RU2209933C1

RU2209933C1 - Method of prevention of freezing of injection well head

Info

Publication number: RU2209933C1
Application number: RU2001132238A
Authority: RU
Inventors: Ш.Ф. Тахаутдинов; Е.П. Жеребцов; М.М. Загиров; Ш.К. Шаяхметов; А.Ш. Шаяхметов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2001-11-28
Filing date: 2001-11-28
Publication date: 2003-08-10

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry, particularly, methods of prevention of freezing of injection well heads in induced slopping of fluid injection. SUBSTANCE: method of prevention of head freezing of injection well provided with tubing string includes communication of water line with annular space through valve of knee-like pipeline. Valve of knee-like pipeline operates for shutoff on side of fluid injection into well. Water line is connected with well annular space in its underground part below level of seasonal freezing of ground. In wells with high formation pressure, cavity of tubing string is communicated with annular space via valve of similar action. Thus valve is installed on external surface of tubing string also below level of ground seasonal freezing. Use of offered method provides for heat-insulation of wellhead. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины при вынужденных остановках его работы, например в случае аварийного прекращения закачки жидкости или при циклических закачках ее в пласт. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for preventing freezing of the mouth of an injection well during forced shutdowns of its operation, for example, in the event of an emergency interruption of fluid injection or during cyclic injection into the formation.

Известен способ предотвращения замерзание устья нагнетательной скважины и устройство для его осуществления [1]. Известный способ включает подачу теплоносителя к устью нагнетательной скважины после предварительного накопления тепла в грунте от нагнетаемой жидкости с последующей циркуляцией воды за счет сил конвекции при прекращении закачки воды. A known method of preventing freezing of the mouth of the injection well and a device for its implementation [1]. The known method includes supplying a coolant to the mouth of the injection well after preliminary accumulation of heat in the soil from the injected fluid, followed by water circulation due to convection forces when the water injection is stopped.

Недостатком способа является то, что при небольших положительных температурах (+ 4^oС) конвективный перенос тепла прекращается, и устье скважины при прекращении закачки жидкости замерзает в течение 3 -5 суток, см. также [2] , где отмечается, что при температуре + 4^oС и ниже перенос тепла невозможен по физическим причинам.The disadvantage of this method is that at small positive temperatures (+ 4 ^o C) convective heat transfer stops, and the wellhead when the injection is stopped, freezes for 3-5 days, see also [2], where it is noted that at a temperature of + 4 ^o C and below heat transfer is impossible for physical reasons.

Известен способ того же назначения [3], предусматривающий теплоизоляцию устья нагнетательной скважины, при этом в качестве источника тепла используют конвективный перенос тепла. Кроме того, дополнительно теплоизолируют кондуктор и направление конструкции нагнетательной скважины и подходящий к скважине подземный трубопровод водовода. Этому способу присущи те же недостатки, что и вышеотмеченным аналогам. Кроме того, он сложный в осуществлении, требует дополнительно водоотталкивающей оболочки, что приводит к удорожанию теплоизоляционных работ. A known method of the same purpose [3], which provides thermal insulation of the mouth of the injection well, while convective heat transfer is used as a heat source. In addition, the conductor and the direction of the design of the injection well and the underground pipeline suitable for the well are also insulated. This method has the same disadvantages as the above counterparts. In addition, it is difficult to implement, requires an additional water-repellent shell, which leads to a rise in the cost of thermal insulation work.

Недостатки известных способов [1 - 3] частично устранены в способе [4] того же назначения, предусматривающем накопление энергии за счет частичного преобразования механической энергии потока закачиваемой воды в электрическую для последующей принудительной циркуляции воды в устьевом оборудовании, с использованием накопленной энергии. The disadvantages of the known methods [1-3] are partially eliminated in the method [4] of the same purpose, which provides for the accumulation of energy due to the partial conversion of the mechanical energy of the flow of injected water into electrical energy for subsequent forced circulation of water in the wellhead equipment, using the stored energy.

Этот способ также не лишен недостатков. Он сложен в осуществлении и не технологичен, а самое главное из-за небольшой скорости потока нагнетаемой жидкости в скважину накапливать в аккумуляторах достаточное количество электроэнергии не представляется возможным. This method is also not without drawbacks. It is difficult to implement and not technologically advanced, and most importantly, due to the low flow rate of the injected fluid into the well, it is not possible to accumulate a sufficient amount of electricity in the accumulators.

Известно оборудование устья нагнетательной скважины со спущенной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) [5], в полном описании которого имеется способ предотвращения замерзания жидкости устья нагнетательной скважины, включающий сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину [прототип]. Known equipment of the wellhead with a deflated tubing string [5], the full description of which includes a method for preventing freezing of the fluid in the wellhead, including connecting the water conduit to the annulus through the bend valve working to close on the pressure side fluid into the well [prototype].

Известный способ требует сложной системы оборудования, предусматривающий регулирование прижимного усилия на шаровой клапан, доступ к которому затруднен и связан с остановкой работы скважины, а сброс жидкости в затрубное пространство происходит только из горизонтальной части водовода, а вертикальная часть водовода остается заполненной водой и замерзает в течение дня, следовательно, данный способ не полностью решает проблему. Кроме того, при небольших давлениях газа в затрубном пространстве имеется опасность несрабатывания клапана, а также не исключена опасность примерзания шарика к седлу клапана, так как клапан расположен вне зоны теплового потока жидкости. The known method requires a complex system of equipment, providing for the regulation of the clamping force on the ball valve, access to which is difficult and associated with stopping the operation of the well, and the discharge of fluid into the annulus occurs only from the horizontal part of the conduit, and the vertical part of the conduit remains filled with water and freezes during days, therefore, this method does not completely solve the problem. In addition, at low gas pressures in the annulus there is a risk of valve failure, and the danger of freezing the ball to the valve seat is not excluded, since the valve is located outside the heat flow of the liquid.

Задачей настоящего изобретения является создание способа, обеспечивающего возможность при длительных остановках работы скважины надежно предотвратить замерзание устья скважины, а также снижение материальных и трудовых затрат при этом. The objective of the present invention is to provide a method that allows for long shutdowns of the well to reliably prevent freezing of the wellhead, as well as reducing material and labor costs.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину. The problem is solved by the described method, including the communication of the water conduit with the annular space of the well through a valve of the knee-shaped pipeline, working to close on the side of the fluid injection into the well.

Новым является то, что сообщение водовода с межтрубным пространством скважины осуществляют в подземной его части ниже уровня сезонного замерзания грунта, а полость НКТ в скважинах с высоким пластовым давлением дополнительно сообщают и с затрубным пространством через клапан аналогичного действия, что и клапан коленообразного трубопровода, устанавливаемый на наружной поверхности НКТ, также ниже уровня сезонного замерзания грунта. What is new is that the water conduit communicates with the annular space of the well in its underground part below the level of seasonal soil freezing, and the tubing cavity in wells with high reservoir pressure is also additionally communicated with the annular space through a valve of the same action as the valve of the bend pipe installed on the outer surface of the tubing, also below the level of seasonal soil freezing.

Предварительные исследования по доступной патентной, а также научно-технической литературе по патентному фонду института "ТатНИПИнефть" показали, что вышеприведенная совокупность существенных признаков предложения является новой, и ранее не использовалась на практике, что позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критериям "новизна" и "изобретательский уровень", а его промышленную применимость считаем целесообразной, что вытекает из полного его описания. Preliminary studies on the patent and scientific and technical literature on the patent fund of the TatNIPIneft Institute showed that the above set of essential features of the proposal is new and has not been used in practice, which allows us to conclude that the technical solution meets the criteria of "novelty" and "inventive step", and its industrial applicability, we consider appropriate, which follows from its full description.

Приведенный чертеж поясняет суть изобретения. The drawing illustrates the essence of the invention.

На чертеже изображены устье нагнетательной скважины, оборудованной колонной НКТ, и связанные с ней наземная и подземные части водовода, а также схематично изображены клапаны, один из которых помещен в коленообразном трубопроводе, соединяющем подземную часть водовода ниже уровня замерзания грунта с межтрубным пространством, а другой - на наружной стенке колонны НКТ, также ниже уровня замерзания грунта, сообщающий полость НКТ с затрубным пространством. The drawing shows the mouth of an injection well equipped with a tubing string, and the associated ground and underground parts of the water conduit, and also schematically depicts valves, one of which is placed in an elbow pipe connecting the underground part of the water conduit below the ground freezing level with the annulus and the other on the outer wall of the tubing string, also below the level of soil freezing, communicating the tubing cavity with the annulus.

Устье нагнетательной скважины 1, оборудованное колонной насосно-компрессорных труб 2, содержит наземную часть водовода 3, сообщенную с наземной частью НКТ, и запорные арматуры 4 и 5. The mouth of the injection well 1, equipped with a string of tubing 2, contains the aboveground part of the conduit 3, in communication with the aboveground part of the tubing, and shutoff valves 4 and 5.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Перед нагнетанием жидкости в скважину 1 (см. фиг. 1) подземную часть 6 водовода 3 сообщают с затрубным пространством скважины с помощью коленообразного трубопровода 7, в вертикальной части которого размещают клапан 8, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости, расположив его ниже линии сезонного промерзания грунта 9. В качестве такого клапана может служить, например, подпружиненный клапан тарельчатого типа. В скважинах с высоким пластовым давлением после вынужденной остановки их работы возможен излив закачиваемой жидкости, что создает опасность замерзания колонны НКТ после прекращения излива. Такие скважины, хотя встречаются редко, однако при их наличии необходимо поступить так же, как по вышеописанной схеме, дополнительно сообщив полость НКТ ниже линии замерзания грунта через клапан 12, устанавливаемый на его наружной поверхности, с затрубным пространством. Клапан 12 так же, как и клапан 8, работает в сторону закрытия со стороны нагнетания жидкости. Таким образом, при нагнетании жидкости в скважину под действием давления жидкости клапаны 8 и 12, преодолевая силу расжатия возвратной пружины 13, закрываются и скважина работает в обычном режиме. Before pumping fluid into the well 1 (see Fig. 1), the underground part 6 of the water conduit 3 is communicated with the annular space of the well using a bend-like pipeline 7, in the vertical part of which a valve 8 is installed, which works to close on the side of the fluid injection, placing it below the seasonal line freezing of the soil 9. For example, a spring-loaded poppet type valve can serve as such a valve. In wells with high reservoir pressure, after the forced shutdown of their work, injection of the pumped fluid is possible, which creates a risk of freezing of the tubing string after the outflow is stopped. Such wells, although they are rare, however, if they are available, it is necessary to do the same as in the above-described scheme, additionally informing the tubing cavity below the freezing line of the soil through the valve 12 installed on its outer surface with an annulus. The valve 12 as well as the valve 8, works in the direction of closure on the discharge side of the liquid. Thus, when the fluid is injected into the well under the action of fluid pressure, the valves 8 and 12, overcoming the force of compression of the return spring 13, are closed and the well operates in normal mode.

В случае аварийной остановки работы скважины или при циклической закачке жидкости в скважину оба клапана 8 и 12 одновременно открываются под действием силы сжатия пружины 13. При этом жидкость, находящаяся в наземной части НКТ, через отверстие 11 и открытый клапан 12 сливается в затрубное пространство 14, а жидкость, находящаяся в наземной части водовода через клапан 8, аналогично клапану 12, сливается в межтрубное пространство, образованное направлением и кондуктором скважины. Направление и кондуктор из-за простоты на чертеже не изображены. Таким образом, заявляемый способ надежно предотвращает замерзание устья нагнетательной скважины, поскольку вся жидкость находящаяся в зоне ее замерзания отсутствует. In the event of an emergency stop of the operation of the well or during cyclic injection of fluid into the well, both valves 8 and 12 simultaneously open under the action of the compression force of spring 13. Moreover, the liquid located in the ground part of the tubing through the hole 11 and the open valve 12 is discharged into the annulus 14, and the liquid located in the ground part of the water supply through valve 8, similarly to valve 12, is discharged into the annulus formed by the direction and conductor of the well. Direction and conductor are not shown in the drawing due to simplicity. Thus, the inventive method reliably prevents freezing of the mouth of the injection well, since all the liquid in the freezing zone is absent.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключаются в следующем. Technical appraisal and economic advantage of the invention are as follows.

Способ технологичен в осуществлении, не требует больших капитальных затрат и сложного оборудования, позволит оптимально разрабатывать нефтяные залежи, поскольку появляется возможность использовать наиболее эффективный способ заводнения, т.е. циклического заводнения пластов, не только в летнее, но и в зимнее время года. При этом отпадает необходимость в теплоизоляционных работах устья скважины, следовательно, при этом обеспечивается сокращение материальных затрат. Использование способа даст ощутимые экономические выгоды в нефтегазодобывающих промыслах, с учетом повышения нефтеоотдачи. The method is technological in implementation, does not require large capital expenditures and sophisticated equipment, will optimally develop oil deposits, since it becomes possible to use the most effective method of water flooding, i.e. cyclic waterflooding of layers, not only in the summer, but also in the winter season. This eliminates the need for heat-insulating work of the wellhead, therefore, this ensures a reduction in material costs. Using the method will provide tangible economic benefits in the oil and gas fields, taking into account increased oil recovery.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Патент Р.Ф. 2092676, МКИ 6 Е 21 В 36/00, опубл. в Б. И. 28, 1997 г.SOURCES OF INFORMATION
1. Patent R.F. 2092676, MKI 6 E 21 V 36/00, publ. in B.I. 28, 1997

2. А. В. Деточенков, А.Л. Михеев, М.М. Волков "Спутник газовика", М.: Недра, 1978, с.91, табл. 3.11
3. Патент Р.Ф. 2152509, МКИ 7 Е 21 В 36/00, опубл. в 2000 г.2. A.V. Detochenkov, A.L. Mikheev, M.M. Volkov "Sputnik gazovika", M .: Nedra, 1978, p. 91, tab. 3.11
3. Patent R.F. 2152509, MKI 7 E 21 V 36/00, publ. in 2000

4. Патент Р.Ф. 2160824, МКИ 7 Е 21 В 36/00, опубл. в Б. И. 35, 2000 г. 4. Patent R.F. 2160824, MKI 7 E 21 V 36/00, publ. in B.I. 35, 2000

5. А. с. 1348504, МКИ 4 Е 21 В 43/00, опубл. в Б. И. 87, 1987г. [прототип]. 5. A. p. 1348504, MKI 4 E 21 V 43/00, publ. in B.I. 87, 1987 [prototype].

Claims

A method of preventing freezing of the mouth of an injection well equipped with a tubing string, including connecting a water conduit to the annulus of the well through a valve of the knee-like conduit operating to close from the side of the fluid injection into the well, characterized in that the water conduit communicates with the annulus of the well in the underground part it is below the level of seasonal soil freezing, and the tubing cavity in wells with high reservoir pressure is additionally reported with a large amount of space through a valve with a similar action as the valve of the knee-shaped pipe installed on the outer surface of the tubing is also below the level of seasonal soil freezing.