment according to claim 2, additionally containing: an emergency shutdown valve and a flow controller configured to measure the flow rate of the coolant at the pump outlet and the flow rate of the coolant in the outlet channel, wherein the flow controller is configured to initiate an emergency shutdown on the valve if the flow rate at the pump outlet differs significantly from the flow rate in the outlet channel.

6. Wellbore equipment according to claim 2, in which the well is reinforced with non-heat-resistant casing pipes, or the well is reinforced with heat-resistant casing pipes.

7. The wellbore equipment of claim 2, wherein the injection string is connected to the wellhead and is configured to transfer high temperature fluid from the surface to a reservoir, to an area below the packer.

-