RU2559975C1 - Heating method of well bottom hole area and device for its implementation - Google Patents
Heating method of well bottom hole area and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559975C1 RU2559975C1 RU2014122251/03A RU2014122251A RU2559975C1 RU 2559975 C1 RU2559975 C1 RU 2559975C1 RU 2014122251/03 A RU2014122251/03 A RU 2014122251/03A RU 2014122251 A RU2014122251 A RU 2014122251A RU 2559975 C1 RU2559975 C1 RU 2559975C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- heater
- heating
- downhole
- power
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for thermal effects on the bottom-hole zone, reducing the viscosity of the wellbore fluid before receiving the submersible pump and to prevent the formation of asphaltene-paraffin-hydrate deposits.
Известен способ воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2379495), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины. Добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт. Объем и давление закачки разогретой продукции и, соответственно, глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт. В каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины. Устройство включает скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне НКТ. Колонна НКТ выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонные пространства скважины. Ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос. Колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.A known method of influencing an oil reservoir (patent RU No. 2379495), including the descent of a borehole electric heater on a string of tubing in the interval of the oil reservoir with subsequent heating and production of heated products from the well. The production of pre-heated well products is carried out with periodic injection of pre-heated well products back into the oil reservoir. The volume and pressure of the injection of heated products and, accordingly, the depth of penetration of the heated products into the oil reservoir are increased with each period until the maximum permissible pressure of the injection of products into the oil reservoir is reached. In each of the periods, the volume of injection of heated products back into the oil reservoir is several times less than the volume of extracted heated products from the well. The device includes a downhole electric heater with a current lead, placed on the tubing string. The tubing string is above the borehole electric heater, but below the dynamic level of production in the borehole, equipped with a packer hermetically separating the annulus of the borehole. Radial holes are made below the packer in the tubing string, and an inserted sucker-rod deep pump is installed in the tubing string above the packer. The tubing string is drowned from below, which increases the heat transfer area in the tubing string section from the plug to the radial holes.
Недостатком данного способа является то, что добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, соответственно, на время закачки добыча прекращается, что приводит к скважинному простою. Учитывая, что способ предназначен для скважин, оборудованных штанговыми насосами, характеризующимися малыми дебитами, практической эффективности он не имеет.The disadvantage of this method is that the production of pre-heated well products is carried out with periodic injection of pre-heated well products back into the oil reservoir, respectively, during the injection, production stops, which leads to downhole downtime. Given that the method is intended for wells equipped with sucker rod pumps characterized by low flow rates, it does not have practical effectiveness.
Известен скважинный электронагреватель (патент RU №2198284), содержащий токоподвод с установленным под ним трубчатым корпусом с размещенным на его поверхности длинномерным нагревательным элементом в виде кабеля с возможностью подачи в него через токоподвод питающего напряжения от источника. Отличается это нагреватель тем, что имеет заземление к трубчатому корпусу и в нем использован кабель с малым электрическим сопротивлением, установленный в ферромагнитной трубке вдоль трубчатого корпуса с возможностью образования замкнутого контура и подачи от источника питающего переменного напряжения. При этом кабель с малым электрическим сопротивлением установлен в ферромагнитной трубке вдоль трубчатого корпуса по его периметру в виде многоходовой последовательности параллельных длинномерных нагревательных элементов. Причем ферромагнитная трубка выполнена разделенной на секции, количество которых определено расчетом в зависимости от интенсивности искривления эксплуатационной колонны и габаритных размеров. Способ его применения включает спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины.A well-known electric heater (patent RU No. 2198284) containing a current lead with a tubular body mounted under it with a long heating element on its surface in the form of a cable with the possibility of supplying voltage through it from the source through the current lead is known. This heater differs in that it is grounded to the tubular body and it uses a cable with low electrical resistance installed in a ferromagnetic tube along the tubular body with the possibility of forming a closed loop and supplying from a source of supplying alternating voltage. In this case, a cable with low electrical resistance is installed in the ferromagnetic tube along the tubular housing along its perimeter in the form of a multi-pass sequence of parallel long-length heating elements. Moreover, the ferromagnetic tube is made divided into sections, the number of which is determined by calculation depending on the intensity of the curvature of the production string and overall dimensions. The method of its application includes the descent of the borehole electric heater on the tubing string into the interval of the oil reservoir, followed by heating and production of heated products from the well.
Недостатком данного способа является его низкая эффективность из-за незначительного увеличения нефтеоотдачи нефтяного пласта, так как радиус прогрева невелик, а это не обеспечивает приток нефти к скважине с удаленной от скважины зоны. Более того, в результате практического применения данного способа выявлено, что наибольшее увеличение дебита по нефти достигнуто в низкодебитных (до 2,0 тонн/сутки) добывающих скважинах. В добывающих скважинах с начальным дебитом 3-5 тонн/сутки относительное увеличение дебита за счет применения данного электронагревателя значительно ниже. Отсюда следует, что использование данного электронагревателя с целью интенсификации добычи нефти целесообразно только в низкодебитных добывающих скважинах (с дебитом до 2,0 тонн/сутки).The disadvantage of this method is its low efficiency due to a slight increase in oil recovery of the oil reservoir, since the heating radius is small, and this does not ensure the flow of oil to the well from a zone remote from the well. Moreover, as a result of the practical application of this method, it was found that the largest increase in oil production was achieved in low-production (up to 2.0 tons / day) production wells. In production wells with an initial flow rate of 3-5 tons / day, the relative increase in flow rate due to the use of this electric heater is significantly lower. It follows that the use of this electric heater in order to intensify oil production is advisable only in low-rate producing wells (with a flow rate of up to 2.0 tons / day).
Недостатками обоих аналогов являются:The disadvantages of both analogues are:
- сложное их конструктивное устройство;- their complex constructive device;
- большинство нагревателей имеет высокое электрическое сопротивление нагревательного элемента, что требует приложения большой электрической мощности, поэтому они не работают на более глубокозалегающих пластах;- most heaters have a high electrical resistance of the heating element, which requires the application of high electrical power, so they do not work on deeper layers;
- при малых потоках выделяют большое количество нерегулируемого тепла на малую единицу длины и потому работают недолговечно и недостаточно надежно;- at low flows, a large amount of unregulated heat is released per small unit of length and therefore they work for a short time and not reliably;
- недостаточная эффективность для тепловой обработки мощных пластов, а также для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений;- lack of efficiency for heat treatment of thick formations, as well as to prevent the formation of asphaltene-paraffin-hydrate deposits;
- низкая эффективность для прогрева и снижения вязкости продукции скважин на приеме глубинных насосов;- low efficiency for heating and reducing the viscosity of well products at the reception of deep pumps;
- отсутствие оперативного контроля за температурой нагревателя и автоматического управления нагревом.- lack of operational control over the temperature of the heater and automatic control of heating.
Задачей изобретения является создание и применение эффективного способа прогрева призабойной зоны скважины на интервале перфорации, непосредственного нагрева скважинной жидкости в районе установки скважинного нагревателя, снижения вязкости скважинной жидкости, а также предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Достигаемым техническим результатом применения нагревателя является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса.The objective of the invention is the creation and application of an effective method of heating the bottom-hole zone of the well on the perforation interval, direct heating of the wellbore fluid in the area of installation of the wellbore heater, reducing the viscosity of the wellbore fluid, as well as preventing the formation of asphaltene-paraffin-hydrate deposits. Achievable technical result of the use of the heater is to increase the efficiency of thermal effects on the near-wellbore space in the area of installation of the downhole heater, increase the flow of fluid from the reservoir and reduce the viscosity of the downhole fluid in front of the downhole pump intake filter.
Поставленная задача и достигаемый технический результат обеспечиваются в заявленном способе прогрева призабойной зоны скважины, характеризуемом тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей и производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. При этом в нижней трубе, на которой укрепляют нагреватель, изготавливают щелевые отверстия, через которые осуществляют свободное перемещение нагретой скважинной жидкости из затрубного пространства во внутреннее пространство НКТ и обратно, а сам скважинный нагреватель используют как со штанговыми глубинными насосами, так и с электрическими центробежными и винтовыми насосами и в фонтанных и газлифтных скважинах.The task and the technical result achieved are provided in the claimed method of heating the bottom-hole zone of the well, characterized in that one or more connected downhole wells are lowered into the bottom-hole zone of the well in the perforation interval on the liner from the tubing below the downhole submersible equipment, depending on the required length and heating power electric resistive heaters and produce controlled heating of the near-wellbore space of the bottom-hole zone and the formation entering the well second fluid. In this case, slot holes are made in the lower pipe on which the heater is fixed, through which the heated well fluid is freely transferred from the annulus to the tubing interior and back, and the well heater itself is used both with rod-type deep pumps and with electric centrifugal and screw pumps and in fountain and gas lift wells.
Одновременно с помощью станции управления поддерживают в автоматическом режиме заданную температуру нагревателя и контролируют температуру отходящего от нагревателя потока и температуру выходящего потока жидкости на устье скважины, а подачу необходимой мощности на нагреватель с учетом контрольных измерений автоматически регулируют программируемым контроллером станции управления заданной температурой нагревателя. Тем самым на призабойную зону скважины оказывают необходимое тепловое воздействие. Разновидностью выполнения операции необходимого теплового воздействия в заявленном способе является то, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации одновременно с скважинным нагревателем в силовом кабеле опускают капиллярную трубку и подают химические реагенты. В результате при этом на призабойную зону скважины оказывают одновременное комплексное тепловое и химическое воздействие.At the same time, with the help of the control station, the set temperature of the heater is automatically maintained and the temperature of the outgoing stream from the heater and the temperature of the outgoing liquid flow at the wellhead are controlled, and the supply of the required power to the heater, taking into account the control measurements, is automatically controlled by the programmed controller of the station to control the set temperature of the heater. Thus, the necessary thermal effect is exerted on the bottomhole zone of the well. A variation of the operation of the necessary heat exposure in the claimed method is that in the bottomhole zone of the well in the perforation interval simultaneously with the well heater in the power cable, the capillary tube is lowered and chemical reagents are supplied. As a result, at the same time, a complex thermal and chemical effect is exerted on the bottomhole zone of the well.
Поставленная задача и достигаемый технический результат обеспечиваются также с помощью заявленного устройства для осуществления способа прогрева призабойной зоны скважины, составленного из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и, воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Введенный в устройство силовой кабель, соединяющий станцию управления и скважинный нагреватель, составлен из измерительных датчиков, силовых жил для передачи электрической мощности, измерительных жил для передачи контрольных сигналов и капиллярного канала для подачи химических ингибиторов и поверхностно-активных веществ в призабойную зону скважины.The task and the technical result achieved are also provided using the claimed device for implementing a method for heating the bottom-hole zone of a well, composed of interconnected downhole heaters in the form of surface-controlled heating elements and an air compression chamber or a hydraulic protection unit, with the possibility of compensating for the compression effects of the heated coolant . The device also includes an internal temperature sensor and a power regulator supplied to the downhole heater, made in the form of a thyristor rectifier unit controlled by a programmable controller of the heating control station connected to it with the main indicator in the form of temperature characteristics of the device. The power cable inserted into the device connecting the control station and the downhole heater is composed of measuring sensors, power cores for transmitting electrical power, measuring cores for transmitting control signals and a capillary channel for supplying chemical inhibitors and surfactants to the bottomhole zone of the well.
В заявленном устройстве нагреватель может быть смонтирован из идентичных друг другу секций одинаковой или различной мощности с количеством секций нагревателя, выбранном в пределах от 2 до 12.In the claimed device, the heater can be mounted from identical sections of the same or different power with the number of sections of the heater selected in the range from 2 to 12.
Заявленные способ и устройство целесообразно схематически проиллюстрировать с помощью следующих фигур чертежейThe claimed method and device, it is advisable to schematically illustrate using the following figures of the drawings
На фиг. 1 отображена принципиальная схема погружной части устройства: 1а) для электрического и 1б) для механического погружного оборудования.In FIG. 1 shows a schematic diagram of the submersible part of the device: 1a) for electrical and 1b) for mechanical submersible equipment.
На фиг. 2 отображена принципиальная схема погружной части устройства: 2а) для электрического и 2б) для механического способа добычи.In FIG. 2 shows a schematic diagram of the submersible part of the device: 2a) for electric and 2b) for the mechanical mining method.
На фиг. 3 отображена принципиальная схема наземной части устройства: 3а) схема наземного оборудования и 3б) схема наземного оборудования с дозаторной установкой.In FIG. 3 shows a schematic diagram of the ground part of the device: 3a) a diagram of ground equipment and 3b) a diagram of ground equipment with a metering unit.
На фиг. 4 изображено поперечное сечение силового погружного электрического кабеля: 4а) с измерительными жилами и 4б) с измерительными жилами и с встроенным внутрь капиллярным каналом.In FIG. 4 shows a cross section of a power submersible electric cable: 4a) with measuring cores and 4b) with measuring cores and with a capillary channel built in.
На фиг. 5 изображены принципиальные схемы секционного скважинного нагревателя: 5а) верхней нагревательной секции, 5б) промежуточной нагревательной секции, 5в) нижней нагревательной секции.In FIG. 5 shows the schematic diagrams of a sectional downhole heater: 5a) of the upper heating section, 5b) of the intermediate heating section, 5c) of the lower heating section.
Перечень элементов, пронумерованных на фигурах чертежей:The list of elements numbered in the figures of the drawings:
1 Скважинный нагреватель (фиг. 2),1 Downhole heater (Fig. 2),
2 Корпус нагревателя,2 heater housing,
3 Верхняя головка,3 upper head,
4 Нижняя головка,4 lower head,
5 Колодка токоввода,5 current lead block,
6 Нагревательные элементы,6 heating elements,
7 Внутренняя труба (фиг. 1),7 Inner pipe (Fig. 1),
8 Верхняя заливная пробка,8 upper filler plug,
9 Пробка контрольного уровня,9 Stopper plug
10 Нижняя сливная пробка,10 lower drain plug,
11 Теплоноситель,11 coolant,
12 Внутренний термодатчик нагревателя,12 Internal heater temperature sensor,
13 Воздушная компенсационная полость,,13 Air Compensation Cavity ,,
14 Нижняя труба хвостовика (фиг. 2),14 The lower pipe of the shank (Fig. 2),
15 Щелевые отверстия нижней трубы (фиг. 2),15 Slotted holes of the lower pipe (Fig. 2),
16 Хвостовик,16 Shank,
17 Муфта скважинного нагревателя,17 downhole heater clutch,
18 Двигатель погружного насосного оборудования,18 Engine submersible pumping equipment,
19 Скважинный погружной насос (фиг. 2),19 Well submersible pump (Fig. 2),
20 Муфта погружного оборудования,20 coupling of submersible equipment,
21 Колонна насосно-компрессорных труб,21 tubing string,
22 Силовой кабель скважинного нагревателя (фиг. 2),22 Power cable downhole heater (Fig. 2),
23 Силовой кабель погружного насосного оборудования,23 Power cable for submersible pumping equipment,
24 Пояса крепления (клямсы),24 fastening belts (clamps),
25 Эксплуатационная колонна,25 production string,
26 Интервал перфорации,26 perforation interval,
27 Нефтяной пласт (фиг. 2),27 Oil reservoir (Fig. 2),
28 Кабельный ввод силового кабеля (фиг. 3),28 Cable entry of the power cable (Fig. 3),
29 Устьевой термодатчик,29 Wellhead temperature sensor,
30 Выкидной манифольд (фиг. 3),30 Flip manifold (Fig. 3),
31 Фонтанная арматура (фиг. 3),31 Fountain fittings (Fig. 3),
32 Клеммная (газоотделительная) коробка,32 terminal (gas separation) box,
33 Силовой кабель обвязки наружного оборудования (фиг. 3),33 Power cable strapping outdoor equipment (Fig. 3),
34 Станция управления,34 control station,
35 Повышающий трансформатор,35 step-up transformer,
36 Дозирующее устройство (фиг. 3),36 Dosing device (Fig. 3),
37 Токоподводящая жила (фиг. 4),37 Current-carrying core (Fig. 4),
38 Изоляционная оболочка,38 Insulation sheath,
39 Изополимерная защитная ткань,39 Isopolymer protective fabric,
40 Защитная металлическая броня,40 protective metal armor,
41 Измерительная жила (фиг. 4)41 Measuring core (Fig. 4)
42 Капиллярная трубка,42 capillary tube,
43 Соединительный фланец для секционной сборки.43 Connecting flange for sectional assembly.
Более детально предлагаемые способ и устройство целесообразно описать с использованием указанных иллюстраций следующим образом. Сначала изучают технологические данные по скважине (практический дебит, геологический прогноз, возможности пласта или нескольких пластов, мощность насосного оборудования, устанавливаемого в скважине, режим работы скважины, пластовые температуры и т.д.), на основе которых подбирают нагреватель 1 (фиг. 1, 2) или сборку нагревателей нужной длины и необходимой расчетной мощности. После чего монтируют один или несколько нагревателей 1 на хвостовике 16 из насосно-компрессорных труб, причем в зависимости от способа добычи нижняя труба 14 может содержать щелевые отверстия 15, общая площадь которых позволяет скважинной жидкости свободно перемещаться из внутреннего пространства НКТ в затрубное и обратно, а верхняя труба 16 закрепляется на нижней муфте 17 погружного насосного оборудования 18.It is advisable to describe the proposed method and device in more detail using these illustrations as follows. First, the technological data on the well is studied (practical flow rate, geological forecast, formation or several formation capabilities, pumping equipment installed in the well, well operation mode, formation temperatures, etc.), based on which
Силовой кабель скважинного нагревателя 22 подключается к колодке токоввода скважинного нагревателя 5 через специальный штекер, причем для удобства обслуживающего персонала и колодка нагревателя 5, и кабельный штекер выполнены аналогично штекеру токоввода погружного оборудования. При этом и колодка 5, и штекер, в зависимости от конструкции скважины, нагревателя и скважинного оборудования, могут выполняться в различных вариантах, наиболее подходящих в каждом конкретном случае. Затем проводят монтаж погружного насосного оборудования 18-19 через муфту 20 на колонну НКТ 21 и спуск колонны НКТ 21 в скважину таким образом, чтобы верхняя часть скважинного нагревателя 1 располагалась на одном уровне с верхней границей зоны перфорации 26. Габарит погружного насосного оборудования 18 подбирают таким образом, чтобы обеспечить свободный пропуск силового кабеля 22 питания скважинного нагревателя между корпусом насоса 19 (двигателя 18) и эксплуатационной (обсадной) колонной 25. Силовые кабели скважинного нагревателя 22 и погружного насосного оборудования 23 могут крепиться к НКТ различными вариантами, в зависимости от комплектации оборудования, оснащенности и квалификации бригад подземного ремонта: только поясами крепления 24 (клямсами), с применением защитных протекторов, протекторов-центраторов, выполненных из различных материалов, от пластмассы до нержавеющей стали.The power cable of the
Вывод силовых кабелей 22 и 23 из затрубного пространства скважины осуществляется через стандартные кабельные вводы 28 (фиг. 3) погружного оборудования, установленные в планшайбе фонтанной арматуры 31. Во время монтажа устьевого оборудования скважины на выкидном манифольде 30 фонтанной арматуры 31 (желательно до штуцера) монтируется устьевой термодатчик 29 контроля температуры выходящего потока. Затем силовой кабель нагревателя 22 через газоотделительную (клеммную) коробку 32 и силовой кабель обвязки наземного оборудования 33 подключают к станции управления нагревом 34. При этом в некоторых случаях могут использовать повышающий трансформатор 35. Капиллярный канал 42 выводят из силового кабеля 22 и подключают к дозирующему устройству 36.The output of
Непосредственно сам комбинированный силовой кабель питания скважинного нагревателя 22 (фиг. 4) представляет из себя набор из трех токоподводящих жил (две из которых являются силовыми 37, а третья - измерительная 41), покрытых изоляционной оболочкой 38. Дополнительно силовой кабель может включать в себя капиллярную трубку 42. Жилы 37, 41 и капилляр 42 в оболочке 38 обвиваются изополимерной защитной тканью 39, а затем покрываются металлической броней 40. Вывод кабеля с капилляром из скважины осуществляется через стандартный кабельный ввод 28 фонтанной арматуры 31.The combined power cable of the
После окончания спуска колонны НКТ и монтажа устьевого оборудования перед запуском скважины в работу включают скважинный нагреватель для прогрева окружающей и вышестоящей скважинной жидкости. Температура скважинного нагревателя при этом поддерживается станцией управления в пределах 30-95% от максимально допустимой. За счет тепловой конвекции прогретая жидкость поднимается к насосу, что обеспечивает уменьшение нагрузки на погружное насосное оборудование в момент запуска. Контроль за увеличением температуры скважинной жидкости осуществляют с помощью контрольно-измерительной аппаратуры (ТМС) на входе погружного оборудования. При этом одновременно происходит прогрев перфорационного интервала скважины.After the descent of the tubing string and installation of the wellhead equipment is completed, before the start of the well, a downhole heater is turned on to heat the surrounding and superior downhole fluid. The temperature of the downhole heater is maintained by the control station within 30-95% of the maximum allowable. Due to thermal convection, the heated liquid rises to the pump, which reduces the load on the submersible pumping equipment at the time of start-up. Monitoring the increase in temperature of the borehole fluid is carried out using instrumentation (TMS) at the entrance of the submersible equipment. In this case, the perforation interval of the well is simultaneously heated.
После прогрева скважинной жидкости до необходимой температуры (обычно на 5-50°C превышающей первичную, в зависимости от условий скважины, времени работы нагревателя, длины хвостовика и т.п.) запускают скважину в работу. Одновременно с разгоном скважины и выводом скважины на оптимальный режим насосного оборудования проводят настройку параметров скважинного нагревателя с учетом постепенного прогрева околоскважинного пространства. Для этого мощность, подаваемую на скважинный нагреватель, первоначально устанавливают таким образом, чтобы температура скважинного нагревателя в первые дни работы составляла в пределах 50-90% от максимально допустимой. В дальнейшем, одновременно с постепенным прогревом призабойной зоны и околоскважинного пространства, температура скважинного нагревателя постепенно поднимается до установленных 80-95% от максимально допустимой.After warming the wellbore fluid to the required temperature (usually 5-50 ° C higher than the primary one, depending on the well’s conditions, heater operating time, liner length, etc.), the well is put into operation. Simultaneously with the acceleration of the well and the conclusion of the well to the optimal mode of pumping equipment, the parameters of the well heater are adjusted taking into account the gradual heating of the near-wellbore space. For this, the power supplied to the downhole heater is initially set so that the temperature of the downhole heater in the first days of operation is within 50-90% of the maximum allowable. In the future, simultaneously with the gradual heating of the bottom-hole zone and near-wellbore space, the temperature of the downhole heater gradually rises to the established 80-95% of the maximum allowable.
Устройство для осуществления данного способа состоит из электрического резистивного скважинного нагревателя 1, закрепленного на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ) 16, закрепленных на нижней муфте 17 скважинного оборудования 18, причем нижняя труба хвостовика 14 которого может содержать щелевые отверстия 15, силового кабеля 22, предназначенного для передачи электрической мощности от станции управления к нагревателю, и который может содержать капиллярный канал 42 для подачи химических ингибиторов. Через кабельный ввод 28 фонтанной арматуры 31 силовой кабель 22 через газоотделительную (клеммную) коробку 32 и кабель обвязки 33 соединяется со станцией управления нагревом 34.A device for implementing this method consists of an electric resistive
Регулировка мощности, подаваемой на скважинный нагреватель 1, осуществляется тиристорным выпрямительным блоком, управляемым программируемым контроллером станции управления нагревом 34. Так как при использовании скважинных нагревателей на больших глубинах происходит большая потеря мощности по напряжению, подаваемому на нагреватель, в схему электропитания устройства может быть включен повышающий трансформатор 35.The power supplied to the
Устройство для осуществления прогрева призабойной зоны скважины работает следующим образом.A device for heating the bottom-hole zone of a well works as follows.
Принцип работы скважинного электрического резистивного нагревателя заключается в передаче тепла от нагревательных элементов через теплоноситель в призабойную зону скважины и нагреве скважинной жидкости, проходящей снаружи нагревателя и через внутренний гидравлический канал нагревателя.The principle of operation of a borehole electric resistive heater is to transfer heat from the heating elements through the coolant to the bottomhole zone of the borehole and to heat the borehole fluid passing outside the heater and through the internal hydraulic channel of the heater.
При запуске скважинного нагревателя в сборе (фиг. 1) в работу одновременно с прогревом скважинной жидкости в интервале перфорации происходит передача тепла на внутренние стенки эксплуатационной колонны и далее на призабойную зону. В результате прогревается скважинная жидкость, находящаяся не только внутри эксплуатационной колонны, но и в околоскважинном пространстве, а на интервале перфорации образуется застойная зона разогретой продукции. Тепловая конвекция жидкости позволяет увеличить зону прогрева скважины не только в пределах нагревателя, но и выше, включая приемную зону насосного оборудования, что позволяет значительно снизить нагрузку при запуске насосного оборудования в работу.When starting the downhole heater assembly (Fig. 1) into operation simultaneously with heating the downhole fluid in the perforation interval, heat is transferred to the inner walls of the production string and then to the bottom hole zone. As a result, the borehole fluid warms up, located not only inside the production string, but also in the near-wellbore space, and a stagnant zone of the heated product is formed on the perforation interval. Thermal convection of the fluid allows you to increase the zone of heating of the well not only within the heater, but also higher, including the receiving zone of the pumping equipment, which can significantly reduce the load when starting up the pumping equipment.
После запуска скважины в работу скважинная жидкость, поступающая из пласта в скважину, частично проходит вдоль стенок эксплуатационной колонны, соприкасаясь с наружной поверхностью нагревателя, а другая часть проходит через внутреннюю трубку скважинного нагревателя. При этом происходит максимальная передача тепловой мощности от нагревателя скважинной жидкости, а через нее и в околоскважинное пространство.After the well is put into operation, the well fluid coming from the formation into the well partially passes along the walls of the production string in contact with the outer surface of the heater, and the other part passes through the inner tube of the downhole heater. In this case, the maximum transfer of thermal power from the heater of the borehole fluid, and through it to the near-wellbore space, takes place.
Прогретая скважинная жидкость поступает в насос, затем по насосно-компрессорным трубам выходит на поверхность. Повышение температуры скважинной жидкости на 10-30°C перед приемом погружного насоса позволяет снизить вязкость поступающей в насос жидкости от 2-х до 8-ми раз, что оказывает существенное влияние на скорость и условия прохождения скважинной жидкости по насосно-компрессорным трубам. Комплексное использование скважинного нагревателя и химических ингибиторов, поданных по капиллярной трубке силового кабеля, позволяет существенно снизить нагрузку на погружное насосное оборудование, что приводит к значительному увеличению срока службы погружного оборудования, увеличению межремонтного периода работы скважины и, как основной показатель работы устройства, значительному увеличению дебита скважины.The heated downhole fluid enters the pump, then through the tubing comes to the surface. An increase in the temperature of the well fluid by 10-30 ° C before taking the submersible pump reduces the viscosity of the fluid entering the pump from 2 to 8 times, which has a significant effect on the speed and conditions of the passage of the well fluid through the tubing. The combined use of the downhole heater and chemical inhibitors fed through the capillary tube of the power cable can significantly reduce the load on the submersible pumping equipment, which leads to a significant increase in the service life of submersible equipment, an increase in the overhaul period of the well and, as the main indicator of the operation of the device, a significant increase in production wells.
Скважинный электрический резистивный нагреватель 1 содержит:Downhole
- корпус нагревателя 2 с внутренней резьбой в верхней головке 3 для навинчивания на нижнюю НКТ хвостовика 14 с щелевыми отверстиями 15 и отверстием для колодки токоввода 5;- a
- блок нагревательных элементов 6, установленный в наружном корпусе 2 из высокопрочной или нержавеющей стали (для исключения корродирования материала поверхности в агрессивных условиях при повышенных температурах) и закрепленном на верхней головке 3;- a block of
- внутри корпуса нагревательные элементы 4 заливаются специальным теплоносителем 11, обеспечивающим максимальную передачу тепла на поверхности нагревателя;- inside the housing, the
- в верхней части корпуса скважинного нагревателя 1 установлен датчик температуры (терморезистор) 12. Один конец датчика подключен к контакту кабельного ввода, а другой конец - к корпусу нагревателя. Таким образом, наземная аппаратура использует две жилы 37 подводящего кабеля для питания нагревательных элементов, а третья жила 41 силового кабеля используется для измерения температуры теплоносителя. При этом показания датчика используются для изменения подводимой к нагревателям мощности, обеспечивая заданный температурный режим работы.- a temperature sensor (thermistor) 12 is installed in the upper part of the
В зависимости от необходимости скважинный нагреватель комплектуется:Depending on the need, the downhole heater is equipped with:
- при одинарной установке - нижней головкой 4 с наружной резьбой для присоединения фильтров и других приспособлений;- in a single installation - the
- при установке нескольких нагревателей - фланцевыми соединениями 43 для секционной сборки и колодками и штекерами 5 токоввода.- when installing several heaters - flange connections 43 for sectional assembly and blocks and plugs 5 of the current lead.
Силовой кабель 22, содержащий дополнительный капиллярный канал 42, визуально представляет собой стандартный 3-жильный кабель для электропитания двигателя погружного насоса, с установленной внутрь защитной брони трубкой, причем материал изготовления капиллярной трубки может различаться, в зависимости от скважинных условий и подающихся ингибиторов и химически активных веществ.The
В числе достоинств заявленных объектов целесообразно обратить внимание, что новым, предопределяющим достижение указанного технического результата, является то, что способ предопределяет управляемое тепловое воздействие на призабойную зону скважины и прогрев скважинной жидкости применением скважинного нагревателя с регулируемой мощностью нагрева, достигаемой с помощью:Among the advantages of the declared objects, it is advisable to pay attention to the fact that the new one, which predetermines the achievement of the indicated technical result, is that the method predetermines the controlled thermal effect on the bottom hole zone of the well and the heating of the well fluid using a well heater with adjustable heating power, achieved by:
- увеличения общей длины нагревательной части с помощью стыковки нескольких нагревателей 1, что позволяет перекрыть необходимую длину зоны перфорации 26;- increase the total length of the heating part by connecting
- увеличения общей мощности скважинного нагревателя 1 путем сложения мощности каждого секционного нагревателя;- increase the total power of the
- применения автоматической программируемой станции управления нагревом 34.- the use of an automatic programmable
Новым является также то, что в силовой кабель, осуществляющий подачу электрической мощности на скважинный нагреватель, может быть введен дополнительный капиллярный канал, предназначенный для подачи в призабойную зону скважины химических активных ингибиторов и ПАВ, применение которых из интервала перфорации в комплексе с повышенной температуры скважинной жидкости позволяет значительно снизить количество применяемого ингибитора при более раннем воздействии ингибитора на скважинную жидкость. Новым является и то, что скважинный нагреватель может использоваться не только с штанговыми глубинными насосами, но и с электрическими центробежными и винтовыми насосами, при этом контроль за температурой скважинной жидкости позволяет избежать перегрева погружного электродвигателя насоса.Also new is the fact that an additional capillary channel can be introduced into the power cable supplying electric power to the downhole heater, designed to supply chemical active inhibitors and surfactants into the bottomhole zone of the well, the use of which from the perforation interval in combination with elevated temperature of the well fluid can significantly reduce the amount of inhibitor used in the earlier exposure of the inhibitor to the well fluid. New is the fact that the well heater can be used not only with sucker rod pumps, but also with electric centrifugal and screw pumps, while monitoring the temperature of the well fluid avoids overheating of the submersible pump motor.
Достигаемый технический результат, как показали данные экспериментов, может быть реализован только взаимосвязанной совокупностью всех существенных признаков заявленных объектов, отраженных в формуле изобретения. Указанные в ней отличия дают основание сделать вывод о новизне данного технического решения, а совокупность испрашиваемых притязаний в связи с их неочевидностью - о его изобретательском уровне, что доказывается также вышеприведенным их детальным описанием. Соответствие критерию «промышленная применимость» предложенных способа и устройства доказывается как реализацией его опытных образцов, так и отсутствием в заявленных притязаниях каких-либо практически трудно реализуемых в промышленных масштабах признаков. Особенности существенных признаков заявленного технического решения были исследованы и сформулированы на основе обработки результатов экспериментальных исследований, анализа и обобщения их, а также с использованием изобретательской интуиции, исходя из условия достижения указанного технического результата.The achieved technical result, as shown by experimental data, can only be realized by an interconnected set of all the essential features of the claimed objects reflected in the claims. The differences indicated in it give reason to conclude that the technical solution is new, and the totality of the claimed claims in connection with their non-obviousness is about its inventive step, which is also proved by their detailed description given above. Compliance with the criterion of "industrial applicability" of the proposed method and device is proved both by the implementation of its prototypes and by the absence in the claimed claims of any features that are practically not practicable on an industrial scale. The features of the essential features of the claimed technical solution were investigated and formulated on the basis of processing the results of experimental studies, analyzing and summarizing them, as well as using inventive intuition, based on the conditions for achieving the specified technical result.
В заключение целесообразно также отметить, что наряду с указанным достигаемым техническим результатом применение нескольких соединенных между собой скважинных нагревателей позволяет использовать данный способ на скважинах с большими дебитами, особенно на месторождениях с высоковязкой и тяжелой, битуминозной нефтью, одновременно снижает тепловые потери за счет увеличения поверхности нагрева жидкости. Кроме того, данный способ позволяет совместить тепловое воздействие с химическим, подавая ингибиторы и ПАВ непосредственно в зону нагрева, что позволяет существенно снизить расход химреагентов при более выраженном эффекте их применения.In conclusion, it is also worth noting that along with the indicated technical result achieved, the use of several interconnected downhole heaters allows the use of this method in wells with high flow rates, especially in fields with high viscosity and heavy bituminous oil, while reducing heat loss due to an increase in the heating surface liquids. In addition, this method allows you to combine thermal effects with chemical, feeding inhibitors and surfactants directly into the heating zone, which can significantly reduce the consumption of chemicals with a more pronounced effect of their use.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122251/03A RU2559975C1 (en) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122251/03A RU2559975C1 (en) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2559975C1 true RU2559975C1 (en) | 2015-08-20 |
Family
ID=53880472
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014122251/03A RU2559975C1 (en) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2559975C1 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655265C1 (en) * | 2017-08-18 | 2018-05-24 | Василий Александрович Отрадных | Method of destruction of paraffin, hydraulic, hydration-wax and ice deposits in development wells for support of their working regime |
RU191632U1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-08-14 | Артём Сергеевич Голубов | Well heater |
RU2710057C1 (en) * | 2018-09-05 | 2019-12-24 | Артём Сергеевич Голубов | Oil well viscous production method |
CN110965976A (en) * | 2017-12-25 | 2020-04-07 | 刘玉友 | Thick oil heating device |
WO2020225679A1 (en) * | 2019-05-08 | 2020-11-12 | Артем ГОЛУБОВ | Method for extracting products from an oil well, installation for carrying out said method and downhole heating module |
CN112556191A (en) * | 2020-12-31 | 2021-03-26 | 江苏凯博斯防爆电加热器有限公司 | Mining safety-increasing electric heater and mounting method thereof |
CN114961668A (en) * | 2022-05-18 | 2022-08-30 | 太原理工大学 | Fracture-type hot dry rock reservoir double-inclined-well segmented regulation and enhanced heat recovery method |
RU2784121C1 (en) * | 2022-05-06 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Downhole installation for the production of high-viscosity oil |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2029069C1 (en) * | 1992-12-16 | 1995-02-20 | Самгин Юрий Сергеевич | Device for well heating and method for maintenance of well heating conditions |
RU2158819C2 (en) * | 1997-11-14 | 2000-11-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Method of prevention of paraffin plugs formation and their elimination in oil and gas wells and device for its embodiment |
RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
RU128894U1 (en) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | MULTIFUNCTIONAL AUTOMATIC COMPLEX STATION OF INTELLECTUAL WELL |
RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
RU2012141378A (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT |
-
2014
- 2014-06-02 RU RU2014122251/03A patent/RU2559975C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2029069C1 (en) * | 1992-12-16 | 1995-02-20 | Самгин Юрий Сергеевич | Device for well heating and method for maintenance of well heating conditions |
RU2158819C2 (en) * | 1997-11-14 | 2000-11-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Method of prevention of paraffin plugs formation and their elimination in oil and gas wells and device for its embodiment |
RU2379495C1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field thermal treatment and equipment for its execution |
RU2012141378A (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | METHOD FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL USING ELECTRIC HEATING AND SUBMITTING CHEMICAL REAGENT TO A PRESET WELL POINT |
RU128894U1 (en) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | MULTIFUNCTIONAL AUTOMATIC COMPLEX STATION OF INTELLECTUAL WELL |
RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655265C1 (en) * | 2017-08-18 | 2018-05-24 | Василий Александрович Отрадных | Method of destruction of paraffin, hydraulic, hydration-wax and ice deposits in development wells for support of their working regime |
CN110965976A (en) * | 2017-12-25 | 2020-04-07 | 刘玉友 | Thick oil heating device |
RU2710057C1 (en) * | 2018-09-05 | 2019-12-24 | Артём Сергеевич Голубов | Oil well viscous production method |
RU191632U1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-08-14 | Артём Сергеевич Голубов | Well heater |
WO2020225679A1 (en) * | 2019-05-08 | 2020-11-12 | Артем ГОЛУБОВ | Method for extracting products from an oil well, installation for carrying out said method and downhole heating module |
CN112556191A (en) * | 2020-12-31 | 2021-03-26 | 江苏凯博斯防爆电加热器有限公司 | Mining safety-increasing electric heater and mounting method thereof |
CN112556191B (en) * | 2020-12-31 | 2022-03-22 | 江苏凯博斯防爆电加热器有限公司 | Mining safety-increasing electric heater and mounting method thereof |
RU2784121C1 (en) * | 2022-05-06 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Downhole installation for the production of high-viscosity oil |
CN114961668A (en) * | 2022-05-18 | 2022-08-30 | 太原理工大学 | Fracture-type hot dry rock reservoir double-inclined-well segmented regulation and enhanced heat recovery method |
CN114961668B (en) * | 2022-05-18 | 2023-12-29 | 太原理工大学 | Fracture type dry hot rock reservoir double inclined shaft sectional regulation and control reinforced heat collection method |
RU2816291C1 (en) * | 2023-06-30 | 2024-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Downhole instrument for measuring temperature of inner surface of casing string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2559975C1 (en) | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation | |
US9103199B2 (en) | Apparatus and method for pumping a fluid and an additive from a downhole location into a formation or to another location | |
US9482233B2 (en) | Electric submersible pumping sensor device and method | |
US6568475B1 (en) | Isolation container for a downhole electric pump | |
CA2903330C (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
RU134575U1 (en) | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE | |
RU130343U1 (en) | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well | |
RU2309246C1 (en) | Downhole machine | |
RU2005112794A (en) | PUMPING PACKING UNIT FOR A WELL WITH ONE OR MULTIPLE OBJECTS | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU2652403C1 (en) | Device for simultaneous measurement of pressure outside and inside production strings | |
RU2610945C1 (en) | Method of determination of deposit volume in well flow column | |
RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
RU2540720C1 (en) | Development of oil seam by horizontal well extensions | |
WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump | |
RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) | |
RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
RU2337236C2 (en) | Device for well operation | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
CN110537001B (en) | Double walled coiled tubing with downhole flow-activated pump | |
RU2550636C1 (en) | Method of high-viscosity oil well development and operation | |
RU2483212C1 (en) | Method of hydrodynamic investigations of horizontal wells in real time | |
US10329887B2 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
RU54395U1 (en) | COMPLEX FOR MONITORING THE PARAMETERS OF FLUID IN OIL-PRODUCING WELLS |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180603 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190904 |