SU1546616A1 - Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины - Google Patents

Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины Download PDF

Info

Publication number
SU1546616A1
SU1546616A1 SU874274958A SU4274958A SU1546616A1 SU 1546616 A1 SU1546616 A1 SU 1546616A1 SU 874274958 A SU874274958 A SU 874274958A SU 4274958 A SU4274958 A SU 4274958A SU 1546616 A1 SU1546616 A1 SU 1546616A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
sub
tubing
packer
foam
well
Prior art date
Application number
SU874274958A
Other languages
English (en)
Inventor
Lembit V Prass
Yurij A Silinskij
Anatolij D Chirkin
Original Assignee
Proizv Ob Tomskneft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Proizv Ob Tomskneft filed Critical Proizv Ob Tomskneft
Priority to SU874274958A priority Critical patent/SU1546616A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1546616A1 publication Critical patent/SU1546616A1/ru

Links

Landscapes

  • Thermal Insulation (AREA)

Description

<p>Изобретение относится к нефтяной пром-сти и предназначено для методов добычи нефти. Цель - повышение эффективности теплоизоляции скважины. На нижнем конце НКТ устанавливают пакер. Спускают НКТ в скважину до размещения </p></li></ul> <p>пакера над продуктивным пластом. Теплоизоляцию образовывают путем закачки теплоизоляционного материала через устье в межтрубное пространство над пакером, образованное НКТ и обсадной колонной скважины. Межтрубное прост</p> <p>ранство разделяют дополнительными пакерами на изолированные зоны. Колонну НКТ спускают поинтервально на глубину, равную расстоянию между пакерами, Теплоизоляционный материал зака</p> <p>чивают в каждой зоне от нижнего паке ра к верхнему через напорный йланг </p> <p>путем его перемещения по мере заполнения зоны теплоизоляционным материалом. В качестве этого материала используют карбамидформальдегидные пенопласты. Последние подают в межтрубное пространство в виде пены. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.</p> <p>Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к тепловым методам добычи нефти.</p> <p>Цель изобретения - повышение эффективности теплоизоляции скважины.</p> <p>На чертеже схематично показано оборудование для осуществления способа.</p> <p>Оборудование содержит пеногенератор 1, соединенный при помощи напорного шланга 2 через шарнир Гука 3 и барабан 4 с межтрубным пространством 5. Барабан 4 приводится в движение при помощи привода 6. В конце шланга 2 устанавливается сопло 7 для I выхода пены в горизонтальной и верти—</p> <p>кальной плоскостях. На насосно-компрессорных трубах. (НКТ) 8 установлен нижний пакер 9. Для разобщения межтрубного пространства 5 и получения равномерной толщины слоя теплоизоляции 10 установлен один из дополнительных пакеров 11 (установка других дополнительных пакеров на четреже не показанд), Межтрубное пространство образуется насосно-к;ощпрессорными трубами 8 и обсадной колонной 12,</p> <p>Способ теплоизоляции нагнетательной скважины осуществляют следующим</p> <p>образом.</p> <p>До закачки пены из межтрубного</p> <p>пространства 5 удаляют жидкость, ко-</p> <p>3</p> <p>15^6616</p> <p>4</p> <p>* 0,7 (170-90) - 2т4 48 мм и 3<sub>βΗ</sub>= О<sup>2</sup> = 3,14*2,4<sup>2</sup> - 18,1 см<sup>2</sup>.</p> <p>Если производительность пеногене·</p> <p>ратора равна 20 м<sup>3</sup>/ч, то скорость</p> <p>горал попадает туда из-за частичной ' герметизации обсадной .колонны 12. Жидкость удаляют известными методами, например продавкой воздуха с исполь- $ зованием обратного клапана (не показан). Устанавливают на нижнем конце НКТ 8 пакер 9, спускают НКТ на глубину, равную расчетному расстоянию между пакером 9 и 11, Ю</p> <p>Расстояние между пакерами 9 и 11 зависит от угла наклона скважины, от толщины стенок труб НКТ, т.е. от изгиба их, и колеблется в пределах 100-150 м, Опускают сопло 7 со шлан- 15 гом 2 в межтрубное пространство до пакера 9 и включают пеногенератор 1 и привод б барабана 4 на подъем. Синхронно' осуществляют заполнение межтрубного пространства 5 пеной. Пено- 20 генератор 1 и привод 6 отключают, а шланг 2 промывают. Устанавливают второй пакер 11, спускают НКТ на 100— 150 м и повторяют цикл заполнения межтрубного пространства. Скорость 25 подачи пены выбирают из условия</p> <p>где ν<sub>η л</sub>- скорость подачи пены, м/с; βθ II - расстояние между пакерами? установленными на НКТ, м;</p> <p>- время застывания пены, с;</p> <p>С<sub>г</sub> - производительность пеногенератора, м<sup>3</sup>/с, 35</p> <p>При этих условиях пена в шланге.</p> <p>не успевает застывать и приводятся в соответствие параметры пеногенератора и скважинного оборудования. Если расстояние между пакерами 150 м, а время застывания пены 5 мин, то скорость подачи потока должна быть более --- - 0,5 м/с. С другой стороны скорость ν<sub>Ππ</sub> ограничивается пройзводительностью пеногенератора 1 параметрами шланга 23 <sub>8н</sub> . Выбор 3 <sub>йн</sub> зависит от максимальной допустимой вели</p> <p>чины внешнего диаметра шланга и требуемой толщины его стенки. Допустимый внешний·диаметр зависит от минимальной разности Д8<sub>МИН</sub> = 41<sub>й</sub>5с~ с&gt; нкт » где &lt;1<sub>о6</sub>-<sub>с</sub> ~ внутренний диаметр обсадной колонны, . мм;· 5 <sub>Ккт</sub> - внешний диаметр НДТ, мм, и коэффициента запаса между внешней поверхностью шланга и стенками труб К<sub>3</sub> и толщины стенки шланга άμ|. Если с1<sub>0</sub>й<sub>с</sub>= 170 мм, &lt;4 <sub>НкТ</sub> ' = 90 ММ, К -5 - 0,7» (1 ш ~ Ь 8 <sub>6н</sub>«</p> <p>подачи пены будет равна ν<sub>ηη</sub> = _'20Цб\101<sup>2</sup> _ о η з/ , <sub>7</sub></p> <p>3600- 18,Ί ~ <sup>3,0 м</sup> /с и 1,7</p> <p>&lt; ν <sub>п п</sub> &lt;3 м/с.</p> <p>м/с &lt;</p> <p>Привод 6 включают на подъем сопла 7 с учетом времени?требуемого на прохождение пены по шлангу от пеногенератора 1 до пакера 9.</p> <p>Когда И = 150 м и ν.<sub>η</sub> - 3 м/с, время равно ϋ = ν<sub>пп</sub> = -|- = 50 с.</p> <p>Скорость подъема выбирают с учетом заполнения всего межтрубного прост</p> <p>ранства и производительности пеногенератора. Если ς<sub>г</sub>= 20 м<sup>3</sup>/ч, то ско</p> <p>рость подъема сопла ν <sub>ηοβ</sub> должна быть</p> <p>Ог</p> <p>где Д<sub>о6с</sub> “ внутренний радиус обсадной колонны, м;</p> <p>Е.<sub>нкт</sub> - наружный диаметр НКТ, м.</p> <p>20__</p> <p><sup>ν</sup>ποΛ ЗбОоТз^ЩО,085^-0,045^) &quot;</p> <p>= 0,3 м/с.</p> <p>В качестве теплоизоляционного материала используют карбамидформальдегидные пенопласты (например, типа ΜΦΙΊ-3) потому, что они имеют малую теплопроводность (коэффициент теплопроводности А= 0,035 вт/м °С), малый предел прочности (0,01-0,05 1Ша), что имеет определенное значение при извлечении НКТ из скважины в случае необходимости выполнения капитального, ремонта скважинного оборудования, малую стоимость (1 м<sup>3</sup> пенопласта стоит 10-15 руб), малую плотность - 20 30 кг/м<sup>э</sup>,</p> <p><sup>0</sup>Поинтервальный спуск НКТ осуществляют до тех пор, пока пакер 9 не разместится над продуктивным пластом. Разделение межтрубного пространства дополнительными пакерами на изолированные зоны, спуск колонны НКТ поин— тервально на глубину, равную расстоянию между пакерами, закачивание' теплоизоляционного материала в каждой зоне от нижнего к верхнему через напорный шланг путем его перемещения по мере заполнения зоны теплоизоляционным материалом, правильный выбор скорости подачи пены и заполнения меж5</p> <p>1546616</p> <p>6</p> <p>трубного пространства повышают эффективность теплоизоляции скважины, что в конечном счете позволяет уменьшить потери тепла и увеличить добычу неф5 ти.</p>

Claims (2)

  1. Формула изобретения
    1. Способ теплоизоляции нагнетательной скважины, включающий установку на нижнем конце насосно-компрессорной трубы (НКТ) пакера, спуск НКТ в скважину до размещения пакера над продуктивным пластом и образование тепло- 15 изоляции путем закачки теплоизоляционного материала через устье в межтрубное пространство над пакером, образованное НКТ и обсадной колонной скважины, отличающийся 20 тем, что, с целью повышения эффективности теплоизоляции скважины, межтрубное пространство разделяют дополнительными пакерами на изолированные зоны, а спуск колонны НКТ осуществля- 25 ют поинтервально на глубину, равную.
    расстоянию между пакерами, причем закачку теплоизоляционного материала осуществляют в каждой зоне от нижнего пакера к верхнему через напорный шланг путем его перемещения по мере заполнения зоны теплоизоляционным материалом.
  2. 2. Способ поп. 1, отличающийся тем, что в качестве теплоизоляционного материала используют карбамидформальдегидные пенопласты, причем последние подают в межтрубное пространство в виде пены, а скорость ее подачи выбирают из соотношения
    где ν - скорость подачи пены, м/с; II - расстояние между пакерами, установленными на НКТ, м; ьэ - время застывания пены, с; 0г~ производительность пеногегенатора, м3/с;
    Б вн - площадь внутреннего сечения шланга, мг.
SU874274958A 1987-07-01 1987-07-01 Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины SU1546616A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU874274958A SU1546616A1 (ru) 1987-07-01 1987-07-01 Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU874274958A SU1546616A1 (ru) 1987-07-01 1987-07-01 Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1546616A1 true SU1546616A1 (ru) 1990-02-28

Family

ID=21315859

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU874274958A SU1546616A1 (ru) 1987-07-01 1987-07-01 Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1546616A1 (ru)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2650983C2 (ru) Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды
US6237692B1 (en) Gas displaced chamber lift system having a double chamber
US4716965A (en) Installing casing with improved casing/cement bonding
AU2011245498B2 (en) Method of retrofitting subsea equipment with separation and boosting
US8302688B2 (en) Method of optimizing wellbore perforations using underbalance pulsations
CA2070727C (en) Electrical submersible pump for lifting heavy oils
US20170292361A1 (en) System and method for extracting gas from a well
RU2334867C1 (ru) Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации
US20230304383A1 (en) Suction cylinder exploitation device and method for marine natural gas hydrates
CN111173480B (zh) 一种天然气水合物开采方法
US6354377B1 (en) Gas displaced chamber lift system having gas lift assist
CN103867172A (zh) 一种注采系统及注采方法
SU1546616A1 (ru) Способ теплоизоляции нагнета- тельной скважины
MX2012005941A (es) Metodo para fracturar hidraulicamente una formacion.
GB2398320A (en) Isolation of subterranean zones
CN203808959U (zh) 一种注采系统
CN206554887U (zh) 油管内单管柱反循环喷射泵采油装置
CN201802371U (zh) 一种悬挂式速度尾管
EP1687508B1 (en) Method of reducing sand production from a wellbore
RU2339808C1 (ru) Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
AU2013228114A1 (en) Method for zone isolation in a subterranean well
US2372461A (en) Apparatus for placing gravel in wells
RU2078910C1 (ru) Способ дуплихина добычи нефти
RU2455465C1 (ru) Способ добычи нефти из скважины