NO304284B1 - System for termisk ekstrahering av materiale fra en undergrunnsformasjon - Google Patents
System for termisk ekstrahering av materiale fra en undergrunnsformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO304284B1 NO304284B1 NO923704A NO923704A NO304284B1 NO 304284 B1 NO304284 B1 NO 304284B1 NO 923704 A NO923704 A NO 923704A NO 923704 A NO923704 A NO 923704A NO 304284 B1 NO304284 B1 NO 304284B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipeline
- accordance
- production pipeline
- fluid
- production
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 54
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 12
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 claims description 5
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 7
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical group [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- -1 iron-chromium-aluminium Chemical compound 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009993 protective function Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/005—Heater surrounding production tube
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/006—Combined heating and pumping means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Tea And Coffee (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Seasonings (AREA)
- Resistance Heating (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et system for termisk ekstrahering av materiale, eksempelvis olje eller svovel, fra en undergrunnsformasjon, idet systemet omfatter en produksjonsrørledning for overføring av materiale oppad fra formasjonen, og rørledninger som strekker seg langsetter produksjonsrørledningen for sirkulasjon av fluid fra en overflateinstallasjon.
Når viskositeten hos et brønnfluid som utvinnes eller ekstraheres fra en undergrunnsformasjon avtar, f.eks. grunnet synkende temperatur, kan dette innvirke ugunstig på produksjonsstrømhastigheten, eventuelt i slik grad at produksjon fra brønnen blir meget vanskelig eller umulig. Brønnfluidene har dessuten tendens til å avsette fast-stoffer, eksempelvis parafin eller fritt svovel, i rør-ledninger og produksjonsutstyr og derved hindre og kanskje fullstendig halvere produksjonen. Under slike forhold kan det være nødvendig å forlate brønnen eller å opprettholde produksjon bare ved hjelp av kostbare og besværlige varme-behandlingsprosesser som skal øke temperaturen og følgelig senke brønnfluidets viskositet, for å lette fluid-strømningen og derved muliggjøre fortsatt produksjon.
Således utvinnes svovel vanligvis ved injisering av
varmtvann i en svovelholdig formasjon, for at svovelet skal smelte og kunne strømme til overflaten. En spesiell løsning kan injiseres i brønnen, for å øke svovelets oppløselighet og forebygge avsettingen av elementærsvovel, da dette har
tendens til å danne et hardt fasthengende skall som til sist kan gjentette brønnen og likeledes det tilknyttede overf lateproduks j onsutstyr.
Parafinblokkeringer kan forekomme i forbindelse med oljeutvinning, og en av metodene for å behandle denne til-stand, består i å injisere varm olje i formasjonen. Varmt vann, damp og varme gasser kan likeledes injiseres, for gjenopptaking av produksjonen fra oljeholdige formasjoner.
Det er imidlertid en bestemt grense for den dybde hvori formasjoner kan behandles med oppvarmede fluider, som følge av varmetapet fra fluidene som nedstrømmer fra overflaten til formasjonen som skal oppvarmes. På grunn av denne kjølevirkning er det vanligvis ikke ansett mulig å utvinne svovel ved eksisterende varmeoverføringsmetoder i dybder under 460-610 m. Tiltak for behandling av oljeholdige formasjoner med oppvarmede fluider, såsom olje eller gass, i større dybder enn de ovennevnte betraktes heller ikke generelt som regningssvarende. Slike kjente varmeoverføringsmetoder for termisk ekstrahering av olje eller andre mineraler har generelt vist seg kostbare, arbeidskrevende og mer eller mindre kompliserte under drift. De medfører dessuten ofte uønsket kontakt mellom oppvarmingsfluidet og selve brønnfluidstrømmen.
Ifølge kjent teknikk, særlig US-A-4.019.575 anvendes varme væsker for utvinning. Oppfinnelsen ifølge patentet vedrører problemet med uønsket kontakt mellom varmemediet og materialet som skal utvinnes, og foreslår derfor en lukket strømningssløyfe for dette formål. Den kjente teknikk erkjenner ikke problemet med varmetap når væsken strømmer nedover i borehullet.
Formålet med oppfinnelsen er å frembringe et ekstraheringssystem som ihvertfall delvis vil avhjelpe de vanske-ligheter som oppstår i forbindelse med kjente metoder for utvinning av varme- og løsningsinjisering.
Systemet ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at rørledningene som strekker seg langsetter produksjonsrør-ledningen er elektrisk oppvarmet for overføring av varme til det sirkulerende fluid.
Systemet ifølge oppfinnelsen kan lettvint konstrueres som et fullstendig produksjonssystem med samtlige hensikts-messige installasjoner for et slikt system.
I rørledningsmontasjen kan det inngå elektriske varmeelementer som kan bestå av rørformede, elektriske ledere som strekker seg i langsgående retning i ringrommet mellom produksjonsrørledningen og ytterrørledningen, eller produk-sjonsrørledningen og ytterrørledningen kan være sammenkoplet i sine nedre ender eller koplet i serie med en elektrisk strømkilde i en passende posisjon i ringrommet, slik at varmen frembringes av motstand i selve rør-ledningen. Hensiktsmessig isolasjon er anordnet, og i det andre tilfellet kan denne omfatte et dielektrisk barrierefluid som befinner seg mellom produksjonsrørledningen og ytterrørledningen og som kan sirkulere gjennom en brønn-pumpeenhet som inngår i systemet, der hvor kunstig løfting kreves for mineralet som skal ekstraheres.
De elektriske varmeelementer kan, i tillegg eller i stedet, dannes av én eller flere varmespiraler som er an-brakt rundt rørledningen som gjennomstrømmes av brønn-fluidene, og fortrinnsvis er fastgjort på denne. Dersom brønnfluidet strømmer gjennom den indre eller den innerste rørledning, kan således én eller flere varmespiraler være viklet rundt ledningsytterveggen, elektrisk isolert med denne, og fortrinnsvis utstyrt med utvendig varmeisolasjon, for å øke varmestrømmen innad til fluidstrømmen.
Alternativt kan et barrierefluid nedføres og deretter føres tilbake opp gjennom rørledningsmontasjen, idet fluidet oppvarmes av en egnet varmekilde i overflateinstallasjonen og/eller elektrisk under nedføringen i rør-ledningsmontasjen, og ved kontakt med elektriske motstandsvarmeelementer som kan bestå av ett eller flere rør som gjennomstrømmes av fluidet. Barrierefluidet kan igjen sirkulere gjennom en brønnpumpeenhet, hvor det kan utøve en kjølevirkning på grunn av det påførte varmetap i den øvre del av rørledningsmontasjen.
Rørledningsmontasjen kan hensiktsmessig bestå av separate innerrør- og ytterrørseksjoner med konsentriske, sirkelformede tverrsnitt, hvor ytterrørseksjonen kan ha belastningsopptakende og beskyttende funksjoner, mens innerrørseksjonen danner et produksjonsbrønnrør som vil lede det ekstraherte brønnfluid oppad til overflateinstallasjonen. Barrierefluidet kan overføres mellom inner-og ytterrørseksjonene, f.eks. gjennom ledningsrør som kan bestå av strømmotstands-varmerør som fastholdes med avstandsholdere mellom rørseksjonene. Varmen som tilføres og/eller utvikles i rørledningsmontasjen, holder den inn-vendige brønnfluidstrøm på en passende temperatur, og varmeisolasjon kan være anordnet for å øke ytelsen. Ytter-rørledningen kan således være forsynt med varmeisolasjon, og/eller en inert gass kan tilføres mellom i hvert fall den øvre del av ytterrørledningen og et brønnforingsrør som opptar ytterrørledningen.
Foruten å tilføre varme i brønnringrommet kan ut-førelsesformer ifølge oppfinnelsen omfatte produksjons-rørmontasjer som effektivt kan opprette den nødvendige, mekaniske forbindelse mellom brønnhodet eller overflateinstallasjonen og brønnutstyret, samt tjene for oppadrettet overføring av brønnfluidene eller de ekstraherte mineraler. Kraftkilden for brønnutstyret, eksempelvis pumpemotorer og/eller overvåkingssystemer, kan uten vanskelighet inn-føyes i systemet ifølge oppfinnelsen, i likhet med midler for opprettelse av forbindelse mellom brønnutstyret og brønnhodet. Midler for tilføring eller sirkulering av barrierefluid kan lettvint innmonteres.
Oppfinnelsen frembyr således en mulighet for brønnopp-varming uten behov for et bæreløsningssystem, samt andre flerfunksjons-muligheter vedrørende fluid-, kraft- og signaloverføring. Samtlige elementer som er nødvendige for disse funksjoner er integrert i et enkelt system som gjør det mulig å benytte vanlige kabelteknikker, i hvert fall ovenfor pumpens nivå.
Oppfinnelsen er nærmere beskrevet i det etterfølgende i tilknytning til de medfølgende tegninger, hvori:
Fig. 1 viser et skjematisk sideriss av et termisk ekstraheringssystem ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 viser et forstørret lengde-halvsnitt av utstyret ifølge fig. 1. Fig. 3 viser et forstørret tverrsnitt av utstyret ifølge fig. 1. Fig. 4 vier et snitt, i likhet med fig. 3, men hvor andre og tredje utførelsesformer av varmeekstraherings-systemet ifølge oppfinnelsen er vist henholdsvis til venstre og til høyre. Fig. 5 viser et skjematisk sideriss, delvis i snitt, av en fjerde utførelsesform av termisk ekstraheringssystem ifølge oppfinnelsen. Fig. 6 viser et forstørret del-lengdesnitt av et parti av systemet ifølge fig. 5.
Systemet som er vist i fig. 1, omfatter en overflateinstallasjon eller et brønnhode 1 ovenfor en brønn som er foret med et brønnforingsrør 2. En rørledningsmontasje 4 som er opphengt i brønnhodet 1 og strekker seg konsentrisk ned i brønnforingsrøret 2, omfatter en ytterrørledning 5 som fungerer som et ytre beskyttelsesrør, og opptar inn-vendige undermontasjer som senere beskrevet. Brønnforings-røret 2 kan med fordel ha en ytterdiameter av 24,45 cm eller mer, og ytterrørledningen 5 kan passende ha en ytterdiameter av 17,78 cm. I relativt gunstige omgivelser kan materialet i rørledningen 5 bestå av bløtt stål, og rør-ledningen kan være forsynt med et ytterbelegg som skal be-grense varmeoverføringen utad fra rørledningen.
Innerrørledningen i form av en produksjonsrørledning 6 er opptatt konsentrisk i rørledningen 5. Fordi ytterrør-ledningen opptar hovedbelastningen, kan produksjonsrør-ledningen 6 bestå av et relativt tynnvegget rør med en ytterdiameter av 10,16-12,70 cm. Produksjonsrørledningen 6 må selvsagt kunne bære sin egen tyngde og tåle trykket fra brønnfluidstrømmen som skal overføres til overflateinstallasjonen, for å utstrømme gjennom en utløpstemperatur 7. Et egnet materiale for produksjonsrørledningen er titan.
Som det fremgår av fig. 2, består ytterrørledningen 5 av separate seksjoner som er sammenkoplet ende mot ende ved hjelp av flenser 8, og produksjonsrørledningen 6 består av separate seksjoner hvis ender er utformet for å sammen-koples ved "innskyving" som vist ved 9, ved anvendelse av en elastomer- eller metall-mot-metalltetning eller en tetning for opprettelse både av en elastomertetnings- og en metall-mot-metalltetningsforbindelse.
Rørledningsmontasjen 4 er i sin nedre ende forbundet med en elektrisk drevet pumpeenhet 10 omfattende en elektromotor som driver pumpeelementer av hensiktsmessig type for overføring av brønnfluidstrømmen i sideretning til underenden av brønnrøret og videre oppad gjennom det indre av produksjonsrørledningen 6, som vist med piler 11.
Tre elektriske, rørformede strømledere eller lederrør12 er opptatt i ringrommet mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrørledningen 6 i posisjoner i samme vinkel-avstander og er fastgjort i stilling med avstandsholdere 14 som sikrer elektrisk isolasjon mellom rørene og ytterrør-ledningen og produksjonsrørledningen.
Gjennom lederrøret 12 overføres elektrisk kraft fra brønnhodet 1 til elektromotoren i pumpeenheten 10. Rørene kan også levere kraft til et brønnovervåkingssystem og overføre multipleksede signaler mellom et slikt system og brønnhodet. Innerkanalene i lederrørene 12 tjener for frem-føring av et barrierefluid, typisk en beskyttende olje, fra brønnhodet 1 til pumpeenheten 10, som vist med piler 15. Barrierefluidet tilbakeføres oppad fra pumpeenheten 10 i rommet mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrør-ledningen 6 som ikke opptas av lederrørene 12, som vist med piler 16. Et lokalt bunnsirkulasjonssystem ved pumpeenheten 10 kan tjene for overtrykkbeskyttelse, pakningslekkasje-kompensasjon og avkjøling av pumpemotoren.
Lederrørene 12 tjener dessuten for tilføring av varme i brønnkanalen. Barrierefluidet oppvarmes av en egnet varmekilde 20 i brønnhodet 1 innen det nedpumpes gjennom lederrørene 12. I den øvre del av rørledningsmontasjen 4 vil varmen transporteres fra lederrørene 12 gjennom produk- sjonsrørledningen 6, for å oppvarme fluidstrømmen i sist-nevnte. Dersom det eksempelvis ekstraheres svovel, vil den avleiring av fritt svovel i den øvre seksjon av produk-sjonsledningen 6, som typisk forekommer i dybder av 500-1.500 meter under overflaten, hindres delvis eller totalt.
Effektiv varmeoverføring sikres fortrinnsvis ved at det i ringrommet mellom brønnforingsrøret 2 og ytterrør-ledningen 5 ifylles en inert gass, i hvert fall i den øvre brønndel, hvis nedre grense er angitt med en pakning 21. Fordi sperrefluidet har mistet varme under sin nedad-strømning, kan det fremdeles fungere som kjølemedium i pumpeenheten 10.
Selv om det er praktisk å anvende lederrørene 12 for overføringen av elektrisk strøm og, om hensiktsmessig, for elektrisk forbindelse og for fremføring av det oppvarmede barrierefluid, kan separate ledningsrør for barrierefluidet også monteres mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrør-ledningen 6. Elektrisk kraft og strømforbindelse kan i så fall opprettes gjennom elektriske ledere i form av vanlig, isolert kabel.
For å minske eller forebygge varmetap i overflateinstallasjonen 1, kan i hvert fall en del av varmen som skal overføres til det indre av produksjonsrørledningen 6, frembringes under overflaten.
Lederrøret 12 kan også anvendes som elektriske motstandsvarmeelementer. I tillegg eller i stedet kan separate varmeelementer, ikke nødvendigvis i tilknytning til barrierefluid, monteres mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrørledningen 6. Det kan eksempelvis anbringes tre elektriske 15 mm x 2 mm varmerør 24 mellom ytterrør-ledningen og produksjonsrørledningen, det vil si med 20 mm radialavstand, som vist til venstre i fig. 4. En jern-krom-aluminiumlegering med en spesifikk motstand av 500 m/m kan anvendes som motstandsmateriale. Hvis det tilføres en strøm av 3 00 A blir den nødvendige spenning ved overflaten mindre enn 660 V og systemet vil gi et varmeenergi- eller varmetap av 200 kW over en brønnstrekning til 1.000 meters dybde.
I tillegg eller i stedet kan elektriske varmespiraler monteres langs hele eller langs en del av produksjonsrør-ledningen 6 eller i adskilte posisjoner langs den. Som vist til høyre i fig. 4, er en elektrisk varmespiral 22 montert rundt produksjonsrørledningen 6 og mekanisk forbundet med denne, og hensiktsmessig elektrisk isolert mot produksjons-rørledningen. Utenfor spiralen 22 kan det anbringes et lag 2 3 av varmeisolasjon for medvirkning til varmeoverføring innad til brønnfluidstrømmen i produksjonsrørledningen. Lager 23 strekker seg fortrinnsvis i den fulle lengde av spiralen 22, og dersom det anvendes flere adskilte spiraler kan laget med fordel strekke seg i den fulle lengde eller de fulle lengder av den mellomliggende produksjonsrør-ledning. Spiralen eller spiralene 22 opplades gjennom ledere som ligger langs montasjen 4 fra brønnhodet 1, dersom separate spiraler er anordnet på tilgrensende deler av produksjonsrørledningen 6 opprettes elektrisk forbindelse mellom spiralene gjennom kontakter ved innskyvningsskjøtene 9 .
I tillegg eller i stedet, som vist i fig. 5 og 6, er ytterrørledningen 5 og produksjonsrørledningen 6 elektrisk isolert mot hverandre, bortsett fra en lavmotstandskopling 2 5 ved underenden av montasjen 4, og er seriekoplet med en elektrisk strømkilde 26 i overflateinstallasjonen. Isolasjon mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrørledningen 6 kan opprettes ved anvendelse av et dielektrisk barrierefluid som kan strømme mellom rørledningene til en eventuelt anordnet brønnpumpeenhet.
For å sikre den nødvendige mekaniske avstand mellom ytterrørledningen 5 og produksjonsrørledningen 6, kan det anvendes et skjøtesystem som vist i fig. 6. Endene av til-støtende seksjoner av ytterrørledningen 5 opptas i respek-tive skjøtarmaturer 3 0 og 31 og fastgjøres i disse gjennom skruegjenger. Endearmaturene er sammenkoplet ved hjelp av en ytterflens 32. Et kontaktbånd i form av en utadbuet, ringformet strimmel 34 som er opptatt i et spor i den øvre skjøtarmatur 30, sikrer tilfredsstillende elektrisk kontakt mellom armaturene langs en strømoverføringsbane 35. Et tetningselement 3 6 som også er opptatt i et spor i armaturen 30, strekker seg rundt yttersiden av kontakt-strimmelen 35, for å avtettes mellom de to seksjoner av ytterrørledningen 5.
De to tilstøtende seksjoner av produksjonsrørledningen 6 ved skjøten er sammenkoplet ved at en ende 4 0 av redusert diameter av den ene seksjon er opptatt i enden av den annen seksjon som er forsynt med en ytterflens 41 som er opptatt i et spor mellom endearmaturene 30 og 31. Et lag av isolasjon 42 er innført mellom armaturene 3 0 og 31 og den over-forliggende ytterside av produksjonsrørledningsseksjonen. Et kontaktbånd, igjen i form av en utadbuet strimmel 45, er innmontert i et utvendig spor på enden 4 0 med redusert diameter, for opprettelse av en lavmotstands-strømoverførings-bane 47 langs produksjonsrørledningen 6. Et tilgrensende spor i enden 4 0 med redusert diameter opptar et paknings-element 4 9 som avtetter mot innerveggen av den nedre produksj onsrørledningsseksj on.
Claims (10)
1. System for termisk ekstrahering av materiale fra en undergrunnsformasjon, idet systemet omfatter en produk-sjonsrørledning (6) for overføring av materiale oppad fra formasjonen , og rørledninger (12) som strekker seg langsetter produksjonsrørledningen (6) for sirkulasjon av fluid fra en overflateinstallasjon (1),karakterisert vedat rørledningene (12) er elektrisk oppvarmet for overføring av varme til det sirkulerende fluid.
2. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat rørledningene (12) er elektrisk ledende og omfatter elektriske motstandsvarmeelementer.
3. System i samsvar med krav 2,karakterisert vedat det omfatter en elektrisk drevet pumpeenhet (10) for pumping av materialet gjennom produksjons-rørledningen (6), hvor rørledningene (12) fungerer som elektriske ledere for overføring av elektrisk strøm fra overflateinstallasjonen (1) til pumpeenheten (10).
4. System i samsvar med krav 3,karakterisert vedat det sirkulerende fluid sirkuleres gjennom pumpeenheten (10).
5. System i samsvar med krav 1 eller 2,karakterisert vedat det inkluderer en pumpeenhet (10) for pumping av materialet gjennom produksjonsrør-ledningen (6), idet det oppvarmede fluid utgjør et barrierefluid, og sirkuleres gjennom pumpeenheten (10).
6. System i samsvar med et av kravene 1-5,karakterisert vedat det inkluderer en varmekilde (20) for oppvarming av fluidet anordnet ved overflateinstallasjonen (1).
7. System i samsvar med et av kravene 1-6,karakterisert vedat rørledningene omfatter et antall rør (12) vinkelmessig fordelt rundt produksjonsrørledningen (6).
8. System i samsvar.med et av kravene 1-7,karakterisert vedat rørledningene (12) strekker seg i ringrommet mellom produksjonsrørledningen (6) og en omgivende ytterrørledning (5).
9. System i samsvar med et av kravene 1-8,karakterisert vedat produksjonsrør-ledningen (6) er opptatt i et brønnforingsrør (2), idet en inert gass blir holdt inne i, i hvert fall i den øvre del av, ringrommet mellom brønnforingsrøret (2) og produksjons-rørledningen (6) .
10. System i samsvar med et av kravene 1-9,karakterisert vedat det inkluderer elektriske varmeelementer (22) rundt produksjonsrør-ledningen (6) langs én eller flere deler av rørledningens (6) lengde.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB909007147A GB9007147D0 (en) | 1990-03-30 | 1990-03-30 | Thermal mineral extraction system |
PCT/GB1991/000464 WO1991015654A1 (en) | 1990-03-30 | 1991-03-27 | Thermal mineral extraction system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO923704D0 NO923704D0 (no) | 1992-09-24 |
NO923704L NO923704L (no) | 1992-11-17 |
NO304284B1 true NO304284B1 (no) | 1998-11-23 |
Family
ID=10673546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO923704A NO304284B1 (no) | 1990-03-30 | 1992-09-24 | System for termisk ekstrahering av materiale fra en undergrunnsformasjon |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5285846A (no) |
EP (1) | EP0522044B1 (no) |
AT (1) | ATE156240T1 (no) |
BR (1) | BR9106295A (no) |
CA (1) | CA2078872C (no) |
DE (2) | DE69127076T2 (no) |
DK (1) | DK0522044T3 (no) |
ES (1) | ES2048694T3 (no) |
GB (1) | GB9007147D0 (no) |
GR (1) | GR930300137T1 (no) |
NO (1) | NO304284B1 (no) |
WO (1) | WO1991015654A1 (no) |
Families Citing this family (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AT404386B (de) * | 1994-05-25 | 1998-11-25 | Johann Dipl Ing Springer | Doppelwandiger thermisch isolierter tubingstrang |
AU3721295A (en) * | 1995-06-20 | 1997-01-22 | Elan Energy | Insulated and/or concentric coiled tubing |
US6006837A (en) * | 1997-11-17 | 1999-12-28 | Camco International Inc. | Method and apparatus for heating viscous fluids in a well |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
US6712150B1 (en) | 1999-09-10 | 2004-03-30 | Bj Services Company | Partial coil-in-coil tubing |
US6419018B1 (en) * | 2000-03-17 | 2002-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well completion apparatus with flow assurance system and associated methods |
US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US20030066642A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
US6742593B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-06-01 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using heat transfer from a heat transfer fluid to heat the formation |
US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
US7004247B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-02-28 | Shell Oil Company | Conductor-in-conduit heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
US6564874B2 (en) | 2001-07-11 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for facilitating the pumping of fluids by lowering fluid viscosity |
US7311151B2 (en) * | 2002-08-15 | 2007-12-25 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Substantially neutrally buoyant and positively buoyant electrically heated flowlines for production of subsea hydrocarbons |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US20080149343A1 (en) * | 2001-08-19 | 2008-06-26 | Chitwood James E | High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons |
US7032658B2 (en) * | 2002-01-31 | 2006-04-25 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
NZ532091A (en) * | 2001-10-24 | 2005-12-23 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers |
US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
US6834722B2 (en) | 2002-05-01 | 2004-12-28 | Bj Services Company | Cyclic check valve for coiled tubing |
WO2004038175A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
US7121342B2 (en) | 2003-04-24 | 2006-10-17 | Shell Oil Company | Thermal processes for subsurface formations |
NO325291B1 (no) * | 2004-03-08 | 2008-03-17 | Reelwell As | Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn. |
CA2579496A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-11-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Subsurface electrical heaters using nitride insulation |
AU2006239988B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Reduction of heat loads applied to frozen barriers and freeze wells in subsurface formations |
AU2006306471B2 (en) * | 2005-10-24 | 2010-11-25 | Shell Internationale Research Maatschapij B.V. | Cogeneration systems and processes for treating hydrocarbon containing formations |
CN101313126B (zh) * | 2005-10-24 | 2013-01-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 溶液采矿系统和用于处理含烃地层的方法 |
CA2637984C (en) | 2006-01-19 | 2015-04-07 | Pyrophase, Inc. | Radio frequency technology heater for unconventional resources |
US7484561B2 (en) * | 2006-02-21 | 2009-02-03 | Pyrophase, Inc. | Electro thermal in situ energy storage for intermittent energy sources to recover fuel from hydro carbonaceous earth formations |
AU2007240367B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
JP5330999B2 (ja) * | 2006-10-20 | 2013-10-30 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 流体によるタールサンド地層の複数部分中での炭化水素の移動 |
WO2008131171A1 (en) * | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | Parallel heater system for subsurface formations |
CA2700732A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cryogenic treatment of gas |
US8151907B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-10 | Shell Oil Company | Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations |
WO2010045097A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
US9243483B2 (en) | 2010-10-27 | 2016-01-26 | Stuart R. Keller | Methods of using nano-particles in wellbore operations |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
CA2898956A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
US10047594B2 (en) | 2012-01-23 | 2018-08-14 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
WO2014046674A1 (en) * | 2012-09-21 | 2014-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe-in-pipe wired telemetry system |
WO2018085373A1 (en) * | 2016-11-01 | 2018-05-11 | XDI Holdings, LLC | Completions for well zone control |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1876627A (en) * | 1932-09-13 | Multiple pipe unit adaptable to the drilling and pumping arts | ||
US2836248A (en) * | 1951-11-13 | 1958-05-27 | Union Oil Co | Well heater |
US2754912A (en) * | 1955-04-18 | 1956-07-17 | Nicholas W Curson | Heater for oil wells |
US3187814A (en) * | 1963-08-01 | 1965-06-08 | Mccarthy Margaret Lee | Electrical oil well heater apparatus |
US3420302A (en) * | 1967-04-11 | 1969-01-07 | Guy G Edwards | Oil processing system |
US4019575A (en) * | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US4690212A (en) * | 1982-02-25 | 1987-09-01 | Termohlen David E | Drilling pipe for downhole drill motor |
US4671351A (en) * | 1985-07-17 | 1987-06-09 | Vertech Treatment Systems, Inc. | Fluid treatment apparatus and heat exchanger |
US4790373A (en) * | 1986-08-01 | 1988-12-13 | Hughes Tool Company | Cooling system for electrical components |
US4790375A (en) * | 1987-11-23 | 1988-12-13 | Ors Development Corporation | Mineral well heating systems |
US4951748A (en) * | 1989-01-30 | 1990-08-28 | Gill William G | Technique for electrically heating formations |
US5040605A (en) * | 1990-06-29 | 1991-08-20 | Union Oil Company Of California | Oil recovery method and apparatus |
US5168929A (en) * | 1991-12-16 | 1992-12-08 | Galloway Dale R | Method and apparatus for removal of oil well paraffin |
-
1990
- 1990-03-30 GB GB909007147A patent/GB9007147D0/en active Pending
-
1991
- 1991-03-27 US US07/930,507 patent/US5285846A/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-03-27 AT AT91907365T patent/ATE156240T1/de not_active IP Right Cessation
- 1991-03-27 DK DK91907365.0T patent/DK0522044T3/da active
- 1991-03-27 EP EP91907365A patent/EP0522044B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-03-27 ES ES91907365T patent/ES2048694T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1991-03-27 DE DE69127076T patent/DE69127076T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-03-27 BR BR919106295A patent/BR9106295A/pt not_active IP Right Cessation
- 1991-03-27 WO PCT/GB1991/000464 patent/WO1991015654A1/en active IP Right Grant
- 1991-03-27 DE DE199191907365T patent/DE522044T1/de active Pending
- 1991-03-27 CA CA002078872A patent/CA2078872C/en not_active Expired - Fee Related
-
1992
- 1992-09-24 NO NO923704A patent/NO304284B1/no unknown
-
1994
- 1994-01-31 GR GR930300137T patent/GR930300137T1/el unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GR930300137T1 (en) | 1994-01-31 |
DE69127076D1 (de) | 1997-09-04 |
NO923704D0 (no) | 1992-09-24 |
DE69127076T2 (de) | 1998-01-02 |
EP0522044A1 (en) | 1993-01-13 |
BR9106295A (pt) | 1992-12-01 |
DE522044T1 (de) | 1993-07-22 |
DK0522044T3 (da) | 1998-03-16 |
US5285846A (en) | 1994-02-15 |
CA2078872C (en) | 1998-03-24 |
GB9007147D0 (en) | 1990-05-30 |
NO923704L (no) | 1992-11-17 |
ES2048694T3 (es) | 1997-11-16 |
ES2048694T1 (es) | 1994-04-01 |
EP0522044B1 (en) | 1997-07-30 |
CA2078872A1 (en) | 1991-10-01 |
WO1991015654A1 (en) | 1991-10-17 |
ATE156240T1 (de) | 1997-08-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO304284B1 (no) | System for termisk ekstrahering av materiale fra en undergrunnsformasjon | |
US6955221B2 (en) | Active heating of thermally insulated flowlines | |
RU2090016C1 (ru) | Электрическая нагревательная система | |
US6315497B1 (en) | Joint for applying current across a pipe-in-pipe system | |
RU2615503C2 (ru) | Система прямого электронагрева удаленной скважины | |
US8097810B2 (en) | High pressure, high voltage penetrator assembly | |
US7568526B2 (en) | Subterranean electro-thermal heating system and method | |
US5256844A (en) | Arrangement in a pipeline transportation system | |
US20050103497A1 (en) | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments | |
CN106168119B (zh) | 井下电加热水平生产井管柱结构 | |
NO324777B1 (no) | Elektro-hydraulisk trykksatt nedhulls ventilaktuator | |
US8186445B2 (en) | System, method and apparatus for thermal wellhead having high power cable for in-situ upgrading processing | |
US9556709B2 (en) | Skin effect heating system having improved heat transfer and wire support characteristics | |
NO20110126A1 (no) | Vatforbindelsessystem for nedihullsutstyr | |
US9939098B2 (en) | Intermediate coupling for connecting rigid pipe elements for conveying a fluid, and associated pipe network and assembly method | |
EP1634010B1 (en) | Method and system for direct electric heating of a pipeline | |
CN101641493B (zh) | 井下串联加热器 | |
NO851122L (no) | Elektrisk forbindelsessystem | |
US11686161B2 (en) | System and method of transferring power within a wellbore | |
CA2880115A1 (en) | Thermal regulating well completion devices and methods | |
CN106285500B (zh) | 井下电加热垂直注入井管柱结构 | |
US12091951B2 (en) | Subsea installation for heating a two-phase liquid/gas effluent circulating inside a subsea casing | |
RU2249096C1 (ru) | Скважинный электронагреватель | |
JPH04244693A (ja) | 加熱装置を備えた可撓性パイプライン | |
RU199201U1 (ru) | Установка омического обогрева скважин |