RU2527972C1 - Способ (варианты) и система регулирования эксплуатационной температуры в стволе скважины - Google Patents
Способ (варианты) и система регулирования эксплуатационной температуры в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527972C1 RU2527972C1 RU2013103666/03A RU2013103666A RU2527972C1 RU 2527972 C1 RU2527972 C1 RU 2527972C1 RU 2013103666/03 A RU2013103666/03 A RU 2013103666/03A RU 2013103666 A RU2013103666 A RU 2013103666A RU 2527972 C1 RU2527972 C1 RU 2527972C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- production
- tubing
- string
- cooling fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 111
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 91
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 36
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- 238000013021 overheating Methods 0.000 claims description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000011819 refractory material Substances 0.000 claims description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003779 heat-resistant material Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/001—Cooling arrangements
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта. Охлаждающая текучая среда подается через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, сообщающимися текучей средой с коллектором. Охлаждающая текучая среда смешивается с текучей средой коллектора, и текучие среды получают через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб. Температура добываемых текучих сред регулируется или уменьшается теплообменом с охлаждающей текучей средой, подаваемой через кольцевое пространство для предотвращения чрезмерного рассеяния тепла в геологический пласт. Техническим результатом является повышение эффективности тепловой защиты пласта и регулирования температуры текучих сред. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу, а также к системам регулирования и управления эксплуатационной температурой углеводородов и других текучих сред, получаемых через ствол скважины, выполненный для передачи текучих сред на поверхность земли из подземных зон или пластов добычи.
Общепринятой практикой является бурение одного или нескольких стволов скважин в геологической среде для разведки и добычи углеводородов и других аналогичных текучих сред, находящихся в подземных коллекторах. Существуют ситуации, где полученные текучие среды являются настолько горячими, что имеется опасность перегрева геологических пластов, лежащих выше зоны добычи, таких как слои гидратов или вечной мерзлоты, лежащие выше углеводородного коллектора. Перегрев слоя вечной мерзлоты может, например, вызывать расширение или таяние вечной мерзлоты, создавая, при этом, значительные проблемы для стабильности ствола скважины. Диссоциация зоны гидратов может также обуславливать другие проблемы. Там, где опасность существует, сложившаяся практика состоит в том, что либо ограничивают эксплуатацию до уровня, при котором добываемые текучие среды имеют естественную достаточно низкую температуру, не вызывающую проблем, или используют естественное охлаждение нижней части ствола скважины, находящейся на достаточной глубине и имеющей достаточную длину для обеспечения достаточного естественного охлаждения до прихода текучих сред в опасную зону.
В результате, значительные запасы углеводородов или других полезных ископаемых остаются не разработанными из-за отсутствия нужной технологии. Это происходит, поскольку существующие способы добычи не обеспечивают адекватной тепловой защиты, регулирования и контроля температуры. Таким образом, существует необходимость создания новых способов и систем для преодоления таких ограничений.
Варианты осуществления изобретения включают в себя способ регулирования эксплуатационной температуры ствола скважины, содержащий подачу охлаждающей текучей среды через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб сообщается текучей средой с подземным коллектором; смешивание охлаждающей текучей среды с текучей средой из подземного коллектора; добычу текучей среды через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и регулирование температуры текучей среды, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб с использованием охлаждающей текучей среды, подаваемой через кольцевое пространство.
Варианты осуществления изобретения включают в себя способ регулирования эксплуатационной температуры ствола скважины, содержащий подачу охлаждающей текучей среды через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная обсадная колонна проходит через геологический пласт, лежащий выше подземного коллектора; добычу текучей среды из подземного коллектора через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и предотвращение перегрева геологического пласта с использованием охлаждающей текучей среды для уменьшения температуры текучей среды, получаемой через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб.
Варианты осуществления изобретения включают в себя скважинную систему добычи, содержащую устьевое оборудование; эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, сообщающуюся с устьевым оборудованием и выполненную с возможностью добычи текучих сред из подземного коллектора; эксплуатационная обсадная колонна сообщается с устьевым оборудованием, при этом устьевое оборудование выполнено с возможностью подачи охлаждающей текучей среды через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной при добыче текучих сред через эксплуатационную обсадную колонну, и, при этом, охлаждающая текучая среда подается в зону смешивания, сообщающуюся текучей средой с подземным коллектором; и теплоизоляционный слой, окружающий эксплуатационную обсадную колонну.
Для лучшего понимания деталей изобретения, кратко описанного выше, ниже дано подробное описание вариантов осуществления изобретения с прилагаемыми чертежами. Следует заметить, вместе с тем, что прилагаемые чертежи показывают только типичные варианты осуществления данного изобретения и не ограничивают его объем, изобретение может принимать другие равно эффективные варианты осуществления.
На Фиг.1 показана схема скважинной системы добычи согласно одному варианту осуществления.
Варианты осуществления изобретения можно применять в любой эксплуатационной скважине с эксплуатационной колонной труб, проходящей в обсаженном стволе скважины. В эксплуатационной колонне труб можно использовать звенья теплоизолированных насосно-компрессорных труб (насосно-компрессорных труб с вакуумной теплоизоляцией или другим конструктивным исполнением), установленные обычно, но не обязательно, в верхней секции эксплуатационной колонны труб. Проходящую вниз охлаждающую текучую среду или текучие среды можно вводить в кольцевое пространство или кольцевые пространства ствола скважины на устье эксплуатационной скважины.
Система добычи ствола скважины работает с помощью ввода охлаждающей текучей среды в кольцевое пространство скважины и использования теплообмена между проходящим вниз охлаждающим потоком и проходящим вверх потоком добычи, а также использования теплообмена между проходящим вниз охлаждающим потоком и смежными геологическими пластами, благодаря теплопередаче через обсадную колонну и цемент. В забойной зоне скважины проходящие вниз текучие среды смешиваются с добываемыми текучими средами, и получившиеся в результате текучие среды направляются вверх по колонне труб. Система добычи ствола скважины может включать или не включать в себя пакер или устройство подъема текучей среды.
Охлаждающая текучая среда может содержать одно или несколько из следующего: углеродные соединения, двуокись углерода, азот, углеводороды, воду, легкоплавкие соли и гликоли. Охлаждающая текучая среда может являться смешивающейся или не смешивающейся со скважинными текучими средами. Охлаждающая текучая среда может содержать извлеченную текучую среду (жидкость или газ), добытую из коллектора. Во время работы охлаждающая текучая среда может сепарироваться на поверхности из потока добытых скважинных текучих сред, и затем может охлаждаться и/или повторно использоваться в качестве охлаждающей текучей среды. Один или несколько текучих компонентов из потока полученных скважинных текучих сред могут сепарироваться на поверхности и затем использоваться в качестве охлаждающих текучих сред. Поток полученных скважинных текучих сред может пропускаться через сепарирующее устройство, использующее, среди прочего, способы физического/гравитационного, дистилляционного и/или мембранного сепарирования одного или нескольких компонентов из потока скважинных текучих сред, которые можно использовать в качестве охлаждающей текучей среды.
Температура используемой охлаждающей текучей среды зависит от физических параметров ствола скважины и связанных систем, например глубины скважины, конструкции ствола скважины, характеристик текучей среды, характеристик геологического пласта, характеристик теплопередачи, показателей работы теплоизолированных насосно-компрессорных труб, рабочих расходов текучей среды и температур и других релевантных параметров.
С помощью правильного выбора схемы, размеров, тепловых сопротивлений, охлаждающей текучей среды и других параметров для конструкции ствола скважины и связанных с ним систем потоки в эксплуатационной скважине нагреваются и, таким образом, температурами снаружи ствола скважины можно управлять так, что снаружи ствола скважины температура в геологически опасных зонах не превышает безопасных пределов. Буфер, создаваемый устройством, должен ограничивать поток тепла в геологически опасную зону, расположенную против верхней или промежуточной части ствола скважины, содержащей теплоизолированную насосно-компрессорную трубу, при этом оставшийся поток тепла, входящий в эксплуатационную скважину, безопасно направляется либо к геологическим пластам, расположенным против другой, нетеплоизолированной секции (секций) ствола скважины, или на выход из устьевого оборудования с общим объемом добываемых текучих сред.
Температурные измерения можно выполнять на устьевом оборудовании как для потока текучей среды из скважины, так и для потока текучей среды в скважину. Кроме того, в некоторых случаях достаточной может являться установка в скважине устройств измерения температуры на интервалах обсадной колонны против опасной геологической зоны. Устройства измерения температуры могут устанавливаться на различных интервалах по длине одной или нескольких обсадных колонн и/или ствола скважины для получения измерений температуры текучей среды, проходящей через них, самой обсадной колонны или смежных геологических пластов. Интерпретация полученных температурных данных должна обеспечивать удовлетворительное регулирование работы для поддержания температур противоположных опасных геологических зон на безопасном уровне.
На Фиг.1 показана скважинная система 100 добычи согласно одному варианту осуществления. Скважинная система 100 добычи включает в себя устьевое оборудование 10 регулирования притока текучих среды из ствола 20 скважины, пробуренного через подземный коллектор 24. Ствол 20 скважины также пересекает геологический пласт 22, такой как слой гидратов или вечной мерзлоты, находящийся над коллектором 24. Геологический пласт 22 может представлять собой зону или слой грунтового пласта, пересекаемого стволом 20 скважины с температурой меньше, чем у остального грунтового пласта (или других зон или слоев), пересекаемого стволом 20 скважины. Скважинная система 100 добычи выполнена с возможностью управления температурой текучих сред, таких как углеводороды, извлекаемых из коллектора 24, для предотвращения перегрева геологического пласта 22.
Ствол 20 скважин может иметь крепление наружной промежуточной обсадной колонной 26 и внутренней эксплуатационной обсадной колонной 28, проходящих через геологический пласт 22. Наружная промежуточная и/или внутренняя эксплуатационная обсадные колонны 26, 28 могут цементироваться (и/или крепиться с использованием аналогичного тугоплавкого материала) в стволе 20 скважины для создания конструктивной целостности и герметичности, цементный слой между наружной промежуточной обсадной колонной 26 и геологическим пластом 22 может функционировать в качестве теплоизоляционного слоя, помогающего минимизировать или уменьшать любое рассеяние тепла от ствола 20 скважины в пласт 22. Устьевое оборудование 10 может регулировать приток текучей среды в наружную промежуточную и внутреннюю эксплуатационную обсадные колонны 26, 28 и расход текучей среды из них.
Эксплуатационная колонна 30 насосно-компрессорных труб проходит от устьевого оборудования 10 через геологический пласт 22 в зону, смежную с коллектором 24. Участок или секция эксплуатационной колонны 30 насосно-компрессорных труб могут быть выполнены из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, таких как насосно-компрессорные трубы с вакуумной теплоизоляцией, а остальные или другие участки эксплуатационной колонны 30 насосно-компрессорных труб могут быть выполнены из насосно-компрессорных труб без теплоизоляции. Эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб окружает внутренняя эксплуатационная обсадная колонна 28. Внутренняя эксплуатационная обсадная колонна 28 может перфорироваться для обеспечения притока текучих сред из коллектора 24 во внутреннюю эксплуатационную обсадную колонну 28. Текучие среды из коллектора 24 могут извлекаться на поверхность через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб. Изолирующий элемент 40, такой как пакер, можно использовать для крепления и уплотнения эксплуатационной колонны 30 насосно-компрессорных труб во внутренней эксплуатационной обсадной колонне 28. Элемент 50 подъема текучей среды, такой как насос, можно использовать для перекачки текучих сред из коллектора 24 на поверхность через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб.
Для содействия регулированию температуры текучих сред 35, извлекаемых вверх через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб, охлаждающая текучая среда 15 может одновременно подаваться от устьевого оборудования 10 вниз через кольцевое пространство между эксплуатационной колонной 30 насосно-компрессорных труб и внутренней эксплуатационной обсадной колонной 28. Охлаждающая текучая среда 15 может подаваться при температуре меньше температуры текучих сред 35, проходящих через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб. Охлаждающая текучая среда 15 может проходить через канал внутренней эксплуатационной обсадной колонны 28 и через путь потока, который может содержать обратный клапан 45, соединенный с изолирующим элементом 40. Обратный клапан 45 выполнен с возможностью обеспечивать проход потока текучей среды в одном направлении и предотвращать проход потока текучей среды в противоположном направлении. Охлажденная текучая среда 15 может смешиваться с текучими средами коллектора 24 в зоне 25 смешивания (смежной с коллектором 24 и/или в нижнем конце эксплуатационной обсадной колонны 28) с образованием смешанной или комбинированной текучей среды 35. Охлажденная текучая среда 15 может являться смешивающейся или несмешивающейся с текучими средами коллектора 24. Смешанные или комбинированные текучие среды 35 могут затем извлекаться на поверхность через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб. В одном варианте осуществления текучая среда 35 может содержать охлажденную текучую среду 15, текучую среду коллектора 24 и/или комбинацию охлаждающей текучей среды и текучей среды коллектора.
Охлаждающая текучая среда 15 может уменьшать температуру текучих сред 35, проходящих через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб для минимизации или уменьшения рассеяния тепла в геологический пласт 22. В одном варианте осуществления охлаждающая текучая среда 15 может также уменьшать температуру геологического пласта 22. В одном варианте осуществления температура охлаждающей текучей среды 15 может уменьшаться температурой геологического пласта 22.
Теплообмен между охлаждающей текучей средой 15, добываемыми текучими средами 35 и/или геологическим пластом 22 управляется и регулируется для предотвращения нагрева геологического пласта 22 до температуры выше приемлемого температурного диапазона. В одном варианте осуществления теплообмен можно использовать для поддержания температуры геологического пласта 22 в приемлемом температурном диапазоне. В одном варианте осуществления теплообмен можно использовать для предотвращения охлаждения геологического пласта 22 до температуры ниже приемлемого температурного диапазона.
Теплообменник 60 можно использовать для уменьшения температуры охлаждающей текучей среды 15 перед ее подачей в скважину. Разжижающая текучая среда может добавляться или замещать охлаждающую текучую среду 15 для перемешивания с текучими средами коллектора 24 и улучшения характеристик транспортировки текучей среды 35 (например, уменьшения вязкости) в потоке, извлекаемом на поверхность. Температура охлаждающей текучей среды 15 может зависеть от физических параметров ствола 20 скважины и/или скважинной системы 100 добычи, включающих в себя, без ограничения этим, глубину скважины, конструкцию ствола скважины, характеристики текучей среды, характеристики геологического пласта, характеристики теплопередачи, показатели работы теплоизолированных насосно-компрессорных труб, рабочие расходы текучей среды и температуры. При надлежащем выборе схемы, размеров, тепловых сопротивлений, охлаждающей текучей среды и других параметров для конструктивного исполнения ствола 20 скважины и/или скважинной системы 100 добычи, согласованных с притоком добываемых текучих сред 35 через эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб, температурами ствола 20 скважин можно управлять так, что температура в геологическом пласте 22 не превышает безопасных пределов. Скважинная система 100 добычи выполнена с возможностью ограничения величины теплового потока или теплопередачи от добываемых текучих сред 35 в геологический пласт 22 с безопасным направлением остального теплового потока или теплопередачи добываемых текучих сред 35 либо в геологические пласты ниже опасной зоны, показанной как геологический пласт 22, например, и/или на выход из устьевого оборудования 10.
В одном варианте осуществления кольцевое пространство 32 между внутренней эксплуатационной обсадной колонной 28 и наружной промежуточной обсадной колонной 26 может заполняться желеобразным рассолом или другим теплоизолирующим/термостойким материалом для минимизации или уменьшения рассеяния тепла в смежный геологический пласт 22. В одном варианте осуществления кольцевое пространство 32 или другое кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной 30 насосно-компрессорных труб и геологическим пластом 22, может заполняться азотом или другой теплоизолирующей/термостойкой текучей средой для минимизации или уменьшения рассеяния тепла в смежный геологический пласт 22. В одном варианте осуществления колонна насосно-компрессорных труб может спускаться от устьевого оборудования 10 на место вблизи забоя в кольцевом пространстве 32 для обеспечения подачи и циркуляции газообразного азота через кольцевое пространство 32.
В одном варианте осуществления способ "создания сердечника потока" можно использовать с вариантами осуществления, рассмотренными в данном документе, для регулирования и управления (например, понижения) температуры потока добываемой текучей среды 35. Создание сердечника потока может включать в себя перекачку более вязкой жидкости в виде сердечника, окруженного менее вязкой жидкостью. Более вязкая жидкость может включать в себя углеводороды или другие добываемые текучие среды, такие как добываемые текучие среды 35. Менее вязкая жидкость может включать в себя охлаждающую текучую среду 15, такую как вода. Сердечник потока можно устанавливать, инжектируя менее вязкую жидкость, такую как вода, вокруг более вязкой жидкости при перекачке через трубу. Например, воду можно инжектировать в колонну 30 насосно-компрессорных труб для образования окружающего охлаждающего слоя вокруг сердечника, являющегося потоком добываемых текучих сред 35, перекачиваемых на поверхность. Менее вязкая текучая среда может инжектироваться в эксплуатационную колонну 30 насосно-компрессорных труб в любом месте по ее длине, включающем в себя, без ограничения этим, место выше или ниже насоса 50 и/или выше или ниже изолирующего элемента 45.
В одном варианте осуществления одно или несколько устройств измерения температуры, таких как термопары или датчики других типов, могут устанавливаться на устьевом оборудовании 10 и/или на одном или нескольких местах вдоль по длине обсадных колонн 26, 28/колонны 30 насосно-компрессорных труб для измерения и мониторинга температур в стволе 20 скважины. В одном варианте осуществления температуру текучих сред 15, 35 можно измерять и вести ее мониторинг при их прохождении в ствол 20 скважины и из него. Измеренные данные температуры могут помогать оптимальному регулированию и поддержанию температур в стволе 20 скважины на участках, смежных с геологическим пластом 22.
Варианты осуществления изобретения можно использовать для отличающихся, но аналогичных по целям вариантов применения, где теплопотери ствола скважины должны ограничиваться. Варианты осуществления изобретения являются применимыми для нагнетательных и эксплуатационных скважин, которые бурятся и эксплуатируются с морских платформ различных плавучих сооружений и систем добычи. Вариантам осуществления изобретения можно придавать конфигурацию, изменяя схемы систем, для более глубоких геологических пластов, не выходящих на поверхность на всем протяжении.
Хотя выше описаны варианты осуществления изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения могут разрабатываться без отхода от его базового объема, и объем изобретения определяется приведенной ниже формулой изобретения.
Claims (20)
1. Способ регулирования эксплуатационной температуры ствола скважины, в котором:
подают охлаждающую текучую среду через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб сообщается текучей средой с подземным коллектором;
смешивают охлаждающую текучую среду с текучей средой из подземного коллектора;
осуществляют добычу текучей среды через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и
регулируют температуру текучей среды, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, с использованием охлаждающей текучей среды, подаваемой через кольцевое пространство.
подают охлаждающую текучую среду через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб сообщается текучей средой с подземным коллектором;
смешивают охлаждающую текучую среду с текучей средой из подземного коллектора;
осуществляют добычу текучей среды через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и
регулируют температуру текучей среды, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, с использованием охлаждающей текучей среды, подаваемой через кольцевое пространство.
2. Способ по п.1, в котором дополнительно уменьшают температуру текучей среды, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, с использованием охлаждающей текучей среды.
3. Способ по п.1, в котором дополнительно подают охлаждающую текучую среду через кольцевое пространство при температуре меньше температуры текучей среды, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб.
4. Способ по п.1, в котором эксплуатационная обсадная колонна проходит через геологический пласт, при этом дополнительно создают теплоизоляционный цементный слой между эксплуатационной обсадной колонной и геологическим пластом.
5. Способ по п.1, в котором охлаждающая текучая среда содержит, по меньшей мере, одно из следующего: углеродное соединение, двуокись углерода, азот, углеводороды, вода, легкоплавкие соли и гликоли.
6. Способ по п.1, в котором дополнительно подают разжижающую текучую среду с охлаждающей текучей средой через кольцевое пространство и смешивают разжижающую текучую среду с текучей средой коллектора.
7. Способ по п.1, в котором текучая среда, получаемая через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, включает в себя охлаждающую текучую среду и текучую среду коллектора.
8. Способ по п.1, в котором дополнительно создают термостойкий слой вокруг эксплуатационной обсадной колонны, при этом термостойкий слой включает в себя желеобразный рассол, азот или другую теплоизолирующую текучую среду.
9. Способ по п.1, в котором дополнительно перекачивают текучую среду через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб при инжектировании менее вязкой текучей среды через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб для образования окружающего охлаждающую текучую среду слоя.
10. Способ по п.1, в котором дополнительно сепарируют текучую среду из текучей среды, получаемой из эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, и подают сепарированную текучую среду через кольцевое пространство в качестве охлаждающей текучей среды.
11. Способ регулирования эксплуатационной температуры ствола скважины, в котором:
подают охлаждающую текучую среду через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная обсадная колонна проходит через геологический пласт, лежащий выше подземного коллектора;
получают текучую среду из подземного коллектора через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и предотвращают перегрев геологического пласта, благодаря использованию охлаждающей текучей среды для уменьшения температуры текучей среды, добываемой через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб.
подают охлаждающую текучую среду через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при этом эксплуатационная обсадная колонна проходит через геологический пласт, лежащий выше подземного коллектора;
получают текучую среду из подземного коллектора через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб; и предотвращают перегрев геологического пласта, благодаря использованию охлаждающей текучей среды для уменьшения температуры текучей среды, добываемой через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб.
12. Способ по п.11, в котором дополнительно обеспечивают теплоизоляцию геологического пласта от рассеяния тепла текучей средой, добываемой через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб с использованием, по меньшей мере, одного из следующего: теплоизолирующий цементный слой, слой желеобразного рассола, слой газообразного азота и теплоизолированная насосно-компрессорная труба.
13. Способ по п.11, в котором охлаждающая текучая среда содержит, по меньшей мере, одно из следующего: углеродные соединения, двуокись углерода, азот, углеводороды, воду, легкоплавкие соли и гликоли.
14. Способ по п.11, в котором дополнительно смешивают охлаждающую текучую среду с текучей средой, добываемой из подземного коллектора.
15. Способ по п.14, в котором дополнительно подают разжижающую текучую среду с охлаждающей текучей средой для уменьшения вязкости текучей среды, добываемой из подземного коллектора.
16. Способ по п.14, в котором текучая среда, получаемая через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, включает в себя охлаждающую текучую среду и текучую среду из подземного коллектора.
17. Способ по п.11, в котором дополнительно сепарируют текучую среду из текучей среды, получаемой через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, и подают сепарированную текучую среду через кольцевое пространство в качестве охлаждающей текучей среды.
18. Скважинная система добычи, содержащая:
устьевое оборудование;
эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, сообщающуюся с устьевым оборудованием и выполненную с возможностью добычи текучей среды из подземного коллектора;
эксплуатационную обсадную колонну, сообщающуюся с устьевым оборудованием, при этом устьевое оборудование выполнено с возможностью подачи охлаждающей текучей среды через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при добыче текучих сред через эксплуатационную обсадную колонну, при этом охлаждающая текучая среда подается в зону смешивания, сообщающуюся текучей средой с подземным коллектором; и
теплоизоляционный слой, окружающий эксплуатационную обсадную колонну.
устьевое оборудование;
эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, сообщающуюся с устьевым оборудованием и выполненную с возможностью добычи текучей среды из подземного коллектора;
эксплуатационную обсадную колонну, сообщающуюся с устьевым оборудованием, при этом устьевое оборудование выполнено с возможностью подачи охлаждающей текучей среды через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, при добыче текучих сред через эксплуатационную обсадную колонну, при этом охлаждающая текучая среда подается в зону смешивания, сообщающуюся текучей средой с подземным коллектором; и
теплоизоляционный слой, окружающий эксплуатационную обсадную колонну.
19. Система по п.18, в которой теплоизолирующий слой включает в себя, по меньшей мере, одно из следующего: цемент или тугоплавкий материал, желеобразный рассол и азот или другую теплоизолирующую текучую среду.
20. Система по п.18, в которой участок эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб включает в себя теплоизолированные насосно-компрессорные трубы.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261593122P | 2012-01-31 | 2012-01-31 | |
| US61/593,122 | 2012-01-31 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013103666A RU2013103666A (ru) | 2014-08-10 |
| RU2527972C1 true RU2527972C1 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=48869269
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013103666/03A RU2527972C1 (ru) | 2012-01-31 | 2013-01-28 | Способ (варианты) и система регулирования эксплуатационной температуры в стволе скважины |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9194214B2 (ru) |
| CA (1) | CA2803428C (ru) |
| RU (1) | RU2527972C1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2832777C (en) * | 2012-11-13 | 2017-06-06 | Javed Shah | Snubbing stack |
| US9518434B1 (en) | 2013-10-23 | 2016-12-13 | Drill Cool Systems, Inc. | System for ascertaining and managing properties of a circulating wellbore fluid and method of using the same |
| US10011764B2 (en) * | 2015-02-12 | 2018-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Porous cement composition for propping fractures open |
| CA3132329A1 (en) | 2019-03-01 | 2020-09-10 | Great Basin Brine, Llc | Method of maintaining constant and elevated flowline temperature of well |
| WO2020215150A1 (en) * | 2019-04-26 | 2020-10-29 | General Energy Recovery Inc. | Apparatus, method and wellbore installation to mitigate heat damage to well components during high temperature fluid injection |
| CN112096278A (zh) * | 2019-06-18 | 2020-12-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于冻土地区的固井方法 |
| CN111219166A (zh) * | 2020-01-09 | 2020-06-02 | 中国石油化工股份公司有限公司工程技术研究院 | 冻土层带寄生管真空套管固井隔热降温系统及降温方法 |
| CN113882834A (zh) * | 2020-08-18 | 2022-01-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油气井或地热井的井筒环空主动降温装置及方法 |
| WO2022103398A1 (en) * | 2020-11-13 | 2022-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for reducing hydraulic fracture breakdown pressure via preliminary cooling fluid injection |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU426028A1 (ru) * | 1971-04-23 | 1974-04-30 | О. Г. Ильский, В. И. Марон , А. Темчин | Способ понижения температуры грунтавблизи газовой скважины, эксплуатируемойв зоне вечной мерзлоты |
| RU2170810C2 (ru) * | 1999-05-13 | 2001-07-20 | ОАО "Газпром" | Способ предотвращения растепления околоствольного пространства скважины в зоне мерзлоты |
| RU2187630C2 (ru) * | 2000-06-19 | 2002-08-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2187631C2 (ru) * | 2000-10-09 | 2002-08-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Способ разработки нефтяной залежи |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3357490A (en) * | 1965-09-30 | 1967-12-12 | Mobil Oil Corp | Apparatus for automatically introducing coolant into and shutting down wells |
| AU513304B2 (en) | 1976-10-28 | 1980-11-27 | Kennecott Copper Corporation | Downhole heat exchanger in mining |
| BRPI0719868A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para abaixar a temperatura de uma formação subsuperficial, e para formar uma parede congelada em uma formação subsuperficial |
-
2013
- 2013-01-24 CA CA2803428A patent/CA2803428C/en active Active
- 2013-01-24 US US13/749,288 patent/US9194214B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-01-28 RU RU2013103666/03A patent/RU2527972C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU426028A1 (ru) * | 1971-04-23 | 1974-04-30 | О. Г. Ильский, В. И. Марон , А. Темчин | Способ понижения температуры грунтавблизи газовой скважины, эксплуатируемойв зоне вечной мерзлоты |
| RU2170810C2 (ru) * | 1999-05-13 | 2001-07-20 | ОАО "Газпром" | Способ предотвращения растепления околоствольного пространства скважины в зоне мерзлоты |
| RU2187630C2 (ru) * | 2000-06-19 | 2002-08-20 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2187631C2 (ru) * | 2000-10-09 | 2002-08-20 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Способ разработки нефтяной залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130192834A1 (en) | 2013-08-01 |
| CA2803428C (en) | 2017-03-07 |
| CA2803428A1 (en) | 2013-07-31 |
| RU2013103666A (ru) | 2014-08-10 |
| US9194214B2 (en) | 2015-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527972C1 (ru) | Способ (варианты) и система регулирования эксплуатационной температуры в стволе скважины | |
| US9726157B2 (en) | Enhanced geothermal systems and methods | |
| Guo et al. | Well productivity handbook | |
| AU2012379683A1 (en) | Enhanced geothermal systems and methods | |
| US11674718B2 (en) | Well completion converting a hydrocarbon production well into a geothermal well | |
| CN109356560B (zh) | 原位开采方法和原位开采井网 | |
| Shen | SAGD for heavy oil recovery | |
| CA3177047A1 (en) | Geothermal heating of hydrocarbon reservoirs for in situ recovery | |
| Sahin et al. | Design, implementation and early operating results of steam injection pilot in already CO2 flooded deep-heavy oil fractured carbonate reservoir of Bati Raman Field, Turkey | |
| US20140352973A1 (en) | Method and system for stimulating fluid flow in an upwardly oriented oilfield tubular | |
| CA3193064A1 (en) | Geothermal heat exchange apparatus | |
| US3438442A (en) | Low-temperature packer | |
| Śliwa et al. | The application of vacuum insulated tubing in deep borehole heat exchangers | |
| US9328592B2 (en) | Steam anti-coning/cresting technology ( SACT) remediation process | |
| US20180355706A1 (en) | Processes for effecting hydrocarbon production from reservoirs having a low permeability zone by cooling and heating | |
| US20230374976A1 (en) | Geothermal well designs and control thereof for extraction of subsurface geothermal power | |
| US3774684A (en) | Hot fluid injection into hydrocarbon resevoirs | |
| RU2187630C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2310743C1 (ru) | Способ теплового воздействия на нефтяной пласт | |
| US11994010B2 (en) | Isolation devices and flow control device to control fluid flow in wellbore for geothermal energy transfer | |
| RU2642611C1 (ru) | Способ аккумуляции холода в пласте | |
| CA3136916A1 (en) | Geothermal heating of hydrocarbon reservoirs for in situ recovery | |
| CA2889447C (en) | Cooperative multidirectional fluid injection and enhanced drainage length in thermal recovery of heavy oil | |
| van Nispen et al. | Application of Smart, Fractured Water Injection Technology in the Piltun-Astokhskoye Field, Sakhalin Island, Offshore Russia | |
| Mohamed et al. | SPE-183748-MS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200129 |