RU2254461C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2254461C1 RU2254461C1 RU2003136449/03A RU2003136449A RU2254461C1 RU 2254461 C1 RU2254461 C1 RU 2254461C1 RU 2003136449/03 A RU2003136449/03 A RU 2003136449/03A RU 2003136449 A RU2003136449 A RU 2003136449A RU 2254461 C1 RU2254461 C1 RU 2254461C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- tubing
- well
- tubing string
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к эксплуатации скважин, пробуренных в районах многолетнемерзлых пород (ММП), и предназначается для предупреждения потери подвижности добываемого пластового флюида на всем пути его подъема на поверхность в условиях сильного охлаждающего воздействия на добываемый флюид со стороны окружающей скважину породы, и может найти преимущественное применение при добыче пластовых флюидов, имеющих положительные значения температуры потери текучести.The invention relates to the field of oil production, in particular to the operation of wells drilled in permafrost regions, and is intended to prevent loss of mobility of the produced formation fluid along the entire path of its rise to the surface under conditions of strong cooling effect on the produced fluid from the side of the rock surrounding the well , and can find predominant use in the production of reservoir fluids having positive values of the temperature of fluidity loss.
Изобретение может быть использовано при любом способе добычи пластового флюида: фонтанном, газлифтном либо механизированном с использованием глубинных штанговых, винтовых, гидропоршневых, электроцентробежных насосов и т.д., а также при переводе скважины с одного режима добычи на другой.The invention can be used with any method of producing reservoir fluid: fountain, gas lift or mechanized using deep rod, screw, hydraulic, electric centrifugal pumps, etc., as well as when transferring a well from one production mode to another.
При эксплуатации скважин, расположенных в районах распространения ММП, при добыче пластового флюида возникают условия, когда добываемый флюид теряет подвижность не по причине большого содержания парафина, асфальтенов, смол в своем составе, а из-за сильного охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы, при этом пластовый флюид имеет температуру потери текучести в области положительных значений.During the operation of wells located in the areas where the permafrost is distributed, when producing reservoir fluid, conditions arise when the produced fluid loses mobility not because of the high content of paraffin, asphaltenes, resins in its composition, but because of the strong cooling effect from the side of the rock surrounding the well, this reservoir fluid has a pour point in the region of positive values.
Известен способ эксплуатации нефтяных скважин, направленный на предупреждение загущения и потери текучести нефти при ее охлаждении в так называемых холодных скважинах, основанный на подливе горячей нефти в затрубье скважины во время ее работы (см. авт. свид. СССР №791945, кл. Е 21 В 43/00, от 1979 г.).There is a method of operating oil wells, aimed at preventing thickening and loss of fluidity of oil during its cooling in the so-called cold wells, based on the refueling of hot oil in the annulus of the well during its operation (see ed. Certificate of the USSR No. 791945, class E 21 B 43/00, 1979).
Недостатком известного способа является, во-первых, ограничение его применения в глубоких скважинах из-за того, что подливаемая нефть, которая может быть нагрета до температуры, например, не более 100°С, на большой глубине уже потеряет тепло и сравняется с температурой добываемой жидкости, во-вторых, требуются большие теплоэнергетичекие затраты на подогрев больших объемов нефти.The disadvantage of this method is, firstly, the limitation of its use in deep wells due to the fact that the refilled oil, which can be heated to a temperature, for example, not more than 100 ° C, will already lose heat at a great depth and will be equal to the temperature produced liquids, and secondly, large heat and energy costs are required to heat large volumes of oil.
Известен другой способ эксплуатации скважин, пробуренных в зоне ММП, в котором, с целью обеспечения подвижности добываемого пластового флюида на всем пути подъема его на поверхность, создают температурный экран вокруг поднимающегося по подъемным трубам добываемого пластового флюида, для чего скважину оборудуют дополнительной колонной труб между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, заполняют образовавшееся кольцевое пространство высоковязким веществом и осуществляют нагрев добываемого пластового флюида вращательным или поступательным движением колонны подъемных труб относительно дополнительной колонны труб или дополнительной колонны труб относительно колонны подъемных труб с заданной линейной скоростью (см. авт. свид. СССР №1745902, кл. Е 21 В 43/24, от 1989 г.).There is another method of operating wells drilled in the IMF zone, in which, in order to ensure mobility of the produced reservoir fluid along the entire path of raising it to the surface, a temperature screen is created around the produced reservoir fluid rising through the lifting pipes, for which the well is equipped with an additional pipe string between the production a column and a column of lifting pipes, fill the formed annular space with a highly viscous substance and rotate the produced reservoir fluid by rotational m or translational movement of the column of lifting pipes relative to the additional column of pipes or additional column of pipes relative to the column of lifting pipes with a given linear speed (see ed. certificate of the USSR No. 1745902, class E 21 B 43/24, 1989).
Недостатком известного способа является сложность создания температурного экрана для предупреждения потери текучести пластового флюида при его подъеме на поверхность; большие ограничения применения способа в глубоких скважинах и искривленных скважинах; преждевременное усталостное разрушение подвижных колонн труб из-за их многоцикловой деформации при поступательном и вращательном движении.The disadvantage of this method is the difficulty of creating a temperature screen to prevent the loss of fluidity of the reservoir fluid when it rises to the surface; great limitations of the application of the method in deep wells and deviated wells; premature fatigue failure of movable pipe columns due to their multi-cycle deformation during translational and rotational motion.
Кроме того, существенным недостатком данного способа является практически невозможность его применения при эксплуатации скважин, пластовый флюид в которых имеет температуру потери текучести в области больших значений положительных температур, например более +25°С, а температура окружающей подъемные трубы среды ниже +25°С. А поскольку температура окружающей подъемные трубы среды ниже +25°С, то добываемый пластовый флюид теряет текучесть. При нарушении потери текучести пластового флюида при его подъеме на поверхность возникает проблема обеспечения вращения и поступательного движения подвижных колонн.In addition, a significant drawback of this method is the almost impossibility of its use in the operation of wells, the reservoir fluid in which has a pour point in the region of high positive temperatures, for example, more than + 25 ° C, and the temperature of the medium surrounding the lifting pipes is below + 25 ° C. And since the temperature of the environment surrounding the riser pipes is lower than + 25 ° С, the produced formation fluid loses fluidity. In violation of the fluidity loss of the formation fluid when it rises to the surface, the problem arises of providing rotation and translational motion of the moving columns.
В большинстве случаев проблем, описанных в аналогах, можно избежать путем повышения температуры в затрубном пространстве скважины и обогрева колонны подъемных труб пропусканием тока через протяженный кабель, расположенный на наружной поверхности колонны подъемных труб (см., например, А.Г. Малышев, Н.А. Черемисин. Применение греющих кабелей для предупреждения парафинообразования в нефтяных скважинах. «Нефтняное хозяйство», №6, 1990, с.58-60).In most cases, the problems described in the analogues can be avoided by increasing the temperature in the annulus of the well and heating the column of lifting pipes by passing current through an extended cable located on the outer surface of the column of lifting pipes (see, for example, A.G. Malyshev, N. A. Cheremisin. The use of heating cables to prevent paraffin formation in oil wells. Oil Industry, No. 6, 1990, p. 58-60).
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ эксплуатации скважины, включающий поддержание теплового режима в скважине в целях предотвращения парафинообразования с использованием протяженного кабеля нагрева. Кабель вводят в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Перед вводом кабеля в процессе подготовительных операций определяют длину зоны возможного парафинообразования, длину кабеля нагрева и его тепловые характеристики в зависимости от процентного содержания парафина в добываемой нефти. Управляют температурным и временным режимом работы кабеля до установления задаваемого теплового режима в колонне НКТ (см. патент РФ №2114982, кл. Е 21 В 37/00, от 1997 г.).Closest to the technical nature of the claimed is a method of operating a well, comprising maintaining a thermal regime in the well in order to prevent paraffin formation using an extended heating cable. The cable is inserted into the tubing string. Before entering the cable during the preparatory operations, the length of the zone of possible paraffin formation, the length of the heating cable and its thermal characteristics are determined depending on the percentage of paraffin in the produced oil. The temperature and time conditions of the cable are controlled until the specified thermal conditions are established in the tubing string (see RF patent No. 21114982, class E 21 B 37/00, from 1997).
В этих известных способах с использованием кабелей нагрева установление требуемого теплового режима в колонне НКТ ведут, исходя из температуры плавления парафина и интервала его отложения, по которым и устанавливают длину кабеля нагрева и определяют его мощность.In these known methods using heating cables, the establishment of the required thermal regime in the tubing string is carried out based on the melting temperature of paraffin and its deposition interval, by which the length of the heating cable is set and its power is determined.
Однако характеристики тепловыделения в известных способах с использованием протяженных тепловых излучателей (кабелей нагрева) не увязаны с условиями потери текучести добываемого пластового флюида на пути его подъема на поверхность, т.е. хотя и обеспечивается прогрев добываемого пластового флюида в колонне НКТ в зоне отложения парафина, но при этом не принимаются меры по защите колонны НКТ от сильного охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы на пути подъема пластового флюида на поверхность. Как следствие - снижается эффективность эксплуатации скважин, пробуренных в зонах ММП.However, the heat release characteristics in the known methods using extended heat emitters (heating cables) are not related to the yield loss conditions of the produced formation fluid on the way of its rise to the surface, i.e. although it ensures heating of the produced reservoir fluid in the tubing string in the paraffin deposition zone, no measures are taken to protect the tubing string from strong cooling effect from the side of the rock surrounding the well while raising the reservoir fluid to the surface. As a result, the operating efficiency of wells drilled in the permafrost zones is reduced.
Кроме того, поскольку температура плавления парафина значительно выше (в разы) температуры потери текучести пластового флюида, то использование протяженного кабеля нагрева с характеристиками тепловыделения по предупреждению отложений парафина для обеспечения текучести добываемого пластового флюида на пути его подъема на поверхность потребует непроизводительных энергетических затрат.In addition, since the melting temperature of paraffin is much higher (several times) than the temperature of the fluid fluidity loss, the use of an extended heating cable with heat release characteristics to prevent paraffin deposits to ensure the fluidity of the produced reservoir fluid on the way to its rise to the surface will require unproductive energy costs.
Технической задачей, на решение которой направлен предлагаемый способ, является повышение эффективности эксплуатации скважин, преимущественно пробуренных в районах многолетнемерзлых пород, снижение энергозатрат путем обеспечения текучести добываемого пластового флюида на всем пути подъема его на поверхность за счет поддержания в добываемом пластовом флюиде на всем пути его подъема температуры, при которой он еще сохраняет текучесть в колонне НКТ, и за счет создания тепловой защиты поднимающегося пластового флюида по колонне НКТ от охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы, исключая при этом растепление мерзлых пород.The technical problem to which the proposed method is aimed is to increase the efficiency of wells, mainly drilled in areas of permafrost, to reduce energy consumption by ensuring the fluidity of the produced reservoir fluid along the entire path of lifting it to the surface due to the maintenance of the produced reservoir fluid along the entire path of its lifting the temperature at which it still maintains fluidity in the tubing string, and by creating thermal protection of the rising formation fluid along the tubing string from hlazhdayuschego impact from the surrounding rock well, excluding the thawing permafrost.
Дополнительно решается задача обеспечения эксплуатации скважин при добыче пластового флюида любым способом: фонтанным, газлифтным либо механизированным с использованием электроцентробежных (ЭЦН), глубинных штанговых, винтовых, гидропоршневых и т.д. насосов, а также переход с одного способа добычи на другой.In addition, the task of ensuring the operation of wells during the production of reservoir fluid by any means is solved: fountain, gas lift or mechanized using electric centrifugal (ESP), deep rod, screw, hydraulic piston, etc. pumps, as well as the transition from one production method to another.
Поставленная техническая задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем создание теплового режима в скважине, проведение подготовительных операций по обеспечению поддержания теплового режима в лифте колонны насосно-компрессорных труб посредством формирования температурного экрана вокруг поднимающегося по колонне насосно-компрессорных труб пластового флюида и подъем добываемого пластового флюида по колонне насосно-компрессорных труб, новым является то, что в процессе проведения подготовительных операций перед формированием температурного экрана определяют температуру пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, путем исследования глубинных проб добываемого пластового флюида, затем выдерживают скважину при отсутствии потока добываемого флюида до момента выравнивания температуры среды во внутренней полости колонны НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной, после чего снимают геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны и по полученной геотерме и определенной для данной скважины в процессе подготовительных операций температуре добываемого пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, устанавливают на колонне насосно-компрессорных труб нижнюю границу, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, и по этой границе на колонне насосно-компрессорных труб определяют длину и тепловые характеристики температурного экрана, который формируют из участка колонны насосно-компрессорных труб, составленного из теплоизолированных насосно-компрессорных труб с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем, после чего замещают часть колонны насосно-компрессорных труб участком, составленным из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, при этом протяженный тепловой излучатель размещают на наружной поверхности насосно-компрессорных труб и/или в колонне насосно-компрессорных труб, а нижнюю границу температурного экрана размещают в колонне насосно-компрессорных труб на уровне или несколько ниже границы, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, после чего подключают по меньшей мере один протяженный тепловой излучатель к источнику тепловой энергии и нагревают находящийся в колонне насосно-компрессорных труб пластовый флюид до температуры, не менее температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, и выводят скважину на режим добычи, при этом температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть.The stated technical problem is solved in that in the method of operating the well, including creating a thermal regime in the well, carrying out preparatory operations to ensure maintaining the thermal regime in the elevator of the tubing string by forming a temperature screen around the formation fluid rising along the tubing string and raising of produced reservoir fluid along the tubing string, what is new is that during the preparatory operations d by forming a temperature screen, determine the temperature of the formation fluid at which it still maintains fluidity by examining the deep samples of the produced formation fluid, then hold the well in the absence of the flow of produced fluid until the temperature of the medium in the inner cavity of the tubing string and the rock temperature behind the production string equalize, after why remove the geotherm of temperature distribution along the barrel of the production casing and by the obtained geotherm and defined for a given well in percent In the course of preparatory operations, the temperature of the produced reservoir fluid, at which it still maintains fluidity, set a lower boundary on the tubing string, during which the produced reservoir fluid still maintains flow, and the length and thermal characteristics are determined from this boundary on the tubing string a temperature screen that is formed from a portion of the tubing string composed of heat-insulated tubing with at least one a marked heat radiator, after which part of the tubing string is replaced with a section composed of heat-insulated tubing, and an extended heat emitter is placed on the outer surface of the tubing and / or in the tubing string, and the lower boundary of the temperature the screen is placed in the tubing string at or slightly below the boundary, at the passage of which the produced reservoir fluid still remains fluid, and then connected at least one extended heat radiator to a source of thermal energy and heat the formation fluid in the tubing string to a temperature not less than the temperature at which it still maintains fluidity and bring the well to production mode, while the temperature of the formation fluid exiting the well maintain above the temperature at which it still maintains fluidity.
Нагрев тепловыми излучателями можно вести одновременно или поочередно, постоянно или циклически, а также избирательно по длине скважины.Heating with heat emitters can be carried out simultaneously or alternately, continuously or cyclically, and also selectively along the length of the well.
В качестве протяженного теплового излучателя может быть использован электрический кабель нагрева; непрерывный гибкий паропровод, заполненный перегретым паром; непрерывный гибкий нефтепровод, заполненный горячей нефтью или горячей водой.As an extended heat emitter, an electric heating cable can be used; continuous flexible steam line filled with superheated steam; continuous flexible oil pipeline filled with hot oil or hot water.
В качестве паропровода, нефтепровода может быть использована кольтюбинговая труба.As a steam pipe, an oil pipe, a coiled tubing pipe can be used.
Источник тепловой энергии выполнен регулируемым.The source of thermal energy is adjustable.
Между эксплуатационной колонной и кондуктором в скважине устанавливают дополнительную термоизолированную трубу.An additional thermally insulated pipe is installed between the production string and the conductor in the well.
Колонну насосно-компрессорных труб ниже температурного экрана дополнительно теплоизолируют с наружной или внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. Колонна насосно-компрессорных труб ниже температурного экрана может быть выполнена из материала с высокими теплоизоляционными свойствами.The tubing string below the temperature screen is further insulated from the outer or inner surface of the tubing. The tubing string below the temperature screen can be made of a material with high thermal insulation properties.
Протяженный тепловой излучатель может быть встроен в наружную металлическую поверхность насосно-компрессорных труб.An extended heat emitter can be embedded in the outer metal surface of the tubing.
Температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть как минимум на 0,2%.The temperature of the formation fluid exiting the well is maintained above the temperature at which it still retains fluidity by at least 0.2%.
Поставленная техническая задача решается благодаря следующему. Определение в процессе подготовительных операций температуры потери текучести пластового флюида в данной скважине путем исследования ряда глубинных проб пластового флюида позволило установить наиболее высокую температуру пластового флюида в области положительных значений температур, при которой он еще сохраняет текучесть, что позволит смоделировать тепловой режим вокруг поднимающегося по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) добываемого пластового флюида на всем пути его подъема на поверхность, который обеспечит текучесть добываемого флюида. При этом для определения тепловых характеристик температурного экрана используются достоверные данные температуры потери текучести пластового флюида для данной скважины.The technical task is solved due to the following. The determination during the preparatory operations of the temperature of the loss of fluidity of the reservoir fluid in a given well by examining a series of deep samples of the reservoir fluid made it possible to establish the highest temperature of the reservoir fluid in the region of positive temperatures at which it still maintains fluidity, which will allow us to simulate the thermal regime around the pump -compressor pipes (tubing) of the produced reservoir fluid along the entire path of its rise to the surface, which will ensure the flow of ext Vai fluid. In this case, to determine the thermal characteristics of the temperature screen, reliable data of the temperature of the fluidity loss of the formation fluid for a given well are used.
Выдерживание скважины при отсутствии потока добываемого пластового флюида до момента выравнивания температуры пластового флюида в колонне НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной, позволило уравнять температурные условия в лифте подъемных труб (колонне НКТ) и за эксплуатационной колонной и тем самым создать условия для достоверного измерения распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны, чтобы учесть влияние охлаждающего воздействия на добываемый пластовый флюид со стороны окружающей скважину породы.Holding the well in the absence of flow of produced formation fluid until the temperature of the formation fluid in the tubing string and the temperature of the rocks behind the production string equalizes, it was possible to equalize the temperature conditions in the elevator of the lifting pipes (tubing string) and behind the production string and thereby create conditions for reliable measurement of the temperature distribution along the production casing to take into account the effect of the cooling effect on the produced formation fluid from the side of the rock surrounding the well.
Имея геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны и значение температуры пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, всегда можно установить на колонне подъемных труб (НКТ) ту нижнюю границу по отношению к устью скважины, выше которой требуется устанавливать в скважине температурный экран для обеспечения текучести добываемого пластового флюида от установленной границы на колонне НКТ до поверхности, причем такой температурный экран сформировать с обеспечением требуемого нагрева движущегося по колонне НКТ добываемого пластового флюида, сохранения (защиты) созданного тепла, минимизации тепловых потерь и исключения при этом влияния тепла пластового флюида в подъемных трубах на мерзлые породы.Having the geotherm of the temperature distribution along the wellbore and the temperature of the reservoir fluid at which it still maintains fluidity, you can always set the lower boundary with respect to the wellhead, above which the temperature screen is required to be installed in the well, on the riser string (Tubing) to ensure the fluidity of the produced reservoir fluid from the established boundary on the tubing string to the surface, and such a temperature screen is formed to provide the required heating of the moving along the tubing string of the produced formation fluid, preservation (protection) of the generated heat, minimization of heat loss, and elimination of the influence of formation fluid heat in the riser pipes on frozen rocks.
Благодаря тому что температурный экран требуемой длины и требуемых тепловых характеристик формируют из участка колонны НКТ, составленного из теплоизолированных труб, с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем, во-первых, появилась возможность поднять температуру пластового флюида на участке его подъема от установленной границы на подъемных трубах до поверхности до температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, и сохранять эту температуру на всем пути подъема, во-вторых, теплоизолированные насосно-компрессорные трубы на этом участке колонны НКТ с температурным экраном полностью исключают тепловые потери, исключают сильное охлаждающее воздействие со стороны окружающей скважину породы на добываемый пластовый флюид, с одной стороны, и растепление пород от воздействия тепловых потоков от добываемого пластового флюида, с другой стороны.Due to the fact that the temperature screen of the required length and the required thermal characteristics is formed from a section of the tubing string, composed of heat-insulated pipes, with at least one extended heat radiator, firstly, it is possible to raise the temperature of the formation fluid at the site of its rise from the established boundary on the lifting pipes to the surface to a temperature at which it still maintains fluidity, and maintain this temperature along the entire lifting path, secondly, heat-insulated tubing at this site would tubing with temperature screen completely eliminate heat losses, eliminate strong cooling effect from the surrounding rock to the wellbore formation fluid produced, on the one hand, and the thawing of the rock influence the heat flow from the formation fluid produced, on the other hand.
Размещение теплового излучателя на наружной поверхности НКТ и/или внутри колонны НКТ позволяет эффективно эксплуатировать скважину при любом способе добычи: фонтанном, газлифтном, механизированном с использованием любых насосов, а также в ходе эксплуатации переходить с одного способа добычи на другой, в случае необходимости, что расширяет диапазон использования способа.Placing a heat radiator on the outer surface of the tubing and / or inside the tubing string allows you to efficiently operate the well with any method of production: fountain, gas lift, mechanized using any pumps, and also during the operation to switch from one method of production to another, if necessary, that expands the range of use of the method.
Нагрев добываемого флюида тепловыми излучателями по предлагаемой схеме: одновременно или поочередно, постоянно или циклически, избирательно по длине скважины, а также с использованием регулируемого источника тепловой энергии, позволяет создать разнообразие тепловых режимов для обеспечения текучести пластового флюида на всем пути его движения, а также применять любой способ добычи пластового флюида.Heating the produced fluid with heat emitters according to the proposed scheme: simultaneously or alternately, continuously or cyclically, selectively along the length of the well, as well as using an adjustable source of thermal energy, allows you to create a variety of thermal conditions to ensure fluidity of the reservoir fluid along the entire path of its movement, as well as apply any method of producing reservoir fluid.
Для обеспечения текучести пластового флюида на поверхности, чтобы он сохранял текучесть при транспортировании по трубопроводам в систему сбора и подготовки, температура выходящего из скважины флюида должна быть как минимум на 0,2% выше температуры, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть.To ensure the fluidity of the formation fluid on the surface so that it remains fluid when transported through pipelines to the collection and preparation system, the temperature of the fluid leaving the well should be at least 0.2% higher than the temperature at which the formation fluid still maintains fluidity.
Установка дополнительной термоизолированной трубы между эксплуатационной колонной и кондуктором обеспечивает дополнительную защиту потерь тепла теплового излучателя в случае размещения его на поверхности НКТ и дополнительную защиту пород от растепления.The installation of an additional thermally insulated pipe between the production casing and the conductor provides additional protection for the heat loss of the heat emitter if it is placed on the surface of the tubing and additional protection of the rocks from thawing.
Дополнительная теплоизоляция насосно-компрессорных труб в колонне НКТ, расположенных ниже температурного экрана, позволяет повысить температуру добываемого флюида при входе его в защищенную температурным экраном часть колонны НКТ, тем самым снизить мощность теплового излучателя и энергетические затраты.Additional thermal insulation of tubing in the tubing string located below the temperature screen allows you to increase the temperature of the produced fluid when it enters the part of the tubing string protected by the temperature screen, thereby reducing the heat emitter power and energy costs.
Использование в качестве протяженного теплового излучателя кабеля нагрева, непрерывного гибкого паропровода, нефтепровода либо водопровода расширяет технологические возможности заявляемого способа, упрощает его применение.The use of a heating cable, a continuous flexible steam pipe, oil pipeline or water pipe as an extended heat emitter expands the technological capabilities of the proposed method, simplifies its application.
Таким образом, предложенный способ позволяет эффективно эксплуатировать скважину в условиях ММП.Thus, the proposed method allows you to effectively operate the well in conditions of permafrost.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематично представлена скважина, оборудованная колонной подъемных труб с температурным экраном; на фиг.2 - геотерма распределения температуры в скважине (кривая I), кривая II - распределение температуры добываемого пластового флюида в колонне НКТ с температурным экраном (тепловой излучатель не подключен к источнику тепловой энергии); кривая III - то же с подключенным тепловым излучателем.The invention is illustrated by drawings, where in Fig.1 schematically shows a well equipped with a column of lifting pipes with a temperature screen; figure 2 - geothermal temperature distribution in the well (curve I), curve II - temperature distribution of the produced reservoir fluid in the tubing string with a temperature screen (heat radiator is not connected to a source of thermal energy); curve III - the same with a connected heat emitter.
Колонна НКТ 1, размещена в эксплуатационной колонне 2 скважины, пробуренной в условиях ММП. Колонна НКТ 1 содержит температурный экран 3, выполненный из участка колонны НКТ 1, составленного из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем 4. Нижняя часть 5 колонны НКТ 1 может быть составлена из насосно-компрессорных труб с дополнительной теплоизоляцией. На поверхности установлен регулируемый источник тепловой энергии (на чертеже не показан), к которому подключен протяженный тепловой излучатель 5. Тепловой излучатель 4 может быть расположен на наружной поверхности колонны НКТ и/или внутри колонны НКТ 1. Между эксплуатационной колонной 2 и кондуктором 6 может быть установлена дополнительная термоизолированная труба 7. Длина ее определяется исходя из глубины промерзания поверхности земли.The tubing string 1 is located in the production casing 2 of the well drilled in the IMF. The tubing string 1 contains a temperature screen 3 made of a portion of the tubing string 1 made up of heat-insulated tubing with at least one extended heat radiator 4. The lower part 5 of the tubing string 1 can be composed of tubing with additional thermal insulation . An adjustable heat source (not shown) is installed on the surface to which an extended heat emitter 5 is connected. Heat emitter 4 can be located on the outer surface of the tubing string and / or inside the tubing string 1. Between production string 2 and conductor 6 can be an additional thermally insulated pipe is installed 7. Its length is determined based on the depth of freezing of the earth's surface.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
1. В скважину, выведенную из эксплуатации, спускают колонну НКТ 1, составленную из труб 2,5'', на глубину, превышающую интервал перфорации на 15-20 м. Низ колонны НКТ 1 снабжают крестовиной.1. A tubing string 1 composed of 2.5 '' pipes is lowered into a well decommissioned to a depth exceeding the perforation interval by 15-20 m. The bottom of the tubing string 1 is provided with a cross.
2. Устье скважины оборудуют устьевой арматурой. Например, при фонтанном способе эксплуатации устье оборудуют фонтанной арматурой с установкой лубрикатора и лубрикаторной площадки, выкидной линией и емкостями для сбора жидкости глушения объемом не менее 50 м3.2. The wellhead is equipped with wellhead fittings. For example, when using the fountain method of operation, the mouth is equipped with fountain fittings with the installation of a lubricator and a lubricator platform, a flow line and containers for collecting kill fluid with a volume of at least 50 m 3 .
3. Осваивают скважину до получения притока пластового флюида, предварительно отобрав из скважины жидкость глушения.3. Develop the well before receiving the influx of formation fluid, after having previously taken out the kill fluid from the well.
4. Выводят скважину на установившийся режим работы, при котором забойное давление превышает ожидаемое давление насыщения не менее чем на 1 МПа. При этом режиме эксплуатации скважины должен быть отобран объем пластового флюида, не менее двух объемов ствола скважины. В установившемся режиме скважина должна проработать не менее трех суток.4. The well is brought to a steady state operating mode, in which the bottomhole pressure exceeds the expected saturation pressure by at least 1 MPa. In this mode of operation of the well, the volume of reservoir fluid should be selected, at least two volumes of the wellbore. In the steady state, the well should work for at least three days.
5. Проводят поинтервальный замер давления по стволу скважины для определения интервалов предполагаемого отбора проб пластового флюида.5. Interval pressure measurement is carried out along the wellbore to determine the intervals of the expected sampling of the formation fluid.
6. Спускают на глубину отбора пластового флюида пробоотборник, выдерживают его на глубине отбора не менее 0,5 часа. Повторно спускают другой пробоотборник на другой интервал отбора, например, через 100 м. Минимальное количество интервалов для отбора проб должно быть не менее трех, минимальное количество проб с каждого интервала - не менее трех.6. The sampler is lowered to the depth of sampling the formation fluid, and it is held at a depth of at least 0.5 hours. Re-lower another sampler to a different sampling interval, for example, after 100 m. The minimum number of intervals for sampling should be at least three, the minimum number of samples from each interval should be at least three.
7. В отобранных пробах по ГОСТ 20287-91 определяют температуру текучести и температуру застывания пластового флюида для каждой пробы для всех интервалов отбора. Из полученных результатов выбирают наибольшее значение температуры в области положительных значений температур, при которой наблюдается течение пластового флюида.7. In the selected samples according to GOST 20287-91 determine the pour point and pour point of the formation fluid for each sample for all sampling intervals. From the obtained results, the highest temperature value is selected in the region of positive temperature values at which formation fluid flow is observed.
8. Заполненную скважину выдерживают при отсутствии потока добываемого пластового флюида до момента выравнивания температуры пластового флюида в колонне НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной.8. The filled well is maintained in the absence of a flow of produced formation fluid until the temperature of the formation fluid in the tubing string is equal to the temperature of the rocks behind the production string.
9. После выравнивания температур на забой опускают скважинный прибор ГЕО1 для измерения температуры, поднимают прибор на поверхность, снимая при этом геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны.9. After equalizing the temperatures to the bottom, lower the GEO1 downhole tool to measure the temperature, lift the device to the surface, removing the geotherm of temperature distribution along the barrel of the production casing.
10. По полученной геотерме и определенной для данной скважины в процессе подготовительных операций температуре добываемого пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, устанавливают на колонне НКТ 1 нижнюю границу, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть.10. According to the obtained geotherm and the temperature of the produced reservoir fluid, which is specific for a given well during preparatory operations, at which it still maintains fluidity, a lower boundary is established on the tubing string 1, during which the produced reservoir fluid still retains flow.
11. По этой границе на колонне НКТ 1 определяют длину и тепловые характеристики температурного экрана 3.11. At this boundary on the tubing string 1 determine the length and thermal characteristics of the temperature screen 3.
12. Температурный экран 3 формируют из участка колонны НКТ, составленного из теплоизолированных НКТ с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем 4.12. The temperature screen 3 is formed from a section of tubing string composed of thermally insulated tubing with at least one extended heat radiator 4.
13. Глушат скважину; достают колонну НКТ 1 из эксплуатационной колонны 2 и замещают часть колонны НКТ участком, составленным из теплоизолированных НКТ.13. Jam well; pull out the tubing string 1 from production string 2 and replace a portion of the tubing string with a portion composed of thermally insulated tubing.
14. Протяженный тепловой излучатель 4 при этом может быть размещен на наружной поверхности колонны НКТ 1 и/или в колонне НКТ 1. Выбор протяженного теплового излучателя осуществляют в зависимости от стадии разработки месторождения, экономической целесообразности, значения температуры потери текучести.14. An extended heat emitter 4 can be placed on the outer surface of the tubing string 1 and / or in a tubing string 1. The selection of an extended heat emitter is carried out depending on the stage of field development, economic feasibility, and the value of the yield point.
15. Нижнюю границу температурного экрана 3 размещают в колонне НКТ 1 на уровне или несколько ниже границы, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть.15. The lower boundary of the temperature screen 3 is placed in the tubing string 1 at a level or slightly lower than the boundary, during the passage of which the produced reservoir fluid still maintains fluidity.
16. Подключают по меньшей мере один протяженный тепловой излучатель 5 к источнику тепловой энергии и нагревают находящуюся в колонне НКТ жидкость до температуры не менее температуры, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть.16. Connect at least one extended heat emitter 5 to a source of thermal energy and heat the fluid in the tubing string to a temperature not less than the temperature at which the reservoir fluid still maintains fluidity.
17. После чего выводят скважину на режим добычи.17. Then bring the well to production mode.
18. Осуществляют контроль температуры выходящего из скважины пластового флюида. Ее поддерживают как минимум на 0,2% выше температуры, при которой добываемый флюид еще сохраняет текучесть.18. The temperature of the formation fluid exiting the well is monitored. It is maintained at least 0.2% above the temperature at which the produced fluid still maintains fluidity.
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
Южно-Лыжское нефтяное месторождение находится в зоне распространения ММП.The Yuzhno-Lyzhskoye oil field is located in the area of the permafrost distribution.
В скважину глубиной 3000 м, предварительно заглушенную, например, модифицированной жидкостью глушения с добавлением химреагента ГФ-1, обсаженную эксплуатационной колонной 2 диаметром 168 мм, спустили колонну НКТ 1 диаметром 2,5'' на глубину ниже интервала перфорации на 15-20 м. Низ колонны НКТ 1 снабдили крестовиной.A tubing string 1 with a diameter of 2.5 `` to a depth below the perforation interval of 15-20 m was lowered into a well 3000 m deep, previously drowned, for example, with a modified kill fluid with the addition of chemical agent GF-1, cased with production string 2 with a diameter of 168 mm. The bottom of the tubing string 1 was equipped with a cross.
Оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и лубрикаторной площадкой, выкидной линией и емкостями для сбора жидкости объемом не менее 50 м3. Осваивали скважину до получения притока пластового флюида. Вывели скважину на установившийся режим работы, когда забойное давление превысит ожидаемое давление насыщения не менее чем на 1 МПа. Затем отбирали объем жидкости, равный двум-трем объемам ствола скважины. В таком установившемся режиме скважина работала трое суток. Для определения глубины отбора проб пластового флюида провели поинтервальный замер давления по стволу скважины.The wellhead was equipped with fountain fittings and a lubricator platform, a flow line and tanks for collecting fluid with a volume of at least 50 m 3 . The well was mastered before receiving formation fluid inflow. The well was brought to a steady state of operation when the bottomhole pressure exceeds the expected saturation pressure by at least 1 MPa. Then, a volume of fluid equal to two to three volumes of the wellbore was taken. In this steady state, the well worked for three days. To determine the depth of sampling of the reservoir fluid, interval-based pressure measurements were taken along the wellbore.
Пробы пластового флюида отбирали с разной глубины нахождения пластового флюида на трех интервалах: 2500 м, 2400 м, 2300 м, с расстоянием между интервалами не менее 100 м. На каждом интервале брали не менее трех проб. Для этого спускали в скважину пробоотборник, выдерживали его на глубине отбора 0,5 часа и поднимали пробоотборник на поверхность. Всего отобрали девять проб.Samples of the reservoir fluid were taken from different depths of the reservoir fluid at three intervals: 2500 m, 2400 m, 2300 m, with a distance between the intervals of at least 100 m. At least three samples were taken at each interval. To do this, the sampler was lowered into the well, kept at a sampling depth of 0.5 hours, and the sampler was raised to the surface. A total of nine samples were taken.
В отобранных пробах пластового флюида по ГОСТ 20287-91 определяли температуру текучести и температуру застывания пластового флюида в каждой пробе. Данные по температуре застывания и текучести пластового флюида для трех разных месторождений приведены в таблице 1.In the selected samples of the formation fluid according to GOST 20287-91, the pour point and the pour point of the formation fluid in each sample were determined. The data on the pour point and fluidity of the reservoir fluid for three different fields are shown in table 1.
Проанализировали данные по температуре текучести для всех проб, отобранных из скважины Южно-Лыжского нефтяного месторождения. Выбрали наибольшее значение температуры в области положительных значений температур, при котором пластовый флюид еще сохраняет текучесть. Для Южно-Лыжского нефтяного месторождения температура +38,5°С является температурой, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть и которая взята за основу для формирования температурного экрана с выбором типа теплового излучателя, обеспечивающего подъем пластового флюида на поверхность без потери текучести.The data on the pour point were analyzed for all samples taken from the well of the Yuzhno-Lyzhskoye oil field. We chose the highest temperature in the region of positive temperatures, at which the reservoir fluid still retains fluidity. For the Yuzhno-Lyzhskoye oil field, the temperature of + 38.5 ° C is the temperature at which the reservoir fluid still maintains fluidity and which is taken as the basis for the formation of a temperature screen with the choice of the type of heat radiator that ensures the formation fluid rises to the surface without loss of fluidity.
После отбора проб скважину перекрыли и выдерживали ее в таком состоянии 48 часов до момента выравнивания температуры среды в колонне НКТ 1 и за эксплуатационной колонной 2.After sampling, the well was shut off and kept in this state for 48 hours until the medium temperature was equalized in the tubing string 1 and behind the production string 2.
После этого в скважину на забой спустили скважинный прибор ГЕО1, с помощью которого измеряли при его подъеме на поверхность температуру, которая в установившемся режиме скважины отражает температуру пород за эксплуатационной колонной 2. Данные замеров температуры в летний период по стволу эксплуатационной колонны скважины Южно-Лыжского месторождения приведены в таблице 2.After that, the GEO1 downhole tool was lowered into the borehole with the help of which it was measured at its rise to the surface temperature, which in the steady state of the borehole reflects the temperature of the rocks behind production casing 2. Temperature measurements in summer over the borehole of the production casing of the Yuzhno-Lyzhsky field are given in table 2.
Распределение температуры по стволу скважиныtable 2
Wellbore temperature distribution
По полученным данным построили геотерму распределения температуры по стволу скважины (фиг.2, кривая I), характеризующую температуру пород за эксплуатационной колонной.According to the data obtained, a geotherm of temperature distribution along the wellbore was constructed (Fig. 2, curve I), which characterizes the temperature of the rocks behind the production string.
По полученной геотерме (фиг.2, кривая I) и установленной максимальной температуре пластового флюида +38,5°С, при которой он еще сохраняет текучесть, установили соответствие этой температуры глубине скважины (порядка 2000 м) и определили на колонне НКТ 1 границу, считая от устья скважины, где должен заканчиваться температурный экран 3. Длина температурного экрана 3 от устья составила 2000 м. Температурный экран 3 сформировали из теплоизолированных НКТ и двух протяженных тепловых излучателей 4 в виде кабелей нагрева. Каждая теплоизолированная НКТ представляет собой герметичную трубу с двойными стенками, с вакуумом между стенками. Между стенками такой НКТ выполнен канал для размещения в нем плоского кабеля нагрева, выполненного по техническим условиям ТУ 3542-001-00148369-2003. В качестве второго протяженного теплового излучателя, спускаемого внутрь НКТ 1, выбрали цилиндрический грузонесущий электрический кабель. Низ 5 колонны НКТ 1 длиной 500 м составили из теплоизолированных НКТ из материала стеклопластик.According to the obtained geotherm (Fig. 2, curve I) and the established maximum temperature of the reservoir fluid + 38.5 ° C, at which it still maintains fluidity, we established the correspondence of this temperature to the depth of the well (about 2000 m) and determined the boundary on the tubing string, counting from the wellhead where the temperature screen 3 should end. The length of the temperature screen 3 from the wellhead was 2000 m. The temperature screen 3 was formed from thermally insulated tubing and two extended heat emitters 4 in the form of heating cables. Each thermally insulated tubing is an airtight pipe with double walls, with a vacuum between the walls. A channel is made between the walls of such a tubing to accommodate a flat heating cable inside it, made according to the technical specifications of TU 3542-001-00148369-2003. As a second extended heat radiator, lowered into the tubing 1, a cylindrical load-bearing electric cable was chosen. The bottom 5 of the tubing string 1 with a length of 500 m was composed of thermally insulated tubing made of fiberglass material.
После снятия геотермы заглушили скважину. Подняли из заглушенной скважины колонну НКТ 1 без теплоизоляции и заменили ее на колонну НКТ с температурным экраном 3, составленным из теплоизолированных НКТ длиной 2000 м и включающим только один кабель нагрева, уложенный по наружной поверхности НКТ; нижняя часть колонны длиной 500 м составлена из НКТ. После чего оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и лубрикаторной площадкой, выкидной линией для подключения к системе сбора; загерметизировали концевой участок кабеля нагрева и подключили его к источнику питания. Подачей питания от регулируемого источника питания на размещенный по наружной поверхности НКТ 1 кабель нагрева осуществляли форсированный путевой нагрев жидкости, находящейся в скважине, до температуры не ниже +40°С. Контроль за температурой жидкости в колонне НКТ 1 вели по величине омического сопротивления токопроводящих жил кабеля нагрева. На фиг.2 приведена кривая II, характеризующая распределение температуры пластового флюида в колонне НКТ 1 в установившемся режиме скважины с установленным на колонне температурным экраном при неподключенном кабеле нагрева. Кривая III характеризует распределение температуры пластового флюида в колонне НКТ в установившемся режиме скважины при включенном кабеле нагрева. Наличие температурного экрана позволяет повысить температуру в подъемных трубах.After removing the geotherm, the well was plugged. They lifted a tubing string 1 from a muffled well without thermal insulation and replaced it with a tubing string with a temperature screen 3 composed of 2000 m of heat-insulated tubing and including only one heating cable laid on the outer surface of the tubing; the lower part of the column 500 m long is composed of tubing. After that, the wellhead was equipped with fountain fittings and a lubricator platform, a flow line for connecting to the collection system; the end portion of the heating cable was sealed and connected to a power source. By supplying power from a regulated power source to a heating cable located on the outer surface of the tubing 1, forced directional heating of the liquid in the well was carried out to a temperature not lower than + 40 ° С. Monitoring the temperature of the liquid in the tubing string 1 was carried out by the magnitude of the ohmic resistance of the conductive conductors of the heating cable. Figure 2 shows the curve II, characterizing the temperature distribution of the reservoir fluid in the tubing string 1 in the steady state of the well with a temperature screen mounted on the string with an unconnected heating cable. Curve III characterizes the temperature distribution of the formation fluid in the tubing string in the steady state of the well with the heating cable turned on. The presence of a temperature screen allows you to increase the temperature in the lifting pipes.
При достижении температуры среды в колонне НКТ 1 +40°С спустили во внутреннюю полость НКТ 1 сваб и свабированием удалили жидкость глушения из скважины в емкость на поверхности. По датчику уровня в емкости и по появлению в жидкости следов пластового флюида завершили полную откачку жидкости глушения, после чего спустили во внутреннюю полость НКТ 4 второй кабель нагрева, подключили его к источнику питания; затем подключили скважину к устьевой арматуре и вывели ее на режим фонтанирования под действием энергии пласта. При этом осуществляли контроль за температурой жидкости в лифте колонны НКТ по омическому сопротивлению кабеля, размещенного во внутренней полости НКТ 4. При значительном ее отклонении от +40°С изменяли полезную мощность источника тепловой энергии, регулируя тем самым тепловой режим в колонне подъемных труб.When the ambient temperature in the tubing string 1 + 40 ° C was reached, 1 swab was lowered into the tubing internal cavity and the killing fluid was removed from the well into a reservoir on the surface by swabbing. By the level sensor in the tank and by the appearance of traces of the formation fluid in the liquid, the complete pumping out of the kill fluid was completed, and then the second heating cable was lowered into the tubing cavity 4 and connected to a power source; then the well was connected to the wellhead and brought it to the mode of flowing under the action of formation energy. At the same time, the temperature of the liquid in the tubing string elevator was monitored by the ohmic resistance of the cable located in the tubing inner cavity 4. With a significant deviation from + 40 ° C, the useful power of the heat source was changed, thereby regulating the thermal regime in the tubing string.
В процессе отбора пластового флюида осуществляли контроль температуры флюида на устье скважины, она должна быть всегда выше выбранной максимальной температуры, при которой добываемый флюид еще сохраняет текучесть в условиях большого охлаждающего воздействия, не менее чем на 0,2%.During the selection of formation fluid, the temperature of the fluid at the wellhead was monitored; it should always be higher than the selected maximum temperature at which the produced fluid still maintains fluidity under conditions of high cooling effect, by no less than 0.2%.
Выбор протяженного теплового излучателя определяется для каждой скважины индивидуально в зависимости от стадии разработки месторождения, экономической целесообразности, значения температуры потери текучести. Конструкция теплового излучателя в виде паропровода с перегретым паром, нефте- или водопровода, заполненных горячей нефтью или водой, представляет собой непрерывную гибкую кольтюбинговую трубу цилиндрической или плоской формы, причем такая труба может иметь сторону, обращенную к потоку добываемого флюида, теплопроводную, а противоположную - термоизолированную.The choice of an extended heat emitter is determined for each well individually, depending on the stage of field development, economic feasibility, and the value of the pour point. The design of a heat radiator in the form of a superheated steam pipeline, oil or water pipe filled with hot oil or water, is a continuous flexible coiled tubing pipe of cylindrical or flat shape, moreover, such a pipe may have a side facing the flow of the produced fluid, heat-conducting, and the opposite thermally insulated.
Регулирование источником тепловой энергии величины тепла, отдаваемого тепловым излучателем в окружающую среду, может быть осуществлено следующим образом:Regulation by the source of thermal energy of the amount of heat released by the heat emitter into the environment can be carried out as follows:
- за счет увеличения температуры горячей нефти (воды);- due to an increase in the temperature of hot oil (water);
- за счет повышения скорости потока жидкости;- by increasing the fluid flow rate;
- изменением напряжения регулируемого источника питания и т.д.- a change in the voltage of the regulated power source, etc.
При механизированных способах добычи пластового флюида, например, с использованием ЭЦН, гидропоршневых, диафрагменных насосов, протяженные излучатели тепловой энергии располагают следующим образом:When mechanized methods of producing reservoir fluid, for example, using ESP, hydraulic piston, diaphragm pumps, extended heat energy emitters are as follows:
- во внутреннюю полость колонны теплоизолированных НКТ в поток добываемого пластового флюида и/или по наружной поверхности колонны НКТ;- into the inner cavity of the column of insulated tubing into the flow of produced reservoir fluid and / or along the outer surface of the tubing string;
- только по наружной поверхности НКТ;- only on the outer surface of the tubing;
- только во внутренней полости НКТ в поток добываемого пластового флюида,- only in the internal cavity of the tubing into the flow of produced reservoir fluid,
причем для наилучшей передачи тепла от теплового излучателя пластовому флюиду тепловой излучатель по наружной поверхности НКТ размещают между стенками теплоизоляционной трубы.and for the best heat transfer from the heat emitter to the formation fluid, the heat emitter on the outer surface of the tubing is placed between the walls of the heat-insulating pipe.
При механизированном способе добычи с использованием глубинных насосов плунжерного типа, винтовых насосов, включающих для передачи движения от привода на дневную поверхность колонну насосных штанг, излучатель тепловой энергии размещают только по наружной поверхности колонны НКТ.In a mechanized production method using plunger-type deep pumps, screw pumps, including a sucker rod string to transmit movement from the drive to the day surface, the heat emitter is placed only on the outer surface of the tubing string.
Создание в скважине теплового режима посредством температурного экрана позволило создать в подъемных трубах температуру, обеспечивающую текучесть пластовому флюиду на всем пути его движения на поверхность (кривая III, фиг.2).The creation of a thermal regime in the well by means of a temperature screen made it possible to create a temperature in the lifting pipes that ensures fluidity of the formation fluid along the entire path of its movement to the surface (curve III, FIG. 2).
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет эффективно эксплуатировать любые скважины, добываемый пластовый флюид которых имеет температуру текучести, находящуюся в области положительных значений температур. Преимущественное применение предлагаемого способа - в скважинах, пробуренных в многолетнемерзлых породах, где очень сильно охлаждающее воздействие со стороны окружающей скважину породы, при этом и сама порода защищена от растепления со стороны потока добываемого флюида.Thus, the present invention allows the efficient operation of any well, the produced reservoir fluid of which has a pour point in the range of positive temperatures. The predominant application of the proposed method is in wells drilled in permafrost, where the cooling effect from the side of the rock surrounding the well is very strong, and the rock itself is protected from thawing from the side of the produced fluid stream.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003136449/03A RU2254461C1 (en) | 2003-12-16 | 2003-12-16 | Well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003136449/03A RU2254461C1 (en) | 2003-12-16 | 2003-12-16 | Well operation method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2254461C1 true RU2254461C1 (en) | 2005-06-20 |
Family
ID=35835848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003136449/03A RU2254461C1 (en) | 2003-12-16 | 2003-12-16 | Well operation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2254461C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
| RU2451161C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
-
2003
- 2003-12-16 RU RU2003136449/03A patent/RU2254461C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7448447B2 (en) | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
| RU2451161C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2494231C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Dewaxing method of oil producing well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4886118A (en) | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil | |
| JO2687B1 (en) | Improved Method Of Developing Subsurface Freeze Zone | |
| US10273782B2 (en) | Method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| CA2594122A1 (en) | Methods and systems for sampling heavy oil reservoirs | |
| EP2928982B1 (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| US20160265325A1 (en) | Downhole induction heater for oil and gas wells | |
| BRPI0814004B1 (en) | TRAINING TEST DEVICE, AND METHODS FOR DETERMINING FRACTURE PRESSURE PRESSURE, FOR DETERMINING PORE PRESSURE, AND FOR DETERMINING TRAINING PROPERTIES IN AN ISOLATED OPEN PART LESS THAN A WELL HOLE | |
| US5535825A (en) | Heat controlled oil production system and method | |
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| RU2254461C1 (en) | Well operation method | |
| WO2016099470A1 (en) | Optimizing matrix acidizing treatment | |
| CN110344801B (en) | Fracturing operation method for combustible ice exploitation, exploitation method and exploitation system | |
| WO2021240121A1 (en) | Storing and extracting thermal energy in a hydrocarbon well | |
| RU2688821C1 (en) | Multifunctional well for extraction of high-viscosity oil | |
| RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
| US20130269949A1 (en) | Cold Heavy Oil Production System and Methods | |
| US20180202274A1 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| BRPI0813537B1 (en) | Method and device for cleaning and sealing a well | |
| US3583488A (en) | Method of improving steam-assisted oil recovery | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2681758C1 (en) | Method of developing super-viscous oil field | |
| CN206267836U (en) | Producing well wax-proofing apparatus and its system | |
| RU2247225C1 (en) | Method for thermal isolation of mouth zone of product well in long frozen rocks | |
| US11939841B2 (en) | Method of maintaining constant and elevated flowline temperature of well | |
| RU2168619C1 (en) | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20110119 |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20110119 Effective date: 20111226 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |