RU2693975C2 - Усовершенствование при транспортировке текучих сред из скважин - Google Patents
Усовершенствование при транспортировке текучих сред из скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693975C2 RU2693975C2 RU2016152019A RU2016152019A RU2693975C2 RU 2693975 C2 RU2693975 C2 RU 2693975C2 RU 2016152019 A RU2016152019 A RU 2016152019A RU 2016152019 A RU2016152019 A RU 2016152019A RU 2693975 C2 RU2693975 C2 RU 2693975C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- fluid
- pipeline
- produced fluid
- produced
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 217
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 18
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 11
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- ZJPGOXWRFNKIQL-JYJNAYRXSA-N Phe-Pro-Pro Chemical compound C([C@H](N)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C(O)=O)C1=CC=CC=C1 ZJPGOXWRFNKIQL-JYJNAYRXSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- E21B36/006—Combined heating and pumping means
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
- F17D1/18—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by heating
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов и, в частности, к способам транспортировки добываемой текучей среды из скважины и связанного с этим оборудования. Способ включает в себя эксплуатацию по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода и генерирования теплоты трения на указанном участке. Причем теплота трения равна или больше, чем прогнозируемые тепловые потери, чтобы защитить от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина. При этом добываемая текучая среда представляет собой многофазную текучую среду из скважины. При этом указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, содержит первый, многофазный, насос. При этом способ включает в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды, чтобы получить однофазную добываемую текучую среду ниже по потоку от насоса. Техническим результатом является обеспечение бесперебойного потока в подводных трубопроводах, которые могут применяться для транспортировки углеводородных текучих сред на большие расстояния. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов и, в частности, к способам транспортировки добываемой текучей среды из скважины и связанного с этим оборудования. В частности, изобретение относится к обеспечению бесперебойного потока в подводных трубопроводах, которые могут применяться для транспортировки углеводородных текучих сред на большие расстояния.
Уровень техники
Добывающие скважины применяются для добычи текучей среды из пластов-коллекторов в геологической среде. В частности, текучие среды в виде нефти и газа добывают через скважины, как это обычно имеет место в нефтегазовой отрасли. Добываемая текучая среда обычно поступает в скважину из подземного пласта-коллектора под действием давления в естественных условиях, а затем вытекает из скважины внутри специальной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенной в скважине. В скважине может быть установлен добычной насос, чтобы способствовать втягиванию текучей среды в скважину и ее поступлению по колонне НКТ на поверхность. Добываемую текучую среду из скважины затем транспортируют по трубопроводам к расположенному ниже по потоку промысловому объекту, например, к плавучей нефтедобычной платформе (в случае шельфовой скважины), где текучая среда может подвергаться дальнейшей обработке. В системе добычи на поверхности, например, на морском дне могут быть предусмотрены дополнительные «бустерные насосы», способствующие откачке добываемой текучей среды из скважины по трубопроводу к расположенному ниже по потоку объекту с подходящей скоростью.
Текучая среда, поступающая в скважину, может, в общем, различаться по составу в различных коллекторах и нефтяных месторождениях. Например, добываемая текучая среда может представлять собой многофазную текучую среду, содержащую нефть, газ и воду в различных количествах, в зависимости от рассматриваемого нефтяного месторождения или пласта-коллектора. Кроме того, текучая среда может переносить разнообразные твердые частицы. Это приводит к возникновению проблем при транспортировке текучей среды, поэтому важно обеспечить, чтобы добываемая текучая среда могла течь и эффективно транспортироваться во времени, учитывая значительные расходы на остановки и ремонт. При транспортировке нефти парафин может выделяться в осадок в твердой форме и осаждаться на внутренних поверхностях трубопроводов или других проточных каналов, если температура нефти упадет ниже некоторой температуры появления парафина (ТПП). Кроме того, в трубе могут образовываться гидраты ниже соответствующего порога гидратообразования. Такие парафиновые отложения и гидраты могут вызывать закупорки в трубопроводе. Таким образом, важно проектировать системы добычи и транспортировки текучих сред, принимая во внимание такие проблемы, чтобы обеспечить так называемый «бесперебойный поток» в системе добычи текучих сред.
Борьба с парафино- и гидратообразованием является особенно важной в случаях транспортировки добываемых текучих сред по трубопроводам на большие расстояния (например, 10 км или более) в подводной среде, так как температура добываемой текучей среды будет проявлять тенденцию к значительному снижению по мере рассеивания тепла через стенки трубопровода в окружающее море. Море, как правило, может иметь температуру на морском дне около 4-5°С, а на глубоководных участках могут существовать даже температуры ниже нуля.
Некоторые пласты-коллекторы значительно труднее эксплуатировать, чем другие. Считается, что удаленные коллекторы при небольшой глубине и низкой температуре и/или давлении (близким к пределам парафино- и гидратообразования) предъявляют такие жесткие требования, что добыча из них при существующих подходах к обеспечению бесперебойного потока рассматривается в качестве нерентабельной или неосуществимой.
Сущность изобретения
Авторами изобретения разработаны решения для добычи текучих сред из неглубоко залегающих низкотемпературных пластов-коллекторов, таких как раскрыто выше. В конкретных вариантах осуществления эти решения идут вразрез с традиционными подходами к обеспечению бесперебойного потока.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя перекачивание добываемой текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода так, чтобы предотвратить понижение температуры текучей среды на указанном участке ниже заданной.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя перекачивание добываемой текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода так, чтобы защитить текучую среду от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя применение по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода, причем насос и участок трубопровода выполнены таким образом, чтобы текучая среда взаимодействовала с поверхностью участка трубопровода и генерировала теплоту трения, предотвращая посредством этого появление парафина, осаждение парафина или образование гидратов.
Добываемую текучую среду предпочтительно перекачивают для генерирования теплоты трения, равной или большей, чем тепловые потери из участка трубопровода в окружающую среду.
Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды в трубопроводе, причем способ включает в себя работу по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода и генерирования теплоты трения на указанном участке, причем теплота трения равна или больше, чем прогнозируемые тепловые потери, с целью защиты от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина.
Способ может дополнительно включать в себя прогнозирование указанных тепловых потерь. Добываемая текучая среда может перекачиваться при помощи насоса, работающего при заданном уровне на основании прогнозируемых тепловых потерь.
Предпочтительно, перекачивание выполняется посредством по меньшей мере одного «бустерного» насоса, позволяющего создавать подпор потока добываемой текучей среды из скважины. Бустерный насос может представлять собой, например, донный бустерный насос, размещаемый на морском дне, для создания давления подпора потока добываемой текучей среды из скважины. Благодаря перекачиванию в текучей среде и/или трубопроводе может создаваться тепловое воздействие сдерживающее или ограничивающее охлаждение добываемой текучей среды. Воздействие насоса является необходимым и достаточным для предотвращения охлаждения текучей среды ниже заданной температуры, например, температуры появления парафина или равновесной температуры гидратообразования. Работая таким образом, трубопровод может транспортировать текучую среду в парафинобезопасной и гидратобезопасной области эксплуатационных режимов. Текучую среду, предпочтительно, перекачивают для генерирования теплоты, равной или большей, чем тепловые потери из трубопровода в окружающую среду. Трубопровод может иметь любую длину, но данное решение особенно применимо для магистральных трубопроводов, например, превышающих в длину 30 км, и, в частности, превышающих 50 км, и, в еще большей степени, для трубопроводов, превышающих в длину 100 или 200 км, например, для трубопроводов в диапазоне от 100 до 200 км. Трубопровод, предпочтительно, изолирован с обеспечением низкого коэффициента U изоляции, который, как правило, равен или меньше, чем 1 Вт/(м2⋅К). Трубопровод, предпочтительно, содержит по меньшей мере один участок «труба-в-трубе» (ТВТ) для изоляции трубопровода. Участок ТВТ может содержать внутренний участок трубопровода, расположенный внутри внешнего участка трубопровода, причем добываемую текучую среду перекачивают через внутренний участок трубопровода. Трубопровод может иметь диаметр, который в общем случае зависит от применения или от варианта пласта-коллектора, но, как правило, например, для магистрального трубопровода, выбирают диаметр, который меньше, чем обычно используемый в уровне техники, где обычная стратегия состоит в минимизации потери давления в трубопроводе. Диаметр может составлять, например, менее 10 дюймов. Текучая среда может перекачиваться для повышения давления в добываемой текучей среде с целью создания, например, перепада давления 100 бар на трубопроводе, хотя в целом это зависит от применения.
Необходимое давление может создаваться при помощи известной технологии бустерных насосов, например, посредством последовательного соединения нескольких насосов, каждый из которых способствует увеличению давления и скорости потока текучей среды. В некоторых вариантах добываемая текучая среда может представлять собой многофазную текучую среду из скважины, а указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, может содержать первый, многофазный, насос. Способ может, таким образом, включать в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды с целью получения однофазной добываемой текучей среды ниже по потоку от насоса. Насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, может дополнительно содержать второй, однофазный, насос, а способ может включать в себя применение однофазного насоса для для перекачивания получаемой однофазной добываемой текучей среды из первого насоса, причем совместная работа первого и второго насосов генерирует указанную теплоту трения в трубопроводе для защиты текучей среды от осаждения парафина или гидратов. Следует отметить, что первый и второй насосы могут предусматриваться на общем эксплуатационном объекте на морском дне. Может оказаться предпочтительным перекачивать текучую среду в однофазном состоянии и использовать однофазное оборудование, поскольку однофазные потоки, как правило, менее требовательны в отношении обрабатывающего оборудования и устойчивости самого потока.
Бустерный насос обеспечивает преимущество, состоящее в создании подпора для перемещения текучей среды на необходимое расстояние к месту назначения добываемой текучей среды, а также в предотвращении понижения температур ниже пределов парафино- и гидратообразования. Соответственно, может отпасть необходимость в специальной нагревательной аппаратуре для предотвращения парафинообразования.
Сопротивление трения повышается между протекающей добываемой текучей средой и поверхностью трубопровода, по которому проходит добываемая текучая среда. Тепло генерируется из-за сопротивления трения, и генерирование тепла возрастает при возрастании градиента давления, который в этом случае можно регулировать за счет внутреннего диаметра трубопровода, несколько меньшего, чем обычный диаметр. Сопротивление трения и генерируемое (выделяемое) тепло могут также зависеть от типа текучей среды, в частности, от вязкости текучей среды. Текучая среда, как правило, представляет собой углеводородную текучую среду и может содержать нефть, газ и/или воду. При намеченном применении текучая среда может включать в себя тяжелую нефть, например, из неглубоко залегающего коллектора. Сопротивление трения зависит также от шероховатости материала участка (участков) трубопровода, через который (которые) перекачивается добываемая текучая среда. Трубопровод может иметь диаметр, подходящий для генерирования теплоты за счет преодоления сопротивления трения при помощи насоса.
Моделирование системы может выполняться с учетом одного или более из следующих параметров: шероховатости поверхности участка трубопровода, по которому проходит текучая среда при перекачивании, давления, создаваемого насосом, типа или вязкости текучей среды, газонефтяного фактора (ГНФ), длины трубопровода или участков трубопровода, коэффициента изоляции трубопровода, диаметра трубопровода. На основе такого моделирования рассчитывают параметры насоса, необходимые для получения теплоты трения с целью предотвращения осаждения парафина или гидратообразования. Параметры системы и, в частности, рабочий уровень перекачивания, требующийся для получения предупреждающего теплового воздействия, оптимизируют на основе этого моделирования.
Настоящий способ особенно эффективен, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет низкую температуру, например, близкую к температуре появления парафина или равновесной температуре образования гидратов, например, меньшей, чем 5°С, такой как температура, превышающая ее на 1°С или 2°С или меньше. Равновесные температуры гидратообразования могут, как правило, составлять 20°С или меньше, 30°С или меньше, или даже 40°С или меньше. Температуры появления парафина, как правило, находились бы в диапазоне от 15 до 30°С. Текучая среда из коллектора, как правило, содержит нефть, которая может относиться к любому типу. Настоящий способ может быть особенно полезен, когда текучая среда содержит тяжелую нефть, например, сверхтяжелую нефть с компонентами, склонными к парафинообразованию. Текучая среда из коллектора может иметь низкий газонефтяной фактор (ГНФ) и/или низкое давление насыщения нефти газом.
Согласно пятому аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды из скважины, включающий в себя обеспечение по меньшей мере одного участка трубопровода, выполненного с возможностью транспортирования добываемой текучей среды, и циркулирование циркулирующей жидкости таким образом, чтобы она находилась в тепловом контакте с участком трубопровода и обеспечивала тепловую энергию, которая служит для защиты добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина.
Циркулирующая жидкость и добываемая текучая среда, как правило, находятся с противоположных сторон стенки участка трубопровода. Циркулирующая жидкость, предпочтительно, циркулирует рядом с участком трубопровода, например, в кольцевом пространстве вокруг участка трубопровода.
Согласно шестому аспекту настоящего изобретения предложен способ транспортировки добываемой текучей среды в подводном трубопроводе, включающий в себя генерирование теплоты трения за счет протекания указанной текучей среды по трубопроводу так, чтобы предотвращать тем самым появление или осаждение парафина или гидратообразование. Способ может дополнительно включать в себя применение насоса для перекачивания текучей среды по указанному трубопроводу, чтобы генерировать теплоту трения. Генерируемая теплота трения, предпочтительно, равна или больше, чем тепловые потери из трубопровода в окружающую среду, например, через стенку трубопровода в море.
В седьмом аспекте изобретения предложено оборудование для реализации способа согласно любому из аспектов с первого по шестой.
Дополнительные преимущества конкретных признаков и вариантов осуществления изобретения станут очевидными из описания, чертежей и формулы изобретения.
Каждый из вышеназванных аспектов может обладать дополнительными признаками, как описано в любом другом аспекте, и признаки, раскрытые в связи с одним вариантом осуществления, могут быть включены в другие варианты осуществления в качестве дополнительного признака или вместо любого другого признака.
Краткое описание чертежей
Теперь, только в качестве примера, будут раскрыты варианты осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение оборудования для добычи текучей среды из скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 представлено поперечное сечение скважины и размещенной в ней колонны НКТ, показанной на фиг. 1 (за исключением насоса и пакера для кольцевого пространства, которые показаны лишь схематически).
На фиг. 3А и 3В представлены графики результатов моделирования для температуры добываемой текучей среды и скорости текучей среды в зависимости от расстояния для потока, приводимого в движение с помощью насоса.
На фиг. 4 представлена блок-схема способа добычи текучей среды из скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 5 представлена блок-схема способа добычи текучей среды из скважины в соответствии с другим вариантом осуществления.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показано оборудование 1 для добычи нефти из скважины 50. Оборудование показано распределенным по местоположениям А, В и С.Скважина представляет собой подводную скважину и показана в местоположении А проходящей от морского дна в подземном углеводородном коллекторе 51. Скважина 50 снабжена фонтанной арматурой 52 на морском дне 53 наверху скважины, обеспечивающей клапаны и узлы соединения для управления скважиной и обеспечения доступа текучих сред/жидкостей в скважину и из скважины. В местоположении В, также на морском дне 51, оборудование 1 содержит насосную станцию 20, а в местоположении С оборудование содержит плавучую добывающую платформу 30 на морской поверхности 21, к которой транспортируется текучая среда, добываемая из скважины.
Как далее показано на фиг. 2, оборудование содержит внутрискважинный добычной насос в виде гидравлического погружного насоса (ГПН) 2, расположенного в стволе скважины 50. ГПН 2 гидравлически питается рабочей текучей средой, такой как вода, подаваемая в скважину к ГПН 2 в замкнутом контуре 3. Рабочая текучая среда для насоса подается по впускной трубе 4 вдоль области 13 кольцевого потока и обратно из скважины по выпускной трубе 5. Оборудование содержит циркуляционный насос 6 на насосной станции 20, который перекачивает рабочую текучую среду по замкнутому контуру 3 к ГПН 2 в скважине.
Добычной насос 2 применяется для втягивания добываемой текучей среды, например, углеводородной текучей среды, такой как нефть и газ, из коллектора в насосно-компрессорную колонну 7 и перекачивания добываемой текучей среды из скважины к добывающей платформе. Чтобы способствовать перемещению добываемой текучей среды к добывающей платформе, оборудование содержит бустерный насос 8, который также предусмотрен на насосной станции 20 на морском дне. Бустерный насос 8 выполнен с возможностью перекачивания добываемой текучей среды по трубопроводу 9 к добывающей платформе 30.
Оборудование 1 применяется, в частности, чтобы способствовать добыче нефти из неглубоко залегающих пластов-коллекторов, где температуры пластов-коллекторов относительно низки, при этом температура нефти близка к температуре, ниже которой парафин может выпадать из нефти, или ниже которой могут образовываться гидраты. В таких условиях существует риск осаждения парафина и образования закупорок внутри колонны НКТ по мере остывания нефти при ее транспортировке из скважины.
Циркуляционный насос 6 работает на скорости, при которой в насосе генерируется значительная тепловая энергия. Тепло передается рабочей текучей среде в насосе при прохождении текучей среды через него. Рабочую текучую среду подают в скважину по впускной трубе через область 13 потока в скважине так, чтобы она циркулировала рядом с колонной НКТ. Область 13 потока предусмотрена между колонной НКТ 7 и наружной насосно-компрессорной колонной, такой как обсадная колонна 14, которая облицовывает стенку 15 горных пород в скважине. Тепловая энергия в рабочей текучей среде гидросистемы может передаваться между рабочей текучей средой и добываемой текучей средой через колонну НКТ, например, через стенку колонны НКТ.
Благодаря циркуляции рабочей текучей среды в замкнутом контуре тепловая энергия постепенно передается рабочей текучей среде на насосе. Таким образом, циркуляционный насос обеспечивает в рабочей текучей среде достаточное количество теплоты для поддержания температуры в текучей среде на уровне, равном или превышающем требуемую температуру. Благодаря поддержанию температуры на уровне, равном или превышающем требуемую температуру, присутствие рабочей текучей среды вокруг колонны НКТ позволяет предотвратить понижение температуры текучей среды в колонне НКТ ниже определенного значения. Добавление тепловой энергии на насосе позволяет компенсировать тепловые потери в контуре, чтобы поддерживать постоянную температуру в рабочей текучей среде при ее циркуляции через скважину. Требуемая температура в рабочей текучей среде может быть определена в соответствии с требованиями, однако, предпочтительно, она не ниже температуры, при которой образуются парафины или гидраты, чтобы предотвратить возникновение проблем осаждения или закупорки. В некоторых случаях искомая температура в добываемой текучей среде может быть на несколько градусов выше температуры, при которой выпадает парафин, или выше равновесной температуры гидратообразования, чтобы обеспечить приемлемый предел погрешности. Поэтому на практике циркулирующая рабочая текучая среде имеет температуру, которая равна или превышает минимальную температуру, необходимую для добычи, например, предельную минимальную температуру. Рабочая текучая среда в кольцевом пространстве, окружающем колонну НКТ, действует, по существу, в качестве слоя изоляции или тепловой защиты («термоодеяла»), предотвращающего слишком сильное падение температуры в добываемой текучей среде. Колонна НКТ является теплопроводящей так, чтобы тепловая энергия от рабочей текучей среды могла быть передана за счет проводимости через стенку колонны НКТ от рабочей текучей среды в добываемую текучую среду. При этом обеспечивается тепловой контакт между рабочей текучей средой и добываемой текучей средой.
В варианте на фиг. 1 замкнутый контур включает в себя нагреватель 10, который служит для того, чтобы передавать тепловую энергию циркулирующей текучей среде, возвращающейся из скважины, если необходимая температура в рабочей текучей среде не достигается только за счет тепловой энергии, генерируемой циркуляционным насосом 6. Следует отметить, что оборудование может включать в себя датчики температуры для контроля температуры в рабочей текучей среде и/или в добываемой текучей среде. Данные, полученные от датчиков температуры, могут использоваться для управления циркуляционным насосом 6, а в некоторых случаях, если применяют обогреватель, для генерирования необходимых температур в рабочей текучей среде и добываемой текучей среде, чтобы система функционировала так, как раскрыто выше.
На фиг. 1 оборудование показано в процессе добычи. Таким образом, рабочую текучую среду закачивают и выкачивают из скважины в процессе непрерывного циркулирования по контуру 3, в то время как добыча текучей среды осуществляется при помощи насоса 2. Добываемая текучая среда и циркулирующая рабочая текучая среда выносятся из скважины по отдельности, по отдельным проточным каналам.
Перед началом добычи рабочая текучая среда может циркулировать в скважине и нагреваться при помощи циркуляционного насоса 6 таким же образом, как раскрыто выше, чтобы подготовить колонну НКТ к добыче. Например, рабочая текучая среда может использоваться для доведения колонны НКТ до температуры, позволяющей избежать проблем парафинообразования в начале добычи (при использовании добычного насоса ГПН). С этой целью на ГПН может предусматриваться клапан, чтобы обеспечить байпасирование рабочей текучей средой насоса ГПН, когда последний не действует. Клапан может быть выполнен с возможностью создания теплового эффекта в рабочей текучей среде для генерирования тепла или повышения температуры в циркулирующей текучей среде на месте выполнения байпаса или расположения клапана, чтобы улучшить характеристики циркулирующей текучей среды и увеличить подачу тепловой энергии для колонны НКТ.
После выхода из скважины добываемая текучая среда протекает по соединительной трубе 11 к бустерному насосу 8. Бустерный насос 8 применяется для перекачивания добываемой текучей среды по подводному трубопроводу 9 к плавучей добывающей платформе 30.
Бустерный насос 8 используется для создания значительного давления и скорости в трубопроводе 9 ниже по потоку от бустерного насоса 8. Это, в свою очередь, генерирует достаточную теплоту трения вследствие сопротивления трения между добываемой текучей средой и стенкой трубопровода. Генерируемая теплота трения предотвращает понижение температуры добываемой текучей среды в трубопроводе 9 ниже определенного значения на всей длине трубопровода, тем самым, предотвращая появление или осаждение парафина и/или гидратообразование. Трубопровод 9, предпочтительно, изолирован при помощи изоляции, предусмотренной вокруг внешней поверхности трубопровода. Например, тепловая изоляция с коэффициентом U, равным или меньшим, чем 1 Вт/(м2⋅К), могла бы использоваться для трубопровода длиной 200 км, хотя в общем случае эта технология могла бы быть пригодной для трубопроводов, например, и для трубопроводов длиной на 30 км больше. Хорошие тепловые свойства могут позволить уменьшить число оборотов и производительность насоса. Эффект теплоты трения, генерируемой в трубопроводе за счет работы бустерного насоса 8 для получения высоких скоростей движения и давления текучей среды, подробнее раскрыт ниже.
В других вариантах осуществления множество бустерных насосов, работающих так же, как насос 8, расположены последовательно вдоль трубопровода. В результате этого любой данный насос в цепи насосов должен обеспечить только достаточный эффект для участка трубопровода, идущего до следующего насоса (или, в случае конечного насоса, до платформы). Это может позволить снизить требования к производительности отдельных насосов.
В некоторых вариантах осуществления рабочая текучая среда может содержать воду. Такая вода может подаваться через подающую трубу 12 и клапан 13 от плавучей добывающей платформы. Труба 12 преимущественно используется для подачи воды в отдельные нагнетательные скважины для закачивания в пласт-коллектор, но при необходимости может также подавать воду в замкнутый контур. Однако, поскольку замкнутый контур 13 представляет собой автономный закрытый контур, после его заполнения, как правило, редко возникает необходимость в подаче воды.
Обратимся теперь к фиг. 4, где посредством шагов S1 - S3 проиллюстрирован способ 100 добычи текучей среды из скважины 50. На шаге S1 углеводородную текучую среду из пласта-коллектора транспортируют из скважины. Текучая среда проходит к подводному бустерному насосу. На шаге S2 бустерный насос перекачивает углеводородную текучую среду, чтобы способствовать транспортировке текучей среды к месту назначения - технологической платформе ниже по потоку. Бустерный насос работает при высоком уровне давления, чтобы создавать высокое давление в данной текучей среде непосредственно ниже по потоку от насоса. Под действием давления поток преодолевает сопротивление трения между добываемой текучей средой и внутренней поверхностью стенки трубопровода, генерируя тепловую энергию трения вдоль трубопровода, которая поддерживает высокую температуру в текучей среде. Генерируемая энергия восполняет тепловые потери из трубопровода в море по всей его длине, поддерживая температуру текучей среды более или менее постоянной, выше пределов парафино- и гидратообразования. Текучая среда переносится по трубопроводу и, на шаге S3, поступает на технологическую платформу, где текучая среда подвергается дальнейшей обработке. Бустерный насос служит для повышения давления текучей среды с целью как транспортировки текучей среды, так и генерирования теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку, чтобы поддерживать его в теплом состоянии на больших расстояниях.
Обратимся теперь к фиг. 5, где посредством шагов Т1 - Т3 проиллюстрирован способ 200 добычи текучей среды из скважины 50. Этот способ связан с обеспечением бесперебойного потока, в частности, в скважине и при транспортировке углеводородной текучей среды из скважины к бустерному насосу. На шаге Т1 рабочую текучую среду закачивают в скважину при помощи циркуляционного насоса для рабочей текучей среды. Рабочая текучая среда имеет температуру, превышающую пределы парафино-/гидратообразования добываемой углеводородной текучей среды. Насос обеспечивает рабочую текучую среду тепловой энергией, чтобы поддерживать ее в теплом состоянии. На шаге Т2 рабочая текучая среда циркулирует по проточному каналу, где она контактирует с поверхностями колонны НКТ (предварительно предусмотренной в скважине). Таким образом, имеет место тепловой контакт между рабочей текучей средой и колонной НКТ, и между ними обеспечивается передача тепловой энергии (колонна НКТ является теплопроводящей). Эта циркуляция происходит в данном примере перед началом добычи. На шаге Т3 включается ГПН в скважине и начинается добыча, при этом ГПН используется для перекачивания углеводородной текучей среды в пласте-коллекторе из скважины, а рабочая текучая среда приводит в действие ГПН. Рабочая текучая среда продолжает циркулировать в контакте с колонной НКТ и обеспечивает изоляционную защиту для колонны НКТ таким образом, чтобы температура добываемой текучей среды не опускалась ниже пределов гидрато- или парафинообразования в потоке, проходящем к донному бустерному насосу 8. Рабочая текучая среда имеет двойное назначение, состоящее в том, что она используется как для приведения в действие добычного ГПН, так и для поддержания колонны НКТ в теплом состоянии.
Следует проводить различие между генерированием теплоты трения, используемой в добычном транспортном трубопроводе 9, и генерированием «тепла насоса», используемого в циркулирующей рабочей текучей среде в стволе скважины. Что касается последнего, то при работе циркуляционного насоса 6 в нем генерируется тепловая энергия. Циркуляционный насос становится «теплым» вследствие взаимодействия и работы подвижных частей в насосе, включая, например, электродвигатель насоса. Генерируемая в системе энергия может передаваться рабочей текучей среде в насосе для нагревания рабочей текучей среды или поддержания в ней температуры. Можно отметить, что аналогичный теплогенерирующий эффект достигается в бустерном насосе 8, хотя, как правило, его недостаточно для обеспечения необходимой защиты от осаждения парафина и от образования гидратов в трубопроводе 9. Соответственно, бустерный насос 8 работает для создания давления и скорости текучей среды ниже по потоку от насоса, чтобы достаточная теплота трения генерировалась при преодолении сопротивления трения трубопровода. Аналогичным образом, циркуляция рабочей текучей среды при помощи циркуляционного насоса 6 приведет к генерированию некоторой теплоты трения ниже по потоку вследствие протекания рабочей текучей среды в подающих трубах и канале для текучей среды замкнутого контура. Однако теплота трения в этом случае малосущественна по сравнению с дополнительной тепловой энергией, генерируемой в циркуляционном насосе 6 и передаваемой рабочей текучей среде в процессе ее циркуляции. Можно отметить, что для использования циркуляционного насоса 6 и циркуляции рабочей текучей среды в скважине применимы другие условия по сравнению с транспортировкой добываемой текучей среды при помощи бустерных насосов, в частности: рабочая текучая среда циркулирует в замкнутом контуре, вследствие чего она неоднократно проходит через циркуляционный насос; циркулирующая рабочая текучая среда, как правило, проходит меньшее расстояние; и потери тепла менее выражены, так как окружающая среда скважины «теплее».
Технологические принципы
Принцип применения бустерных насосов для генерирования теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку от насоса обеспечивает технологическую основу для бесперебойного режима подачи потока при транспортировке продукции скважин с преобладанием жидкости на большие расстояния.
Температура скважинного продукта (содержащего добываемые текучие среды) поддерживается выше пределов гидрато- и парафинообразования за счет уравновешивания образования теплоты трения и тепловых потерь. Поток поддерживается теплым за счет собственной работы. Он поддерживается теплым ровно настолько, чтобы не происходило выпадения гидратов или парафина.
Для создания требуемого эффекта нужны высокий перепад давления и хорошая изоляция трубопровода. Насос выполнен с возможностью приведения в движение потока через трубопровод с небольшим внутренним диаметром за счет передачи в систему энергии в виде давления. Изоляцию с термическим коэффициентом U, равным или меньшим 1, можно, как правило, обеспечить, применяя для трубопровода, по которому перекачивается текучая среда, конструкцию «труба-в-трубе».
Это техническое решение противоположно тому, которое применяется в стандартной конструкции для обеспечения бесперебойного режима подачи потока. В стандартной конструкции стремятся минимизировать перепад давления и изоляцию с тем, чтобы сэкономить энергию и свести к минимуму расходы. В конструкции настоящего изобретения перепад давления максимально увеличен и, чтобы уравновесить тепловые потери и генерирование тепла, применяется дополнительная изоляция. Это позволяет разрабатывать такие месторождения, где при обычном подходе на основе стандартных конструктивных решений по обеспечению бесперебойного потока добыча считалась бы «практически неосуществимой».
Тепло генерируется посредством вязкостного рассеяния, когда градиент давления в трубопроводе преодолевает трение на стенке трубопровода. Тепловые потери происходят за счет теплопроводности через стенку трубопровода под действием градиента температуры. Эти явления стремятся уравновесить при помощи работы насосов и подходящей конфигурации трубопровода.
При достижении равновесия температура текучей среды остается постоянной по всему трубопроводу (если пренебречь другими термодинамическими эффектами вследствие перепада давления вдоль трубопровода, которое обычно невелико в жидкостных системах, но может быть значительным при наличии газа (охлаждение на основе эффекта Джоуля-Томпсона)). Энергия, обеспечиваемая в виде давления на входе для приведения в движение потока, становится доступной в виде тепла по всему трубопроводу, помогая решить проблемы обеспечения бесперебойного режима подачи потока, такие как гидраты и парафин.
Генерируемое тепло (сила * расстояние/время) может определяться как:
где dP/dx - градиент давления, Axs - площадь поперечного сечения трубопровода, а V- скорость текучей среды.
Тепловые потери (коэффициент тепловых потерь*площадь поверхности*разность температур) могут определяться как:
где U - коэффициент теплопередачи, Aps - площадь поверхности трубопровода, и ΔT- разность температур.
Если генерируемое тепло больше или равно тепловым потерям, температура вдоль трубопровода не уменьшается. Это соотношение может быть выражено следующим образом:
где dP/dx - градиент давления, Axs - площадь поперечного сечения трубопровода, V - скорость текучей среды, U - коэффициент теплопередачи, Aps - площадь поверхности трубопровода, ΔT - разность температур, m - массовая скорость потока, f - коэффициент трения Фэннинга, D - внутренний диаметр трубопровода и р - плотность текучей среды.
Соотношение согласно уравнению 3 можно регулировать, чтобы получить для системы, заданной иным образом, минимальное значение изоляции (максимальный коэффициент U), минимальную массовую скорость 
(отбора из скважины), минимальную скорость V, максимальный диаметр D трубопровода, максимальную разность температур ΔT и длину Le е-кратного ослабления Le при стремлении к ΔТ. Выражения для этих параметров приведены ниже:
Параметр «длина е-кратного ослабления» указывает на экспоненциальное изменение и представляет собой расстояние от входа трубопровода, где температура изменилась на (1-1/en)*ΔT. При первой длине е-кратного ослабления ΔТ достигает приблизительно 63% конечного/максимального/установившегося значения. В выражении для е-кратного ослабления согласно уравнению 9 параметр Сρ представляет собой теплоемкость текучей среды.
Пример технической осуществимости
Были выполнены имитационные модели для транспортировки по трубопроводу длиной 40 км. Температура на входе трубопровода составляла 20°С после создания подпора, что несколько выше температуры появления парафина, составляющей 17°С. Трубопровод имеет конфигурацию «труба-в-трубе» со значением U, составляющим 1 Вт/(м2⋅К), коэффициент трения Фэннинга 0,004, 50%-ю обводненность при плотности смеси 900, и температуру окружающей среды (имитирующую среду морской воды на морском дне), составляющую 5°С с обеспечением ΔT 15°С. Уравнение 7 показывает, что диаметр трубопровода должен быть меньше, чем 0,2707 м, при этом уравнение показывает, что скорость будет составлять 2,03 м/с.
Результаты моделирования при помощи OLGA показаны на фиг. 3А и 3В. OLGA представляет собой коммерчески доступное программное обеспечение. На фиг. 3А показано, что температура остается приближенно постоянной при 20°С по длине трубопровода, значительно превышая пределы гидрато- и парафинообразования, а скорость лишь немного выше 2 м/с. Незначительный эффект понижения давления ниже давления насыщения нефти газом очевиден из результатов после приблизительно 30 км. В модели предполагались продукция скважины с газонефтяным фактором (ГНФ) 48 и давлением насыщения нефти газом около 70 бар. Входное давление составляет 114 бар при давлении всасывания 14 бар, что позволяет получить давление подпора 100 бар, создаваемое бустерным насосом. Чтобы обеспечить это, требуемая мощность составляет, как правило, меньше, чем 1,5 МВт и, нередко, меньше, чем 0,5 МВт для нагревания трубопровода «труба-в-трубе» с использованием кабельного электрообогрева до уровня выше предела гидратообразования. С помощью имитационных моделей было также установлено, что время достижения предела гидратообразования после остановки при этой конфигурации составляет 20 часов, что является длительным временем охлаждения и способствует обеспечению бесперебойного потока в ситуации незапланированной остановки.
Различные модификации и усовершенствования могут быть внесены без отступления от объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке.
Claims (10)
1. Способ транспортировки добываемой текучей среды в трубопроводе,
включающий в себя эксплуатацию по меньшей мере одного насоса для перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода и генерирования теплоты трения на указанном участке, причем теплота трения равна или больше, чем прогнозируемые тепловые потери, чтобы защитить от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина, при этом добываемая текучая среда представляет собой многофазную текучую среду из скважины, а указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, содержит первый, многофазный, насос, при этом способ включает в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды, чтобы получить однофазную добываемую текучую среду ниже по потоку от насоса.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя прогнозирование указанных тепловых потерь.
3. Способ по п.1, в котором добываемую текучую среду перекачивают при помощи насоса, работающего на заданном уровне на основании прогнозируемых тепловых потерь.
4. Способ по п.1, в котором длина трубопровода превышает 30 км.
5. Способ по п.1, в котором трубопровод содержит по меньшей мере один участок «труба-в-трубе», содержащий внутренний участок трубопровода, расположенный внутри внешнего участка трубопровода, причем добываемую текучую среду перекачивают через внутренний участок трубопровода.
6. Способ по п.1, в котором трубопровод изолирован с коэффициентом U изоляции, равным или меньшим, чем 1 Вт/(м2·К).
7. Способ по п.6, в котором насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, дополнительно содержит второй, однофазный, насос, при этом способ включает в себя применение однофазного насоса для перекачивания получаемой однофазной добываемой текучей среды, причем первый и второй насосы эксплуатируют совместно, чтобы генерировать указанную теплоту трения в трубопроводе для защиты указанной текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина.
8. Способ по п.7, в котором первый и второй насосы предусмотрены на общем эксплуатационном объекте на морском дне.
9. Устройство для реализации способа по любому из пп.1–8, содержащее: трубопровод; по меньшей мере один насос, выполненный с возможностью перекачивания текучей среды через по меньшей мере один участок трубопровода и генерирования теплоты трения на указанном участке, причем теплота трения равна или больше, чем прогнозируемые тепловые потери, чтобы защитить от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и осаждения парафина, при этом добываемая текучая среда представляет собой многофазную текучую среду из скважины; причем указанный насос, выполненный с возможностью перекачивания добываемой текучей среды, содержит первый, многофазный, насос, выполненный с возможностью повышения давления текучей среды, чтобы получить однофазную добываемую текучую среду ниже по потоку от насоса.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1411399.7A GB2527575B (en) | 2014-06-26 | 2014-06-26 | Temperature control and transporting fluids within a pipeline |
| GB1411399.7 | 2014-06-26 | ||
| PCT/EP2015/064441 WO2015197784A2 (en) | 2014-06-26 | 2015-06-25 | Improvements in transporting fluids from wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016152019A RU2016152019A (ru) | 2018-07-31 |
| RU2016152019A3 RU2016152019A3 (ru) | 2018-11-19 |
| RU2693975C2 true RU2693975C2 (ru) | 2019-07-08 |
Family
ID=51410183
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152019A RU2693975C2 (ru) | 2014-06-26 | 2015-06-25 | Усовершенствование при транспортировке текучих сред из скважин |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| BR (1) | BR112016030293B1 (ru) |
| CA (1) | CA2953434C (ru) |
| GB (1) | GB2527575B (ru) |
| NO (1) | NO347799B1 (ru) |
| RU (1) | RU2693975C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015197784A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818842C1 (ru) * | 2023-07-29 | 2024-05-06 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Новосибирский национальный исследовательский государственный университет" (Новосибирский государственный университет, НГУ) | Микробиологический способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1164509A1 (ru) * | 1982-12-31 | 1985-06-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтеперерабатывающей И Нефтехимической Промышленности | Способ пуска магистрального нефтепродуктопровода |
| US20040040716A1 (en) * | 2002-05-31 | 2004-03-04 | Bursaux Gabriel Andre | Active heating of thermally insulated flowlines |
| US20050061512A1 (en) * | 2003-09-23 | 2005-03-24 | B. J. Reid | Hydraulic friction fluid heater and method of using same |
| US20070089785A1 (en) * | 2005-10-26 | 2007-04-26 | Altex Energy Ltd. | Method of shear heating of heavy oil transmission pipelines |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2279014C1 (ru) * | 2004-12-22 | 2006-06-27 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ транспортировки углеводородных жидкостей по магистральному трубопроводу |
-
2014
- 2014-06-26 GB GB1411399.7A patent/GB2527575B/en active Active
-
2015
- 2015-06-25 CA CA2953434A patent/CA2953434C/en active Active
- 2015-06-25 WO PCT/EP2015/064441 patent/WO2015197784A2/en active Application Filing
- 2015-06-25 BR BR112016030293-1A patent/BR112016030293B1/pt active IP Right Grant
- 2015-06-25 RU RU2016152019A patent/RU2693975C2/ru active
-
2017
- 2017-01-23 NO NO20170097A patent/NO347799B1/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1164509A1 (ru) * | 1982-12-31 | 1985-06-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтеперерабатывающей И Нефтехимической Промышленности | Способ пуска магистрального нефтепродуктопровода |
| US20040040716A1 (en) * | 2002-05-31 | 2004-03-04 | Bursaux Gabriel Andre | Active heating of thermally insulated flowlines |
| US20050061512A1 (en) * | 2003-09-23 | 2005-03-24 | B. J. Reid | Hydraulic friction fluid heater and method of using same |
| US20070089785A1 (en) * | 2005-10-26 | 2007-04-26 | Altex Energy Ltd. | Method of shear heating of heavy oil transmission pipelines |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| XP055238141 * |
| ХР 055238141, 01.08.2005. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818842C1 (ru) * | 2023-07-29 | 2024-05-06 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Новосибирский национальный исследовательский государственный университет" (Новосибирский государственный университет, НГУ) | Микробиологический способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах |
| RU2828291C1 (ru) * | 2024-04-15 | 2024-10-09 | Анатолий Владимирович Мараков | Способ подачи воды из открытых источников при отрицательных температурах (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016030293A2 (ru) | 2017-08-22 |
| GB2527575B (en) | 2017-05-10 |
| RU2016152019A (ru) | 2018-07-31 |
| GB201411399D0 (en) | 2014-08-13 |
| BR112016030293B1 (pt) | 2022-04-05 |
| GB2527575A (en) | 2015-12-30 |
| WO2015197784A3 (en) | 2016-03-10 |
| RU2016152019A3 (ru) | 2018-11-19 |
| NO20170097A1 (en) | 2017-01-23 |
| CA2953434A1 (en) | 2015-12-30 |
| NO347799B1 (en) | 2024-03-25 |
| WO2015197784A2 (en) | 2015-12-30 |
| CA2953434C (en) | 2023-09-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20100175883A1 (en) | Undersea well product transport | |
| US20070062704A1 (en) | Method and system for enhancing hydrocarbon production from a hydrocarbon well | |
| RU2688991C2 (ru) | Усовершенствование в добыче текучих сред из пластов-коллекторов | |
| US10739223B2 (en) | Hydrostatic pressure test method and apparatus | |
| US8955591B1 (en) | Methods and systems for delivery of thermal energy | |
| Devegowda et al. | An assessment of subsea production systems | |
| Ashfahani et al. | Dynamic Well Modeling, Where are We?: Mahakam Operation Experience for Well Diagnostics & Optimization | |
| Khurshid et al. | Heat Transfer and Well Bore Stability Analysis in Hydrate Bearing Zone in the East Sea, South Korea. | |
| RU2693975C2 (ru) | Усовершенствование при транспортировке текучих сред из скважин | |
| Oyewole et al. | Artificial lift selection strategy for the life of a gas well with some liquid production | |
| Wilfred et al. | Analyzing thermal insulation for effective hydrate prevention in conceptual subsea pipeline design | |
| Han et al. | Integrated Tubing for Both Steam Injection and Oil Production of Thermal Wells Based on ESP in Offshore Oilfield China | |
| Liu et al. | New progress of the offshore thermal recovery technologies in Bohai Bay, China | |
| Teixeira et al. | Transient modeling of a subsea pumping module using an ESP | |
| Colodette et al. | Flow Assurance and Artificial Lift Innovations for Jubarte Heavy Oil in Brazil | |
| Shang et al. | Eliminating Gas Lift by Directly Converting SAGD Wells with High-Temperature ESPs | |
| Faluomi et al. | Pipeline insulation systems: state of art and design methods | |
| Blanksby et al. | Deployment of High-Horsepower ESPs To Extend Brent Field Life | |
| Yang et al. | Cold restart of viscous multiphase flowline by hot water flushing | |
| Hight et al. | Economic Consideration for Flowline Heat Loss Control | |
| Mowery et al. | Novel Application of Hydraulic Jet Pumps for Mitigating Subsurface Freezing During Production of High-CO2 Fluids in EOR: Field Learnings and Design Considerations | |
| Husy | Marginal fields: Technology enables profitability/Marginal fields and their Challenges | |
| Fleyfel et al. | Production of waxy low temperature wells with hot gas lift | |
| Ghilardi et al. | ESP Install in Multilayer Wells with Reduced Diameters and High Production Flow-Intake Bypass Project | |
| Pugh et al. | First ever sub-sea hydraulic jet pump system used to optimize single well development offshore Tunisia |