NO320896B1 - Fremgangsmate for reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i samt et system for drift av fluidproduserende bronn - Google Patents
Fremgangsmate for reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i samt et system for drift av fluidproduserende bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO320896B1 NO320896B1 NO19992822A NO992822A NO320896B1 NO 320896 B1 NO320896 B1 NO 320896B1 NO 19992822 A NO19992822 A NO 19992822A NO 992822 A NO992822 A NO 992822A NO 320896 B1 NO320896 B1 NO 320896B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- foam
- annulus
- fluid
- foaming agent
- well
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims description 14
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 title claims description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 25
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000006265 aqueous foam Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L59/00—Thermal insulation in general
- F16L59/04—Arrangements using dry fillers, e.g. using slag wool which is added to the object to be insulated by pouring, spreading, spraying or the like
-
- 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
- E21B36/003—Insulating arrangements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L59/00—Thermal insulation in general
- F16L59/14—Arrangements for the insulation of pipes or pipe systems
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S166/00—Wells
- Y10S166/901—Wells in frozen terrain
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Thermal Insulation (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår rør som brukes til å føre fluider, og nærme-re bestemt rør som er anbrakt i brønnboringer. Disse rør anbringes i et hydrokar-bon-produserende borehull, og de virker enten som fluid-leveringsledninger ved hjelp av en borehullpumpe eller direkte som produksjonsrørledninger når det gjelder eruptive reservoarer, eller som injeksjons-rørledninger for injisering av fluider i et reservoar.
Mer generelt angår foreliggende oppfinnelse rør (engelsk: tubings) for fø-ring av fluider som er anbrakt i en rørledning (engelsk: pipe).
Fluidene som transporteres ved hjelp av disse rør kan være av meget for-skjellig art, og som oftest vil disse rør bli brukt for oljeutvinning. Det er ofte av interesse å transportere olje ved dens temperatur ved bunnen av borehullet (bunn-hull-temperaturen), for derved unngå en rekke ulemper som skyldes varmeut-veksling med omgivelsene. Disse ulemper er f.eks. parafin, asfaltener, hydrat, eller viskøse råolje-avsetninger under overflateforhold, kondensering eller ustabili-tetsfenomen, produktivitetstap. Disse ulemper kan forårsake fenomener som be-tegnes som selv-drepingsfenomener og fører til at man for tidlig forlater brønnen eller til og med feltet.
En kjent løsning går ut på å varmeisolere produksjonsrøret for derved å minimere varmetap når fluidene strømmer gjennom det, med sikte på å holde disse isolerte rørenes varmeledningsevne i området 0,05-0,2 watt/m/°C.
Det foreligger og er allerede blitt anvendt forskjellige varmeisoleringsmeto-der for rør i produksjonsfelt. Det kan skjelnes mellom komplette rørisolasjonspro-sesser ved bruk av forskjellige fluider, f.eks. gass, oljer, vandige eller organiske geler, smeltet svovel, og prosesser for isolering av produksjonsrørets yttervegg, f.eks. påføring av isolasjonsmaterialer, aluminium-baserte isolasjonsmalinger, stive skum og polysilikatskum fremstilt in situ.
Alle disse teknikker er enten dyre eller ikke særlig effektive, eller lar seg vanskelig reversere. Bruk av fluider hvis reverserbarhet ikke ville være fullstendig, utgjør fare for skade på visse produserende formasjoner, da svakt oppløselige produkter bringes i berøring. Reverserbarheten til de systemer som brukes, synes således å være vesentlig.
GB 864156A beskriver reverserbar varmeisolering av en streng som omfatter minst ett rør anbrakt i en rørledning, idet et fluid sirkulerer i stengen og hvor isolasjonen er et ikke-stivt skum som fremstilles av en væskeløsning og en gass, hvilket skum anbringes i ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside og veggene til rørledningen som disse rør er anbrakt i.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for
reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i, kjennetegnet ved at det anbringes minst en rørstreng i en brønn, for derved å danne et ringrom mellom rørstrengens utside og brønnens innervegg, og at det i ringrommet produseres en isolasjon av ikke-stivt skum basert på en væskeoppløsning og en gass, idet isolasjonen av ikke-stivt skum herdes ved injisering av en oppløsning inneholdende et skummingsmiddel i ringrommet, hvoretter skummet dannes in situ ved injisering av gass ved bunnen av fluidsøylen.
Hovedfordelene med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er som følger: på grunn av dets lave tetthet, har det ikke-stive skum en meget lav varmeledningsevne i forhold til de tette materialer som vanligvis anvendes, dets isolerings-egenskaper blir derfor bedre. Uten å henvise til noen teori, kan man anta at tilvirking av et skum i ringrommet gjør det mulig å avdele dette rom. Gassen som befinner seg i dette rom vil derfor ha mindre tendens til å sirkulere i nevnte rom, og konveksjonsfenomener vil bli begrenset.
Dette skum har generelt en tetthet (densitet) i området mellom 0,01 og 0,8, og fortrinnsvis mindre enn 0,3; beskaffenheten til dette skum gjør det også mulig å tilsette korrosjonshindrende additiver hvis oppgave det er å beskytte metalloverfla-tene til produksjonsrøret og til foringsrørstrengen i brønnen. Beskaffenheten av dette skum vil også reverserbart gjøre det mulig å vende tilbake til tilstanden forut for tilvirkingen av skummet; denne egenskap kan være aktuell dersom vedlike-holdsoperasjoner må utføres i ringrommet som dannes av rørstrengens utside og rørledningens vegger, der disse rør er anbrakt, f.eks. hvis et av rørene må utskif-tes. Videre vil disse løsninger, som omfatter ett eller flere additiver som medvirker til å skumme bærerfluidet og inneholder hovedsakelig vann og/eller en organisk væske, være av økonomisk interesse.
Det ikke-stive skum som brukes ved isolasjonsprosessen ifølge oppfinnelsen fremstilles ved å innføre minst ett skummemiddel som er valgt fra gruppen bestående av systemene av skummemidler for vandige skum og systemene av skummemidler for skum basert på en organisk væske i minst én væskefase valgt fra gruppen bestående av vann og organiske væsker.
Ett eller flere additiver kan også tilsettes skummingsmidlet. Disse additiver er generelt skumdanningsfremmende additiver, skumstabilitetsfremmende additiver, korrosjonshindrende midler, varmestabiliserende midler, viskositetsøkende midler og væskefase-fortykkere.
For fremstilling av vandige skum, kan man bruke minst ett skummingsmiddel valgt fra gruppen bestående av anioniske, ikke-ioniske, kationiske eller amfotere, overflateaktive stoffer, eller kombinasjoner av disse forskjellige overflateaktive stoffer i henhold til hvorvidt temperatur-stabilitet, motstand mot eventuelle for-urensninger (vann, salter, hydrokarboner ), veggtilklebning, forenlighet med bærerfluidet og eventuelle fortyknings- og/eller tyngdeøkingsmidler begunstiges.
For å fremstille oljebaserte skum kan man, alt eller omstendighetene, bruke minst ett skummingsmiddel valgt fra gruppen bestående av skummingsmidlene som oppnås fra gassolje, kerosin, oljer eller derivater av vegetabilsk opprinnelse, lineære alkaner eventuelt substituert så som f.eks. fluorinerte overflateaktive stoffer, estere, aminer, aluminiumforbindelser. Alle typer lipo-oppløselige, overflateaktive stoffer eller råoljer med høye skummingsegenskaper kan også brukes.
Når det gjelder væskefase-fortyknings- eller stabiliseringsmidler, er de generelt høymolekylære polymerer, f.eks. hydrooppløselige polymerer så som po-lyakrylamider, etylenpolyoksider, karboksymetylcellulose, hydroksyetylcellulose, lipooppløselige polymerer så som polyolefiner, polymetakrylater. Fortykningsmid-let kan også være en vandig eller organisk gel, eller mineralpartikler som er dis-pergert i et vandig eller organisk medium så som f.eks. bentonitt eller behandlede betonitter for bruk i organiske media.
Ikke-toksiske og/eller bio-nedbrytbare oljer og systemer av skummingsmidler og geldannende midler vil fordelaktig bli brukt.
Anbringelse av skummet i ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside og veggene til brønnen der disse rør er anbrakt, utføres generelt i henhold til en av de følgende fremgangsmåter.
Skummet genereres ved overflaten og pumpes inn i ringrommet eller røret utstyrt med bunnventiler som tillater sirkulasjon med ringrommet.
Oppløsningen inneholdende skummingsmidler kan også injiseres i
ringrommet og skummet deretter dannes in situ ved injisering av gass ved bunnen av fluid-søylen, ved hjelp av et rørstykke som fortrinnsvis er plassert i ringrommet. I dette tilfellet kan ringrommet holdes åpent ved overflaten eller styres ved hjelp av en stengeventil eller en strupeinnretning.
Gassene som brukes til å fremstille skummet eller gelen er luft, nitrogen, naturgasser, avgasser, karbondioksid (C02) og blandinger av disse.
I alle tilfeller kan det være hensiktsmessig å opprettholde, ved hjelp av pas-sende midler, en kontinuerlig, minste gasstrøm injisert inn i den nedre del av ringrommet gjennom hele den tid skummet brukes.
Når oppfinnelsen er relatert til brønnboringer, omtales to fluider. Det må således skilles mellom «fluidet som skal utvinnes» fra den produserende berggrun-nen, og «det væske- og/eller gassformige fluid» som svarer til skummet som genereres på forhånd eller in situ.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås også ved et system for drift av en fluidproduserende brønn, omfattende minst ett rør som er plassert i brønnen og som fluidet som skal utvinnes sirkuleres i, kjennetegnet ved at det omfatter et ikke-stivt, isolerende skum beliggende i et ringrom som avgrenses av rørstrengens utside og veggene til brønnen som nevnte minste rørstreng er plassert i, og minst én injeksjonsinnretning hvis utløp er beliggende i ringrommet, og at injeksjonsinnretningen omfatter en ventil beliggende ved bunnen av ringrommet.
Disse midler muliggjør injisering av enten et tidligere dannet skum eller av en gass som er beregnet på å bringe bestanddelene for et skum som er anbrakt i ringrommet til å skumme. Disse injeksjonsmidler kan omfatte en ventil som er anbrakt ved toppen av ringrommet, en ventil som er anbrakt ved bunnen av ringrommet, en injeksjonsledning hvis utløp er beliggende i ringrommet, idet denne ledning er beliggende enten i selve ringrommet eller i rørstrengen.
Toppventilen beliggende i den øvre del av ringrommet, gjør det mulig å injisere et skum som er dannet ved overflaten. Bunnventilen gjør det mulig å injisere en gass i ringrommet og således bringe bestanddelene for et skum som er anbrakt i ringrommet til å skumme. Injeksjonsledningene hvis utløp er beliggende i ringrommet og som er beliggende enten i selve ringrommet eller i rørstrengen, gjør det mulig å innføre i ringrommet et på forhånd dannet skum eller en gass som er beregnet på å bringe bestanddelene for et skum som er anbrakt i ringrommet til å skumme. I det tilfelle der fluidinjeksjonsledningen er anbrakt i røret, er dette rør utstyrt med bunnsirkuleringsventiler.
Driftssystemet vil fremgå klart ut fra beskrivelsen av de følgende figurer 1-4. Fig. 1 er en enkel anskueliggjøring av oppfinnelsen, der en rørstreng 2 som fører et fluid, er anbrakt i en rørledning 1. Sentreringsmidler 6, f.eks. blad-sentreringsmidler, støtter rørstrengen 2 og holder den i en slik stilling at strengens hovedakse hovedsakelig faller sammen med rørledningens 1 hovedakse. Sonen 3 representerer ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside 5 og veggene til rørledningen 1 som rørstrengen er anbrakt i. Et rørstykke 4 for injeksjon av et væske- og/eller gassformig fluid munner ut i den ringformede sonen 3. Fig. 2 viser en produksjonsbrønn 1 som, ved sin nedre del, når en produserende bergart inneholdende et fluid som skal utvinnes. En rørstreng 2 er anbrakt i produksjonslønnen 1. Sonen 3 representerer ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside 5 og veggene til brønnen 1 som disse rør er anbrakt i. Et rørstykke for injisering av et væske- og/eller gassformig fluid 4 er anbrakt i ringrommet 3, en dyse 6 for injisering av det væske- og/eller gassformige fluid munner ut i sonen 3. Fig. 3 viser en produksjonsbrønn 1 som i sin nedre del når en produserende bergart inneholdende et fluid som skal utvinnes. En rørstreng 2 er anbrakt i produksjonsbrønnen 1. Sonen 3 representerer ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside 5 og veggene til brønnen 1 som disse rør er anbrakt i. Et rør-stykke 4 for injisering av et væske- og/eller gassformig fluid er anbrakt i røret, en dyse 6 for injisering av det væske- og/eller gassformige fluid munner ut i sonen 3. Fig. 4 viser en produksjonsbrønn som, i sin nedre del, når en produserende bergart inneholdende et fluid som skal utvinnes. En rørstreng 2 er anbrakt i pro-duksjonsbrønnen 1. Sonen 3 representerer ringrommet som avgrenses av rørstrengens utside 5 og veggene til brønnen 1 som disse rør er anbrakt i. Ventiler 7 muliggjør styring av gasstrømmen inn i den ringformede sonen 3.
Anbringelse av skummet kan oppnås på forskjellige måter.
Generelt (fig. 1) kan skummet genereres på utsiden av rørledningen 1 og injiseres i den ringformede sonen 3 ved hjelp av rørstykket 4. En væske og et skummingsmiddel kan også injiseres i den ringformede sone 3, hvoretter en gass injiseres i ringrommet 3, hvorved skummet da dannes in situ.
Når det dreier seg om en brønnboring, kan skummet som genereres ved overflaten anbringes i ringrommet enten ved hjelp av et rørstykke 4 som er plassert i røret utstyrt med bunnventiler som tillater sirkulasjon med ringrommet (et system i samsvar med fig. 3 blir da brukt) eller ved innpumping i ringrommet (et system i samsvar med fig. 2 blir da brukt).
Det er også mulig å injisere oppløsningen inneholdende skummingsmidlet i ringrommet, for deretter å danne skummet in situ ved å injisere gass ved bunnen av fluidsøylen (brønnbunnen), enten ved hjelp av et gassinjeksjons-rørstykke anbrakt i røret og utstyrt med bunnventiler som tillater sirkulasjon med ringrommet
(et system i samsvar med fig. 3 blir da brukt), eller ved hjelp av et gassinjeksjons-rørstykke anbrakt i ringrommet (et system i samsvar med fig. 2 blir da brukt).
Når reservoaret inneholder gass, kan en del av gassen fra produksjons-lønnen utvinnes fra bunnen og brukes til å bringe reaktantene (skummingsmiddel og væske) som er anbrakt i ringrommet til å skumme (et system i samsvar med fig. 4 blir da brukt).
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i, karakterisert ved at det anbringes minst en rørstreng i en brønn, for derved å danne et ringrom mellom rørstrengens utside og brønnens innervegg, og at det i ringrommet produseres en isolasjon av ikke-stivt skum basert på en væskeoppløsning og en gass, idet isolasjonen av ikke-stivt skum herdes ved injisering av en oppløsning inneholdende et skummingsmiddel i ringrommet, hvoretter skummet dannes in situ ved injisering av gass ved bunnen av fluid-søylen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at oppløsningen omfatter minst ett skummingsmiddel valgt fra gruppen bestående av skummingsmiddel-systemer for vandige skum og skummingsmiddel-systemer for skum basert på en organisk væske i minst én væskefase valgt fra gruppen bestående av vann og organiske væsker.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at skummet er et vandig skum fremstilt ved bruk av minst et skummingsmiddel valgt fra gruppen bestående av anioniske, ikke-ioniske, kationiske eller amfotere, overflateaktive stoffer.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at skummingsmiddelet er valgt fra gruppen bestående av skummingsmidler tilvirket av gassolje, kerosin, oljer eller derivater av vegetabilsk opprinnelse, olefiner, lineære alkaner, estere, aminer, aluminiumforbindelser, lipooppløselige, overflateaktive stoffer eller råoljer med høye skummingsegenskaper.
5. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1 -5,
karakterisert ved at oppløsningen omfatter minst et additiv valgt fra gruppen bestående av skumstabilitetsfremmende additiver, korrosjonshindrende midler, varmestabiliserende midler, viskositetsøkingsmidler, væskefase-fortykkere.
6. Fremgangsmåte ifølge kravene 1-5,
karakterisert ved at gassen som anvendes velges fra gruppen bestående av luft, nitrogen, naturgasser, avgasser, karbondioksid og blandinger av disse.
7. System for drift av en fluidproduserende brønn, omfattende minst ett rør som er plassert i brønnen og som fluidet som skal utvinnes sirkuleres i, karakterisert ved at det omfatter et ikke-stivt, isolerende skum beliggende i et ringrom som avgrenses av rørstrengens utside og veggene til brønnen som nevnte minste rørstreng er plassert i, og minst én injeksjonsinnretning hvis utløp er beliggende i ringrommet, og at injeksjonsinnretningen omfatter en ventil beliggende ved bunnen av ringrommet.
8. System ifølge krav 7,
karakterisert ved at injeksjonsinnretningen omfatter en injeksjonsledning beliggende i rørstrengen og hvis utløp er beliggende i ringrommet.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9807404A FR2779801B1 (fr) | 1998-06-11 | 1998-06-11 | Procede pour l'isolation thermique des tubings de production places dans un puits au moyen d'une mousse non rigide |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO992822D0 NO992822D0 (no) | 1999-06-10 |
| NO992822L NO992822L (no) | 1999-12-13 |
| NO320896B1 true NO320896B1 (no) | 2006-02-13 |
Family
ID=9527305
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19992822A NO320896B1 (no) | 1998-06-11 | 1999-06-10 | Fremgangsmate for reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i samt et system for drift av fluidproduserende bronn |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6283215B1 (no) |
| CA (1) | CA2274629A1 (no) |
| FR (1) | FR2779801B1 (no) |
| GB (1) | GB2338532B (no) |
| NO (1) | NO320896B1 (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6419018B1 (en) * | 2000-03-17 | 2002-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well completion apparatus with flow assurance system and associated methods |
| FR2870752B1 (fr) * | 2004-05-27 | 2006-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Methodes pour injecter des composes acides dans un reservoir souterrain |
| US7066262B2 (en) * | 2004-08-18 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation |
| US7131492B2 (en) * | 2004-10-20 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Divinyl sulfone crosslinking agents and methods of use in subterranean applications |
| US7163060B2 (en) * | 2004-11-09 | 2007-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Difunctional phosphorus-based gelling agents and gelled nonaqueous treatment fluids and associated methods |
| US20060231150A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus to reduce heat transfer from fluids in conduits |
| FR2886947B1 (fr) * | 2005-06-09 | 2007-10-12 | Sncf | Procede de traitement anti-corrosion des corps creux, procede de realisation d'une structure metallique traitee selon le procede et procede de maintenance de la structure |
| US8714206B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-05-06 | Shawcor Ltd. | Styrenic insulation for pipe |
| US8397765B2 (en) * | 2008-07-25 | 2013-03-19 | Shawcor Ltd. | High temperature resistant insulation for pipe |
| MY157589A (en) * | 2008-12-22 | 2016-06-30 | Shawcor Ltd | Wrappable Styrenic Pipe Insulations |
| US8201630B2 (en) * | 2009-10-29 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using hydrocarbon gelling agents as self-diverting scale inhibitors |
| CN101775977B (zh) * | 2010-01-22 | 2014-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 双管分注井安全生产管柱 |
| CN103806879B (zh) * | 2012-11-06 | 2015-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种海上油田同井采注安全生产管柱 |
| CN104696668A (zh) * | 2013-12-04 | 2015-06-10 | 陈小磊 | 一种液氯加热保温管 |
| CN105114001A (zh) * | 2015-08-26 | 2015-12-02 | 葫芦岛龙源采油配套设备有限公司 | 空心抽油杆节能隔热装置及其制造方法 |
| CN108219761A (zh) * | 2016-12-14 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于封堵气锥的泡沫凝胶堵剂及其施工方法 |
| CN113046049B (zh) * | 2021-03-29 | 2022-05-06 | 西南石油大学 | 一种用于天然气水平井的多水层四散型泡排剂 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB864156A (en) * | 1958-03-13 | 1961-03-29 | Transp Et De La Valorisation D | Storage and transport of fluids at low temperature |
| US3444279A (en) * | 1966-05-09 | 1969-05-13 | Dow Chemical Co | Method and apparatus for the insulation of conduit |
| US3463231A (en) * | 1968-02-12 | 1969-08-26 | Chevron Res | Generation and use of foamed well circulation fluids |
| US3561533A (en) * | 1969-07-17 | 1971-02-09 | Chevron Res | Controlled chemical heating of a well using aqueous gas-in-liquid foams |
| US3707193A (en) * | 1971-10-01 | 1972-12-26 | Shell Oil Co | Gas-strengthened steam foam well cleaning |
| US4258791A (en) * | 1980-01-29 | 1981-03-31 | Nl Industries, Inc. | Thermal insulation method |
| US4296814A (en) * | 1980-07-18 | 1981-10-27 | Conoco Inc. | Method for thermally insulating wellbores |
| FR2532988B1 (fr) * | 1982-09-15 | 1985-09-13 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'isolation thermique d'un puits |
| FR2536386B1 (fr) * | 1982-11-24 | 1986-08-14 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau materiau pour l'isolation thermique des puits de production d'huiles lourdes |
| US5016716A (en) * | 1990-04-25 | 1991-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubing carried perforating gun with insulation jacket |
| FR2741420B1 (fr) * | 1995-11-16 | 1997-12-26 | Elf Aquitaine | Systeme d'isolation thermique et/ou acoustique d'un conduit |
-
1998
- 1998-06-11 FR FR9807404A patent/FR2779801B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-06-07 CA CA002274629A patent/CA2274629A1/fr not_active Abandoned
- 1999-06-07 GB GB9913183A patent/GB2338532B/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-06-10 NO NO19992822A patent/NO320896B1/no unknown
- 1999-06-11 US US09/330,159 patent/US6283215B1/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO992822L (no) | 1999-12-13 |
| GB2338532A (en) | 1999-12-22 |
| NO992822D0 (no) | 1999-06-10 |
| US6283215B1 (en) | 2001-09-04 |
| FR2779801B1 (fr) | 2000-07-21 |
| GB2338532B (en) | 2003-04-02 |
| CA2274629A1 (fr) | 1999-12-11 |
| GB9913183D0 (en) | 1999-08-04 |
| FR2779801A1 (fr) | 1999-12-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO320896B1 (no) | Fremgangsmate for reverserbar varmeisolering av en streng som fluid sirkulerer i samt et system for drift av fluidproduserende bronn | |
| CA2462087C (en) | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates | |
| US10023789B2 (en) | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations | |
| US3613792A (en) | Oil well and method for production of oil through permafrost zone | |
| BR112015029265B1 (pt) | Fluido de tratamento de agente quelante espumado, e, métodos para tratamentos de intensificação da produção | |
| EP0834541A1 (en) | Method of decomposing gas hydrates | |
| MX2013008325A (es) | Metodo para fracturar una formacion utilizando una mezcla de fluido de fracturacion. | |
| WO2014209446A1 (en) | In-situ downhole heating for a treatment in a well | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| EP3102780B1 (en) | A method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| CA1193185A (en) | Thermally stimulating well production | |
| Palmer et al. | Nitrogen and carbon dioxide fracturing fluids for the stimulation of unconventional shale plays | |
| US10590742B2 (en) | Protecting a fluid stream from fouling using a phase change material | |
| Davalath et al. | Hydrate inhibition design for deepwater completions | |
| Mehta et al. | Hydrate challenges in deep water production and operation | |
| US11111430B2 (en) | Methane hydrates improved hydrostatic pressure of foam fracturing | |
| CA2592209C (en) | Composition and method for removing deposits | |
| US11370959B2 (en) | Use of liquid natural gas for well treatment operations | |
| CN111749659A (zh) | 一种深水气田井筒水合物防治方法 | |
| Sun et al. | Study on Autogenous Heat Technology of Offshore Oilfield: Experiment Research, Process Design, and Application | |
| Freitas et al. | Formation and removal of a hydrate plug formed in the annulus between coiled tubing and drill string | |
| Mowery et al. | Novel Application of Hydraulic Jet Pumps for Mitigating Subsurface Freezing During Production of High-CO2 Fluids in EOR: Field Learnings and Design Considerations | |
| Denney | Who Dat Project-Deepwater Subsea Production of Light and Heavy Oil | |
| BR102021021072A2 (pt) | Utilização da glicerina para limpezas hidráulicas, fraturamentos hidráulicos e desparafinações de equipamentos para operações de perfuração, completação, desenvolvimento, workover e produção de poços de petróleo e gás | |
| WO2023163723A1 (en) | Exothermic and/or gas-generating treatment for subterranean and pipeline operations |