RU2600658C2 - Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe - Google Patents
Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe Download PDFInfo
- Publication number
- RU2600658C2 RU2600658C2 RU2014127668/06A RU2014127668A RU2600658C2 RU 2600658 C2 RU2600658 C2 RU 2600658C2 RU 2014127668/06 A RU2014127668/06 A RU 2014127668/06A RU 2014127668 A RU2014127668 A RU 2014127668A RU 2600658 C2 RU2600658 C2 RU 2600658C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- well
- flexible load
- insulated flexible
- thermally insulated
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L11/00—Hoses, i.e. flexible pipes
- F16L11/04—Hoses, i.e. flexible pipes made of rubber or flexible plastics
- F16L11/08—Hoses, i.e. flexible pipes made of rubber or flexible plastics with reinforcements embedded in the wall
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений и может быть использовано для предотвращения различных отложений в насосно-компрессорных трубах.The invention relates to the field of development of oil and gas fields and can be used to prevent various deposits in the tubing.
В процессе движения флюида (жидкой продукции добывающих нефтяных, газоконденсатных скважин) от забоя до устья добывающих скважин происходит процесс теплопередачи от газонефтеводяной смеси к стенкам скважины. В результате газожидкостная смесь охлаждается, а породы, прилегающие к стволу скважины, нагреваются. Этот процесс приводит к двум негативным результатам:In the process of fluid movement (liquid production of producing oil, gas condensate wells) from the bottom to the mouth of the producing wells, the process of heat transfer from the gas-oil mixture to the walls of the well occurs. As a result, the gas-liquid mixture is cooled, and the rocks adjacent to the wellbore are heated. This process leads to two negative results:
1. Разогрев стенок скважины в зоне вечномерзлых пород приводит к разрушению ствола скважины, возникновению межпластовых перетоков, прорыву пластовых флюидов на поверхность (так называемые «гриффоны»), смятию и смещению обсадных колонн. Соответственно, все вышеизложенное приводит к преждевременному выходу из строя скважины, большим затратам на ремонт или ликвидацию скважины.1. Warming up the borehole walls in the zone of permafrost leads to the destruction of the borehole, the formation of inter-reservoir flows, the breakthrough of formation fluids to the surface (the so-called "griffins"), crushing and displacement of casing strings. Accordingly, all of the above leads to premature failure of the well, large costs for repair or liquidation of the well.
2. Охлаждение газожидкостной смеси при подъеме по НКТ (насосно-компрессорным трубам) приводит к резкому увеличению кинематической вязкости добываемого флюида, кристаллизации высокомолекулярных парафинов, осаждению на стенках труб смол и асфальтенов, образованию газогидратных отложений. Это приводит, как правило, к образованию сужений, пробок в насосно-компрессорных трубах, преждевременному выходу из строя подземного насосного и другого оборудования. В результате на таких скважинах межремонтный период значительно ниже, а себестоимость добычи значительно выше, чем на скважинах, где нет таких осложнений.2. Cooling of the gas-liquid mixture when climbing through tubing (tubing) leads to a sharp increase in the kinematic viscosity of the produced fluid, crystallization of high molecular weight paraffins, deposition of tar and asphaltene on the pipe walls, and the formation of gas hydrate deposits. This leads, as a rule, to the formation of contractions, plugs in tubing, premature failure of underground pumping and other equipment. As a result, the overhaul period at such wells is much lower, and the production cost is much higher than at wells where there are no such complications.
Для преодоления указанных проблем предлагаются различные решения, направленные прежде всего на увеличение теплоизоляционных свойств насосно-компрессорных труб.To overcome these problems, various solutions are proposed, aimed primarily at increasing the thermal insulation properties of tubing.
Известен способ эксплуатации нефтегазовых скважин, состоящий в поддержании температуры насосно-компрессорных труб выше температуры образования отложений за счет энергии газа, который закачивают в скважину по замкнутому циклу (RU 2158361).A known method of operating oil and gas wells, which consists in maintaining the temperature of the tubing above the temperature of the formation of deposits due to the energy of the gas, which is pumped into the well in a closed cycle (RU 2158361).
Недостатком указанного способа является возможность разрушения ствола скважины, что приводит к возникновению межпластовых перетоков, прорыву пластовых флюидов на поверхность (так называемые «гриффоны»), смятию и смещению обсадных колонн. Соответственно, все вышеизложенное приводит к преждевременному выходу из строя скважины, большим затратам на ремонт или ликвидацию скважины.The disadvantage of this method is the possibility of destruction of the wellbore, which leads to the formation of inter-reservoir flows, the breakthrough of formation fluids to the surface (the so-called "griffins"), crushing and displacement of the casing strings. Accordingly, all of the above leads to premature failure of the well, large costs for repair or liquidation of the well.
Наиболее близким к предлагаемому является способ использования гибкой грузонесущей полимерной трубы для проведения операций колтюбинга (coiled tubing - непрерывная стальная гибкая труба), заключающийся в том, что производят операции подземного ремонта, закачки в скважину химических реагентов, горячей воды, нефти или газовой смеси и подъема на поверхность скважинного вещества, для чего гибкую грузонесущую полимерную трубу размещают на барабане лебедки, спускают в скважину гибкую трубу, доставляют на ней приборы и оборудование и осуществляют посредством гибкой трубы электропитание подземного скважинного оборудования (RU 2315223).Closest to the proposed one is a method of using a flexible load-bearing polymer pipe for coiled tubing operations (coiled tubing - continuous steel flexible pipe), which consists in the fact that they carry out underground repair operations, injecting chemicals, hot water, oil or a gas mixture into the well and lifting on the surface of the borehole substance, for which a flexible load-bearing polymer pipe is placed on the winch drum, a flexible pipe is lowered into the well, instruments and equipment are delivered to it and carried out osredstvom flexible pipe underground power downhole equipment (RU 2315223).
Недостатком указанного способа является высокая вероятность увеличения кинематической вязкости добываемого флюида, кристаллизации высокомолекулярных парафинов, осаждения на стенках труб смол и асфальтенов, образования газогидратных отложений, что приводит, как правило, к образованию сужений, пробок в насосно-компрессорных трубах, преждевременному выходу из строя подземного насосного и другого оборудования. В результате значительно уменьшается межремонтный период скважины, а себестоимость добычи значительно выше, чем на скважинах, где нет таких осложнений.The disadvantage of this method is the high probability of an increase in the kinematic viscosity of the produced fluid, crystallization of high molecular weight paraffins, deposition of tar and asphaltene on the pipe walls, the formation of gas hydrate deposits, which, as a rule, leads to the formation of narrowings, plugs in tubing, premature failure of the underground pumping and other equipment. As a result, the well overhaul period is significantly reduced, and the production cost is much higher than in wells where there are no such complications.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является уменьшение теплоотдачи от добываемого флюида к стенкам скважины, уменьшение адгезии стенок насосно-компрессорных труб к веществам, присутствующим в продукции скважин, и предотвращение налипания парафинов, смол, гидратов, солей, осуществляемые без значительного уменьшения дебита скважины.The technical problem solved by the invention is to reduce the heat transfer from the produced fluid to the walls of the well, to reduce the adhesion of the walls of the tubing to the substances present in the production of wells, and to prevent the buildup of paraffins, resins, hydrates, salts, carried out without significantly reducing the flow rate of the well.
Техническая задача решается использованием теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), причем в теле такой трубы могут находиться силовые и/или сигнальные проводники (контрольные проводники, оптоволокно для контроля температуры, электрические нагревательные элементы для компенсации тепловых потерь, силовые кабели), а армирование может быть выполнено синтетическими нитями.The technical problem is solved by using a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe with one or more layers with low heat conductivity (low heat transfer coefficient), and in the body of such a pipe there can be power and / or signal conductors (control conductors, optical fiber for temperature control, electric heating elements for compensation heat loss, power cables), and the reinforcement can be performed with synthetic threads.
Техническим результатом предлагаемого способа является увеличение срока службы и дебита скважины, а также увеличение безопасности ее эксплуатации.The technical result of the proposed method is to increase the service life and production rate of the well, as well as increasing the safety of its operation.
Для достижения указанного технического результата предложен способ использования теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы для проведения операций колтюбинга, заключающийся в том, что производят подъем добываемого флюида, для чего теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу размещают на барабане лебедки, а затем спускают, отличающийся тем, что теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу спускают в имеющуюся на скважине колонну насосно-компрессорных труб до упора в скважинное оборудование, после чего теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу закрепляют в устье скважины, глушат верхний конец колонны насосно-компрессорных труб и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы, причем добываемый флюид при транспортировке подогревается электрическими нагревательными элементами, уложенными в стенку указанной трубы.To achieve the technical result, a method is proposed for using a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe for carrying out coiled tubing operations, which consists in raising the produced fluid, for which a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe is placed on the winch drum and then lowering, characterized in that the thermally insulated flexible the load-bearing polymer pipe is lowered into the tubing string available at the well until it stops in the downhole equipment, after that, a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe is fixed at the wellhead, the upper end of the tubing string is jammed and the produced fluid is lifted through the inner hole of the thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe, the produced fluid being heated by electric heating elements laid in the wall of the specified pipe.
Эффективность теплоизоляции и тепловые потоки через стенку труб определяются нижеприведенными соотношениями (Е.А. Краснощекое, А.С. Сукомел, «Задачник по теплопередаче» М., изд. «Энергия», 1980).The efficiency of thermal insulation and heat fluxes through the pipe wall are determined by the relations given below (E. A. Krasnoshchekoe, A. S. Sukomel, “The Heat Transfer Problem” M., ed. “Energy”, 1980).
Примем, что коэффициенты теплопередачи от внутреннего вещества к стенке труб и от стенки труб в окружающую среду при одинаковых геометрических размерах одинаковы для различных материалов самой трубы. Тепловой же поток непосредственно через стенку труб зависит от коэффициента теплопроводности материала трубы λ и определяется по формулеWe assume that the heat transfer coefficients from the internal substance to the pipe wall and from the pipe wall to the environment with the same geometric dimensions are the same for different materials of the pipe itself. The heat flux directly through the pipe wall depends on the thermal conductivity coefficient of the pipe material λ and is determined by the formula
где tc1 - температура внутренней поверхности теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы (температура добываемого флюида),where t c1 is the temperature of the inner surface of a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe (temperature of the produced fluid),
tc2 - температура внешней поверхности теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы,t c2 is the temperature of the outer surface of a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe,
d1, d2 - внутренний и внешний диаметры теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы.d 1 , d 2 - inner and outer diameters of a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe.
λ - коэффициент теплопроводности материала стенки трубы.λ is the coefficient of thermal conductivity of the material of the pipe wall.
Как видно из таблицы, значения коэффициентов теплопроводности очень сильно различаются для различных материалов. Для количественной оценки тепловых потерь были смоделированы варианты протекания скважинного флюида при его подъеме на поверхность по различным типам насосно-компрессорных труб.As can be seen from the table, the values of the thermal conductivity coefficients are very different for different materials. To quantify the heat loss, the flow of well fluid was modeled when it was raised to the surface using various types of tubing.
В первом варианте применялась полимерная армированная труба со слоем вспененного полиэтилена толщиной 1 мм.In the first embodiment, a polymer reinforced pipe with a layer of
Во втором варианте полимерная труба без дополнительных теплоизолирующих слоев.In the second embodiment, the polymer pipe without additional insulating layers.
В третьем варианте применялась обычная стальная труба. В качестве базовых условий были приняты следующие:In the third embodiment, a conventional steel pipe was used. The following conditions were accepted as basic conditions:
Внутренний диаметр НКТ - 40 мм;The inner diameter of the tubing is 40 mm;
Глубина подвеса насоса 1200 м;The suspension depth of the pump is 1200 m;
Температура на забое 40°C;
Температура на устье -4°C;The temperature at the mouth is -4 ° C;
Динамический уровень 1000 м;Dynamic level 1000 m;
Обводненность нефти 20%.The water content of oil is 20%.
Полученные графики зависимости температуры по стволу скважины для трех вариантов труб приведены на фиг. 1 - фиг. 3 (Фиг. 1 - теплоизолированная полимерная грузонесущая труба, фиг. 2 - полимерная грузонесущая труба, фиг. 3 - стальная труба).The obtained graphs of the temperature dependence along the wellbore for three pipe options are shown in FIG. 1 - FIG. 3 (Fig. 1 - thermally insulated polymer load-bearing pipe, Fig. 2 - polymer load-bearing pipe, Fig. 3 - steel pipe).
По графикам видно, что температура добываемого флюида при использовании стальной колонны НКТ вблизи устья скважины (L=0) имеет значение, близкое к 0°C, в то время как при использовании предлагаемой теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы температура имеет значение, близкое к 35°C. Приведенные данные свидетельствуют о незначительных тепловых потерях скважинного флюида при его подъеме на поверхность с применением полимерных теплоизолированных труб.The graphs show that the temperature of the produced fluid when using a steel tubing string near the wellhead (L = 0) has a value close to 0 ° C, while when using the proposed heat-insulated flexible load-bearing polymer pipe, the temperature has a value close to 35 ° C. These data indicate insignificant heat losses of the well fluid when it rises to the surface using polymer insulated pipes.
Также показательным будет сравнение линейного коэффициента теплопередачи через цилиндрическую стенку стальной трубы и теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы.A comparison of the linear coefficient of heat transfer through the cylindrical wall of the steel pipe and the thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe will also be indicative.
Линейный коэффициент теплопередачи через цилиндрическую стенку трубы определяют по формуле:The linear coefficient of heat transfer through the cylindrical wall of the pipe is determined by the formula:
где α1 - коэффициент теплоотдачи между внутренней поверхностью трубы и добываемым флюидом, Вт/(м2×°C);where α 1 is the heat transfer coefficient between the inner surface of the pipe and the produced fluid, W / (m 2 × ° C);
где α2 - коэффициент теплоотдачи между внешней поверхностью трубы и внешней средой, Вт/(м2×°C).where α 2 is the heat transfer coefficient between the outer surface of the pipe and the external environment, W / (m 2 × ° C).
Для стальной трубы с внутренним диаметром 40 мм, внешним диаметром 65 мм, при дебите 10 т/сут линейный коэффициент теплопередачи равен 16,433. Для теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 1,228 (в 13 раз меньше).For a steel pipe with an internal diameter of 40 mm, an external diameter of 65 mm, with a flow rate of 10 tons / day, the linear heat transfer coefficient is 16.433. For a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe 1.228 (13 times less).
Кроме того, можно использовать синтетические нити в качестве армирующих элементов, ввиду того что синтетическая нить (например, из кевлара (полипарафенилен-терефталамид) или СВМ (гетероциклического пара-полиамидобезимидазола)) обладает гораздо меньшей теплопроводностью, в отличие от стальной проволоки, обычно применяющейся в качестве армирования полимерных труб. А учитывая, что синтетические нити при их малом поперечном сечении укладываются пучками, неизбежно наличие воздушного пространства между отдельными нитями в пучке, что создает дополнительную теплоизоляцию. Перечисленные особенности позволяют использовать синтетические нити в качестве как армирующих элементов, так и в качестве слоя с низкой теплопроводностью.In addition, synthetic yarns can be used as reinforcing elements, since a synthetic yarn (for example, from Kevlar (polyparaphenylene-terephthalamide) or CBM (heterocyclic para-polyamidobesimidazole)) has much lower thermal conductivity, in contrast to the steel wire commonly used in as reinforcing polymer pipes. And considering that synthetic threads with their small cross-section are stacked in bunches, the presence of air space between individual threads in a bundle is inevitable, which creates additional thermal insulation. These features make it possible to use synthetic yarns as both reinforcing elements and as a layer with low thermal conductivity.
Кроме того, возможно использование предлагаемой теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы совместно с существующей стальной или из любого другого материала колонной НКТ. В этом случае наружный диаметр теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы подбирается максимально близким к внутреннему диаметру колонны НКТ при условии безопасного и безаварийного проведения спуско-подъемных операций. Внутренний диаметр подбирается исходя из гидравлического расчета и необходимости прохождения приборов и инструмента.In addition, it is possible to use the proposed thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe in conjunction with an existing steel tubing string or from any other material. In this case, the outer diameter of the thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe is selected as close as possible to the inner diameter of the tubing string, provided that safe and trouble-free tripping is carried out. The inner diameter is selected based on the hydraulic calculation and the need for the passage of devices and tools.
Ввиду наличия на нижнем торце колонны НКТ погружного оборудования (например, насоса), в которое можно упереть нижний конец теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы, возникает возможность уменьшить армирование с соответствующим увеличением внутреннего отверстия.Due to the presence of submersible equipment (for example, a pump) at the lower end of the tubing string, into which the lower end of the thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe can be abutted, it becomes possible to reduce reinforcement with a corresponding increase in the inner hole.
Варианты трубы для реализации способа приведены на фиг. 4 и фиг. 5. Теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба, осуществляющая только транспортировку добываемого флюида без его подогрева, показана на фиг. 4. Теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба, осуществляющая транспортировку добываемого флюида с его подогревом, управление различным оборудованием, снабженная датчиками, показана на фиг. 6.Pipe options for implementing the method are shown in FIG. 4 and FIG. 5. A thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe, which only carries out transportation of produced fluid without heating it, is shown in FIG. 4. A thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe, transporting produced fluid with its heating, control of various equipment, equipped with sensors, is shown in FIG. 6.
На фиг. 4 изображена теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба с армирующими элементами в виде синтетических нитей, металлических проволок или лент, уложенных не менее чем двумя слоями и имеющих угол повива от 15 до 75° к оси трубы и одним слоем низкой теплопроводности.In FIG. Figure 4 shows a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe with reinforcing elements in the form of synthetic threads, metal wires or tapes, laid in at least two layers and having a coiling angle of 15 to 75 ° to the pipe axis and one layer of low thermal conductivity.
На фиг. 5 изображена теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба с армирующими элементами в виде синтетических нитей, металлических проволок или лент, уложенных не менее чем двумя слоями и имеющих угол повива от 15 до 75° к оси трубы, одним слоем низкой теплопроводности и различными проводниками.In FIG. Figure 5 shows a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe with reinforcing elements in the form of synthetic threads, metal wires or tapes laid in at least two layers and having a coiling angle of 15 to 75 ° to the pipe axis, one layer of low thermal conductivity and various conductors.
Реализация способа приведена на фиг. 6 и фиг. 7.The implementation of the method is shown in FIG. 6 and FIG. 7.
Согласно фиг. 4 теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба состоит из внутренней трубки 1, внутреннего 2 и внешнего 3 слоев армирующих элементов, слоя низкой теплопроводности 4 и наружной оболочки 5.According to FIG. 4 a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe consists of an
Устройство по фиг. 4 работает следующим образом: теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба опускается в скважину или колонну НКТ до упора в погружное оборудование и по внутренней трубке 1 осуществляется подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом внутренний 2 и внешний 3 слои армирующих элементов предохраняют теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу от повреждений, а слой низкой теплопроводности 4 препятствует передаче теплоты от добываемого флюида к стенкам скважины.The device of FIG. 4 operates as follows: a thermally insulated flexible load-carrying polymer pipe is lowered into the borehole or tubing string all the way into the submersible equipment, and the borehole liquid is lifted to the surface through the
Согласно фиг. 5 теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба состоит из внутренней трубки 1, внутреннего 2 и внешнего 3 слоев армирующих элементов, полимерной подложки 6, силовых проводников 7, нагревателя внутренней стенки 8 (который представляет собой массив электрических нагревательных элементов), оптоволоконного распределенного датчика температуры и давления 9, проводника контрольных приборов 10, слоя низкой теплопроводности 4 и наружной оболочки 5.According to FIG. 5 a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe consists of an
Устройство по фиг. 5 работает следующим образом: теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба опускается в скважину или колонну НКТ до упора в погружное оборудование и по внутренней трубке 1 осуществляется подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом внутренний 2 и внешний 3 слои армирующих элементов предохраняют теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу от повреждений, силовые проводники 7 осуществляют питание погружного оборудования (например, насоса), нагреватель внутренней стенки 8 осуществляет подогрев добываемого флюида, оптоволоконный распределенный датчик температуры и давления 9 замеряет соответствующие параметры, проводник контрольных приборов 10 осуществляет питание последних, полимерная подложка 6 отделяет проводники от внешнего слоя армирующих элементов 2, а слой низкой теплопроводности 4 препятствует передаче теплоты от добываемого флюида к стенкам скважины.The device of FIG. 5 operates as follows: a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe is lowered into the borehole or tubing string all the way into the submersible equipment, and the borehole liquid is lifted to the surface through the
Согласно фиг. 6 реализация способа производится следующим образом: в скважину 11 опускают теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу 12 с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), с силовыми и/или сигнальными проводниками (контрольными проводниками, оптоволокном для контроля температуры, электрическими нагревательными элементами для компенсации тепловых потерь и при необходимости силовым кабелем), доставляют на ней скважинного оборудование 13 (насос, приемная воронка или др.) и осуществляют посредством указанной трубы 12 электропитание скважинного оборудования 13, затем закрепляют ее в устье 14 скважины 11 и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 12.According to FIG. 6, the implementation of the method is as follows: a heat-insulated flexible load-carrying
Другим вариантом является способ, который изображен на фиг. 7 и осуществляется следующим образом: в имеющуюся на скважине 11 колонну НКТ 15 опускают теплоизолированную гибкую грузонесущую полимерную трубу 12 с одним или несколькими слоями с низкой теплопроводностью (низким коэффициентом теплопередачи), с силовыми и/или сигнальными проводниками (контрольными проводниками, оптоволокном для контроля температуры, электрическими нагревательными элементами для компенсации тепловых потерь и при необходимости силовым кабелем), затем закрепляют ее в устье 14 скважины 11, глушат верхний конец колонны НКТ 15 и осуществляют подъем добываемого флюида через внутреннее отверстие теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубы 12.Another option is the method shown in FIG. 7 and is carried out as follows: a thermally insulated flexible load-carrying
Спуск может осуществляться с помощью специального мобильного комплекса по ремонту скважин МКРС-20 по ТУ 3666-001-64962943-2012 или его аналога. Добываемый флюид при транспортировке может подогреваться электрическими нагревательными элементами, содержащимися в теплоизолированной гибкой грузонесущей полимерной трубе.The descent can be carried out using a special mobile complex for well repair MKRS-20 according to TU 3666-001-64962943-2012 or its analogue. The produced fluid during transportation can be heated by electric heating elements contained in a thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe.
Кроме вышеуказанного, предлагаемая теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба может быть применена для операций подземного ремонта, закачки в скважину химических реагентов, горячей воды, нефти или газовой смеси.In addition to the above, the proposed thermally insulated flexible load-bearing polymer pipe can be used for underground repair operations, injection of chemicals, hot water, oil or a gas mixture into a well.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127668/06A RU2600658C2 (en) | 2014-07-07 | 2014-07-07 | Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127668/06A RU2600658C2 (en) | 2014-07-07 | 2014-07-07 | Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014127668A RU2014127668A (en) | 2016-02-10 |
| RU2600658C2 true RU2600658C2 (en) | 2016-10-27 |
Family
ID=55312976
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014127668/06A RU2600658C2 (en) | 2014-07-07 | 2014-07-07 | Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2600658C2 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU44782U1 (en) * | 2004-06-18 | 2005-03-27 | ООО "Псковгеокабель" | FLEXIBLE LONG PIPE |
| RU2269834C2 (en) * | 2003-11-14 | 2006-02-10 | ООО "Псковгеокабель" | Reinforced polymeric sheath covered geophysical load-carrying cable and its application process |
| RU119430U1 (en) * | 2011-02-14 | 2012-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Промтехнологии" | CARRYING POLYMER PIPE |
| RU121855U1 (en) * | 2012-07-06 | 2012-11-10 | Закрытое акционерное общество "КОМПОМАШ-ТЭК" | INSULATED PIPE |
-
2014
- 2014-07-07 RU RU2014127668/06A patent/RU2600658C2/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2269834C2 (en) * | 2003-11-14 | 2006-02-10 | ООО "Псковгеокабель" | Reinforced polymeric sheath covered geophysical load-carrying cable and its application process |
| RU44782U1 (en) * | 2004-06-18 | 2005-03-27 | ООО "Псковгеокабель" | FLEXIBLE LONG PIPE |
| RU119430U1 (en) * | 2011-02-14 | 2012-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Промтехнологии" | CARRYING POLYMER PIPE |
| RU121855U1 (en) * | 2012-07-06 | 2012-11-10 | Закрытое акционерное общество "КОМПОМАШ-ТЭК" | INSULATED PIPE |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014127668A (en) | 2016-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6955221B2 (en) | Active heating of thermally insulated flowlines | |
| US8056620B2 (en) | Low cost rigless intervention and production system | |
| EP3102780B1 (en) | A method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| RU2559975C1 (en) | Heating method of well bottom hole area and device for its implementation | |
| RU130343U1 (en) | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well | |
| RU119430U1 (en) | CARRYING POLYMER PIPE | |
| EP3137727B1 (en) | Production riser with a gas lift facility | |
| US9574424B2 (en) | Pre-tensing sections of concentric tubulars | |
| CA2859559A1 (en) | Method and system for stimulating fluid flow in an upwardly oriented oilfield tubular | |
| RU2600658C2 (en) | Method of using heat-insulated flexible load-carrying polymer pipe | |
| RU149564U1 (en) | HEAT-INSULATED FLEXIBLE CARRYING POLYMER PIPE AND METHOD OF ITS USE | |
| CN205532512U (en) | Preset latent oily screw pump oil production device of compound pipe of cable | |
| US10995588B2 (en) | Installation of heating for hydrocarbon extraction pipes | |
| JP5868942B2 (en) | Spiral winding for installation of insulated conductor heater | |
| CA2704561C (en) | Heater string and process of well heating | |
| CN109594955A (en) | A kind of artificial borehole wall sand prevention solid sand system of heating | |
| CN104481464B (en) | A kind of nonmetal flexible composite coiled tubing extracting device of oil | |
| Drozdov et al. | The Use of Umbilicals as a New Technology of Artificial-Lift Operation of Oil and Gas Wells without Well Killing when Workover | |
| CN204371252U (en) | A kind of nonmetal flexible compound continuous-tube extracting device of oil | |
| NL2025930B1 (en) | Tubing for transporting a fluid, and methods of using the same | |
| CN114320231B (en) | Method for preventing wax deposition of production pipe column of gas production well | |
| US10633932B1 (en) | System and method to reduce wellbore annular fluid volumes | |
| RU2613215C1 (en) | Method for thermal action on formation | |
| EA041279B1 (en) | DEVICE FOR WELL EXPLOITATION | |
| CN205532513U (en) | Preset electronic oily reciprocating pump oil production device of diving of compound pipe of cable |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170626 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20220117 Effective date: 20220117 |