Усовершенствование в добыче текучих сред из пластов-коллекторов

Группа изобретений относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов. Технический результат – повышение эффективности добычи углеводородных сред за счет бесперебойности режима подачи потока. По способу добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора обеспечивают участок эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважине. Этот участок выполняют с возможностью пропускания через него потока добываемой текучей среды. Осуществляют циркулирование текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы защитить добываемую текучую среду от понижения ее температуры ниже заданной. При этом применяют по меньшей мере один подводный циркуляционный насос для циркулирования текучей среды. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов. В конкретных вариантах осуществления изобретение относится к обеспечению бесперебойного режима подачи потока в подводных скважинах и подводных трубопроводах, которые могут применяться для транспортировки углеводородных добываемых текучих сред из скважины 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 при помощи скважин, 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 специализированной эксплуатационной 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 эксплуатационной 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 промысловому объекту с подходящей скоростью.

Текучая среда, поступающий в скважину, может в общем случае различаться по составу в различных пластах-коллекторах и нефтяных месторождениях. Например, добываемая текучая среда может представлять собой многофазную текучую среду, содержащий 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 трубопроводе 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 режим подачи потока» 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 пласты-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 режима подачи потока рассматривается в качестве нерентабельной или неосуществимой.

Сущность изобретения

В различных вариантах осуществления авторами изобретения разработаны решения по добыче текучих сред из неглубоко залегающих низкотемпературных пластов-коллекторов, таких как описаны выше. В конкретных вариантах осуществления эти решения идут вразрез с традиционными подходами к проектированию бесперебойного режима подачи потока.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие этапы:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ в скважине, при этом участок колонны НКТ выполнен с возможностью пропускания через него потока добываемой текучей среды; и

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы защитить добываемую текучую среду от понижения ее температуры ниже заданной.

Заданная температура может представлять собой температуру появления парафина, температуру образования гидратов или температуру равновесия гидратов, например, пороговую температуру для появления парафина или образования гидратов.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие этапы:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ в скважине, при этом участок колонны НКТ выполнен с возможностью пропускания в нем потока добываемой текучей среды; и

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы циркулирующая текучая среда защищала добываемую текучую среду от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.

Циркулирующая текучая среда может содержать рабочую текучую среду гидросистемы для управления работой внутрискважинного добычного насоса. Рабочая текучая среда может содержать или быть получена на основе одной или более из: i) закачанной жидкости или жидкости, закачиваемой в пласт-коллектор через другую, нагнетательную скважину; ii) подготовленной морской воды; и iii) воды, добываемой из пласта-коллектора.

Как правило, способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного циркуляционного насоса, установленного на морском дне, для циркулирования циркулирующей текучей среды. Способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного надводного циркуляционного насоса для циркулирования циркулирующей текучей среды.

Способ может дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного внутрискважинного добычного насоса для перекачивания добываемой текучей среды, чтобы способствовать протеканию текучей среды через участок эксплуатационной колонны НКТ к поверхности и из скважины. Как правило, внутрискважинный добычной насос представляет собой гидравлический погружной насос.

Этап циркулирования может выполняться в ходе выкачивания добываемой текучей среды из скважины при помощи внутрискважинного добычного насоса. В качестве альтернативного или дополнительного варианта этап циркулирования может выполняться перед началом добычи из скважины при помощи добычного насоса.

Циркулирующая текучая среда может циркулировать, поступая в скважину, а затем возвращаясь из скважины через байпасное устройство на внутрискважинном добычном насосе. Байпасное устройство может содержать по меньшей мере один клапан. Клапан может быть выполнен с возможностью генерирования тепловой энергии в текучей среде, например, клапан может обеспечивать путь движения с ограничением или бурным состоянием потока, что приводит к взбалтыванию циркулирующей текучей среды с генерированием тепла. Циркулирующая текучая среда может циркулировать в скважине по кольцевому пространству, окружающему участок эксплуатационной колонны НКТ.

Циркулирующая текучая среда предпочтительно циркулирует в замкнутом контуре. Циркулирующая текучая среда может выкачиваться из скважины посредством циркуляции в насосно-компрессорной трубе внутри эксплуатационной колонны НКТ. При эксплуатации насоса в нем может генерироваться тепло. Соответственно, тепловая энергия, генерируемая в насосе, например, при помощи его рабочих механизмов, может передаваться циркулирующей текучей среды на насосе при ее прохождении через него. Способ может дополнительно включать в себя применение нагревателя для передачи тепловой энергии циркулирующей текучей среды. Таким образом, циркуляционный насос и/или нагреватель могут нагревать циркулирующую текучую среду. Поскольку указанная текучая среда циркулирует предпочтительно в замкнутом контуре, такая тепловая энергия передается непрерывно с постепенным нарастанием, поддерживая температуру циркулирующей текучей среды или нагревая ее до требуемой температуры. Проточный канал для циркулирующей текучей среды может, например, быть ограничен областью кольцевого пространства между внешней поверхностью эксплуатационной колонны НКТ и внутренней поверхностью наружной насосно-компрессорной колонны, в которую помещена эксплуатационная колонна НКТ. Наружная насосно-компрессорная колонна может, например, представлять собой обсадную трубу или другую насосно-компрессорную колонну между обсадной трубой и эксплуатационной колонной НКТ. Циркулирующая текучая среда может поэтому протекать через канал, прилегающий к этим поверхностям и контактирующий с ними. Управление циркуляционным насосом для перекачивания циркулирующей текучей среды при высоком уровне, например, скорости работы насоса, позволяет генерировать в насосе и, вследствие этого, в циркулирующей текучей среды, значительное количество тепла, которое может быть использовано в настоящем изобретении для защиты эксплуатационной колонны НКТ от появления или выпадение парафина, или гидратообразования. Тепловая энергия из насоса предпочтительно может позволять температуре циркулирующей текучей среды оставаться равной или превышать заданную температуру, например, температуру появления парафина или гидратообразования, по всей длине проточного канала в скважине, чтобы, в свою очередь, температура добываемой текучей среды, выходящей из скважины, также не могла опуститься ниже этой температуры.

Таким образом, этап циркулирования может выполняться с целью генерирования тепловой энергии, которая защищает добываемую текучую среду от выпадения гидратов или парафина, или предотвращает понижение температуры добываемой текучей среды, находящейся в скважине, ниже заданной. Работая таким образом, эксплуатационная колонна НКТ может обеспечить возможность протекания добываемой текучей среды в парафинобезопасной и гидратобезопасной области эксплуатационных режимов.

После выхода из скважины добываемая текучая среда может перекачиваться далее ниже по потоку при помощи бустерного насоса. С этой целью способ может, таким образом, дополнительно включать в себя применение по меньшей мере одного донного бустерного насоса для перекачивания и транспортировки добываемой текучей среды из скважины по подводному трубопроводу к месту назначения ниже по потоку. Донный бустерный насос предпочтительно работает таким образом, чтобы добываемая текучая среда в трубопроводе взаимодействовала с поверхностью трубопровода и генерировала теплоту трения, предотвращая посредством этого появление парафина, выпадение парафина и/или образование гидратов. Трубопровод предпочтительно изолирован и может, как правило, иметь коэффициент U изоляции, равный или меньший, чем 1 Вт/(м2⋅К). Длина трубопровода, как правило, превышает 30 км.

Бустерный насос и циркуляционный насос предпочтительно предусмотрены на общем объекте на морском дне.

Настоящий способ, в частности, используется предпочтительно, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет низкую температуру, например, близкую к температуре появления парафина, температуре равновесия гидратов или температуре образования гидратов, например, когда углеводородный пласт-коллектор (и углеводородные текучие среды, добываемые из него) имеет температуру, превышающую вышеуказанную температуру появления парафина, равновесия гидратов или образования гидратов, например, на 5-10°С или меньше, такую как температура, превышающая ее на 4°С или меньше, 2°С или меньше, или 1°С или меньше. Как правило, равновесные температуры гидратообразования могут, составлять 20°С или меньше, в некоторых случаях 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 пласта-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 третьему аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие шаги:

a. обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ и по меньшей мере один внутрискважинный добычной насос в скважине, при этом внутрискважинный добычной насос выполняют с возможностью приведения в действие рабочей текучей средой гидросистемы; и

b. подают рабочую текучую среду гидросистемы к внутрискважинному добычному насосу для приведения в действие добычного насоса, чтобы перекачивать добываемую текучую среду через участок эксплуатационной колонны НКТ, причем рабочая текучая среда гидросистемы находится в тепловом контакте с эксплуатационной колонной НКТ и обеспечивает тепловую защиту добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.

Рабочая текучая среда гидросистемы может подаваться, чтобы предотвращать понижение температуры текучей среды из пласта-коллектора ниже заданной температуры в колонне НКТ, например, в потоке добываемой текучей среды из скважины и, например, к донному бустерному насосу или другому оборудованию для обработки добываемой текучей среды, расположенному ниже по потоку от скважины.

Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предлагается способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие шаги:

a. обеспечивают по меньшей мере один участок эксплуатационной колонны НКТ; и

b. осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, при этом циркулирующая текучая среда обеспечивает тепловую энергию для защиты содержимого колонны НКТ от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.

Согласно пятому аспекту настоящего изобретения предлагается 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 текучей среды 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 выпадения парафина.

Циркулирующая текучая среда и добываемая текучая среда, как правило, находятся на противоположных сторонах стенки участка трубопровода. Циркулирующая текучая среда предпочтительно циркулирует в кольцевом пространстве вокруг участка трубопровода.

Согласно шестому аспекту изобретения предлагается оборудование для реализации способа согласно любому из аспектов с первого по пятый.

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 любом месте настоящего документа связи с одним вариантом осуществления, могут быть включены в другие варианты осуществления или аспекты в качестве дополнительного признака или вместо любого другого признака.

Осуществление изобретения

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 эксплуатационной 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.

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 пласте-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 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 имеет гидравлический привод, обеспечиваемый рабочей текучей средой гидросистемы, такой как вода, подаваемая в скважину к ГПН 2 в замкнутом контуре 3. Рабочая текучая среда гидросистемы подается по впускной циркуляционной трубе 4 вдоль области 13 кольцевого потока и обратно из скважины по выпускной циркуляционной 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 пласта-коллектора в эксплуатационную колонну НКТ 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 выделяться в осадок из нефти, или ниже которой могут образовываться гидраты. В таких условиях существует риск выпадения парафина и образования закупорок внутри эксплуатационной 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 к рабочей текучей среде гидросистемы в насосе при прохождении данной текучей среды через него. Рабочую текучую среду подают в скважину по впускной циркуляционной трубе через область 13 потока в скважине так, чтобы она циркулировала рядом с эксплуатационной колонной НКТ. Область 13 потока предусмотрена между эксплуатационной колонной НКТ 7 и наружной насосно-компрессорной колонной, такой как обсадная колонна 14, которая облицовывает стенку 15 горной породы в скважине. Тепловая энергия в рабочей текучей среде гидросистемы может передаваться между рабочей текучей средой и добываемой текучей средой через эксплуатационную колонну НКТ, например, через стенку колонны НКТ.

Благодаря циркуляции рабочей текучей среды гидросистемы в замкнутом контуре тепловая энергия постепенно передается рабочей текучей среде на насосе. Таким образом, циркулирующий 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 гидросистемы вокруг эксплуатационной 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 гидросистемы при ее циркуляции через скважину. Необходимая температура в рабочей текучей среде гидросистемы может быть определена в соответствии с требованиями, однако предпочтительно она не ниже температуры, при которой образуются парафин или гидраты, чтобы предотвратить возникновение проблем выпадения или закупорки. В некоторых случаях искомая температура в добываемой текучей среде может быть на несколько градусов выше температуры, при которой парафин выделяется в осадок, или выше равновесной температуры гидратообразования, чтобы обеспечить приемлемый предел погрешности. Поэтому на практике циркулирующая рабочая текучая среда гидросистемы имеет температуру, которая равна или превышает минимальную температуру, необходимую для добычи, например, предельную минимальную температуру. Рабочая текучая среда гидросистемы в кольцевом пространстве, окружающем эксплуатационную колонну НКТ, действует по существу в качестве слоя изоляции или тепловой защиты («термоодеяла»), предотвращающего слишком сильное падение температуры в добываемой текучей среде. Эксплуатационная колонна НКТ является теплопроводящей, так, чтобы тепловая энергия из рабочей текучей среды гидросистемы могла быть передана за счет проводимости через стенку колонны НКТ из рабочей текучей среды в добываемую текучую среду. При этом обеспечивается тепловой контакт между рабочей текучей средой гидросистемы и добываемой текучей средой.

В варианте на фиг. 1 замкнутый контур включает в себя нагреватель 10, который служит для передачи тепловой энергии циркулирующей текучей среды, 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 гидросистемы и/или 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 гидросистемы закачивают и выкачивают из скважины в процессе непрерывного циркулирования по контуру 3, в то время как добыча текучей среды осуществляется при помощи добычного насоса 2. Добываемая текучая среда и циркулирующая рабочая текучая среда гидросистемы выносятся из скважины по отдельности, по отдельным проточным каналам.

Перед началом добычи рабочая текучая среда гидросистемы может циркулировать в скважине и нагреваться при помощи циркуляционного насоса 6 таким же образом, как раскрыто выше, чтобы подготовить эксплуатационную колонну НКТ к добыче. Например, рабочая текучая среда может использоваться для доведения эксплуатационной 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 гидросистемы для генерации тепла или повышения температуры в циркулирующей текучей среды на месте выполнения байпаса или расположения клапана, чтобы улучшить характеристики циркулирующей текучей среды и увеличить подачу тепловой энергии для эксплуатационной 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 по всей длине трубопровода, тем самым, предотвращая появление или выпадение 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 в общем случае быть пригодной, например, и для трубопроводов длиной на 30 км больше. Хорошие тепловые свойства могут позволить уменьшить скорость работы 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 описан 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 гидросистемы может представлять собой 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 шагами 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 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 генерации теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку, чтобы поддерживать его в теплом состоянии на больших расстояниях.

Обратимся теперь к фиг. 5, где шагами Т1-Т3 проиллюстрирован способ 200 добычи текучей среды из скважины 50. Этот способ связан с обеспечением бесперебойного режима подачи потока, в частности, в скважине и при транспортировке углеводородной текучей среды из скважины к бустерному насосу. На шаге Т1 рабочую текучую среду гидросистемы закачивают в скважину при помощи циркуляционного насоса 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 данная текучая среда контактирует с поверхностями эксплуатационной колонны НКТ (ранее обеспеченной в скважине). Таким образом, имеет место тепловой контакт между рабочей текучей средой и эксплуатационной 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 эксплуатационной 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 гидросистемы имеет двойное назначение, состоящее в том, что она используется как для приведения в действие добычного ГПН, так и для поддержания эксплуатационной колонны НКТ в теплом состоянии.

Следует проводить различие между генерацией теплоты трения, используемой в добычном транспортном трубопроводе 9, и генерацией «тепла насоса», используемого в циркулирующей рабочей текучей среде в стволе скважины. Что касается последнего, при работе циркуляционного насоса 6 в насосе генерируется тепловая энергия. Циркуляционный насос становится «теплым» вследствие взаимодействия и работы подвижных частей в насосе, включая, например, электродвигатель насоса. Генерируемая тепловая энергия может передаваться рабочей текучей среде гидросистемы 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 выпадения парафина и 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 гидросистемы при помощи циркуляционного насоса 6 приведет к генерации 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 среда в скважине «теплее».

Принципы конструкции

Принцип применения бустерных насосов для генерации теплоты трения в трубопроводе ниже по потоку от насоса обеспечивает технологическую основу для бесперебойного режима подачи потока при транспортировке скважинной продукции с преобладанием жидкости на большие расстояния.

Температура продукции скважины (содержащей добываемые текучие среды) поддерживается выше пределов гидрато- и парафинообразования за счет уравновешивания образования теплоты трения и тепловых потерь. Поток поддерживается в теплом состоянии за счет собственной работы. Он поддерживается в теплом состоянии ровно настолько, чтобы не происходило выделения в осадок гидратов или парафина.

Для получения необходимого эффекта требуются 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».

Этот подход к конструкции противоположен тому, который 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 генерацию тепла, применяется дополнительная изоляция. Это позволяет разрабатывать такие месторождения, где при обычном подходе на основе стандартных конструктивных решений по обеспечению бесперебойного режима подачи 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 падения 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 вводе 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, то 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 ΔТ и длину е-кратного ослабления Le при стремлении к ΔT. Выражения для этих параметров приведены ниже:

Параметр «длина е-кратного ослабления» указывает на экспоненциальное изменение и представляет собой расстояние от ввода трубопровода, где температура изменилась на (1-1/еn)*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 Ср представляет собой теплоемкость текучей среды.

Пример практической реализации

Были выполнены имитационные модели для транспортировки по трубопроводу длиной 40 км. Температура на вводе 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 900 смеси 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 программы 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. Давление на вводе составляет 114 бар при давлении на всасывании 14 бар, позволяя 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 режима подачи потока в ситуации незапланированной остановки.

Дополнительные аспекты

Дополнительные аспекты изобретения могут быть определены со ссылкой на следующие пронумерованные параграфы и положения.

1. 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.

2. 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 выпадения парафина.

3. 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, выпадение парафина или образование гидратов.

4. Способ по любому из предшествующих параграфов, в котором добываемую текучую среду перекачивают для генерирования теплоты трения, равной или большей, чем тепловые потери, из участка трубопровода в окружающую среду.

5. Способ транспортировки добываемой текучей среды в трубопроводе, включающий 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 выпадения парафина.

6. Способ по параграфу 5, дополнительно включающий в себя прогнозирование указанных тепловых потерь.

7. Способ по любому из параграфов 1-6, в котором добываемую текучую среду перекачивают при помощи насоса, работающего при заданном уровне на основе прогнозируемых тепловых потерь.

8. Способ по любому из параграфов 1-7, в котором длина трубопровода превышает 30 км.

9. Способ по любому из параграфов 1-8, 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.

10. Способ по любому из параграфов 1-9, в котором трубопровод изолирован с коэффициентом U изоляции, равным или меньшим, чем 1 Вт/(м2⋅К).

11. Способ по любому из параграфов 1-10, в котором добываемая текучая среда представляет собой многофазную текучую среду из скважины, при этом указанный насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, содержит первый, многофазный насос, и способ включает в себя эксплуатацию многофазного насоса для повышения давления текучей среды с целью получения однофазного добываемой текучей среды ниже по потоку от насоса.

12. Способ по параграфу 11, в котором насос, применяемый для перекачивания добываемой текучей среды, дополнительно содержит второй, однофазный насос, при этом способ может включать в себя применение однофазного насоса для перекачивания получаемого однофазного добываемой текучей среды, причем совместная работа первого и второго насосов генерирует указанную теплоту трения в трубопроводе для защиты текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.

13. Способ по параграфу 12, в котором первый и второй насосы могут предусматриваться на общем эксплуатационном объекте на морском дне.

14. 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 текучей среды таким образом, чтобы она находилась в тепловом контакте с участком трубопровода и обеспечивала тепловую энергию, служащую для защиты добываемой текучей среды от одного или более из: образования гидратов; появления парафина; и выпадения парафина.

15. Способ по параграфу 14, в котором циркулирующая текучая среда и добываемая текучая среда находятся на противоположных сторонах стенки участка трубопровода.

16. Способ по параграфу 14 или 15, в котором циркулирующая текучая среда циркулирует в кольцевом пространстве вокруг участка трубопровода.

17. Способ транспортировки добываемой текучей среды в подводном трубопроводе, включающий в себя генерирование теплоты трения за счет протекания указанного текучей среды по трубопроводу так, чтобы предотвращать тем самым появление или выпадение парафина или гидратообразование.

18. Способ по параграфу 17, дополнительно включающий в себя применение насоса для перекачивания текучей среды по указанному трубопроводу с целью генерирования теплоты трения.

19. Способ по параграфу 18, в котором генерируемая теплота трения равна или больше, чем тепловые потери из трубопровода в море.

20. Оборудование для реализации способа по любому из параграфов 1-19.

При транспортировании текучей среды из скважины перекачивание предпочтительно 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 тепловой эффект, сдерживающий или ограничивающий охлаждение добываемой текучей среды. Эффект, создаваемый насосом, 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 предшествующем уровне техники, где нормальная 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 вдоль трубопровода, 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 выпадения 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, специальная нагревательная аппаратура для предотвращения парафинообразования может оказаться ненужной.

Сопротивление трения повышается между протекающей добываемой текучей средой и поверхностью трубопровода, по которому проходит добываемая текучая среда. Тепло генерируется из-за сопротивления трения, и генерация тепла возрастает при возрастании градиента давления, который в этом случае можно регулировать за счет внутреннего диаметра трубопровода, несколько меньшего, чем нормальный 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 выпадения парафина или гидратообразования. Параметры системы и, в частности, рабочий уровень перекачивания, требующийся для получения предупреждающего теплового воздействия, оптимизируют на основе этого моделирования.

Настоящие методы особенно эффективны, 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. Настоящие методы могут быть особенно полезны, 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.

Различные модификации и усовершенствования могут быть внесены без отступления от объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке.

1. Способ добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора, включающий в себя следующие этапы:

a) обеспечивают участок эксплуатационной колонны НКТ в скважине, при этом участок эксплуатационной колонны НКТ выполнен с возможностью пропускания через него потока добываемой текучей среды;

b) осуществляют циркулирование циркулирующей текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы защитить добываемую текучую среду от понижения ее температуры ниже заданной;

при этом применяют по меньшей мере один подводный циркуляционный насос для циркулирования циркулирующей текучей среды.

2. Способ по п. 1, в котором заданная температура представляет собой температуру появления парафина или гидратов.

3. Способ по п. 1, в котором циркулирующая текучая среда содержит рабочую текучую среду гидросистемы для управления работой внутрискважинного добычного насоса.

4. Способ по п. 3, в котором рабочая текучая среда содержит или получена на основе одной или более из: i) закачанной жидкости или жидкости, закачиваемой в пласт-коллектор через другую нагнетательную скважину; ii) подготовленной морской воды и iii) воды, добываемой из пласта-коллектора.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя применение по меньшей мере одного надводного циркуляционного насоса для циркулирования циркулирующей текучей среды.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя применение по меньшей мере одного внутрискважинного добычного насоса для перекачивания добываемой текучей среды, чтобы способствовать протеканию текучей среды через участок эксплуатационной колонны НКТ к поверхности и из скважины.

7. Способ по п. 6, в котором внутрискважинный добычной насос представляет собой гидравлический погружной насос.

8. Способ по п. 7, в котором этап циркулирования выполняют во время выкачивания добываемой текучей среды из скважины при помощи внутрискважинного добычного насоса.

9. Способ по п. 7 или 8, в котором этап циркулирования выполняют перед началом добычи из скважины при помощи добычного насоса.

10. Способ по п. 7 или 8, в котором циркулирующая текучая среда циркулирует, поступая в скважину, а затем выходя из скважины, через байпасное устройство на внутрискважинном добычном насосе.

11. Способ по п. 1, в котором циркулирующая текучая среда циркулирует в скважине по кольцевому пространству, окружающему участок эксплуатационной колонны НКТ.

12. Способ по п. 1, в котором циркулирующая текучая среда циркулирует, поступая в скважину, а затем выходя из скважины, в замкнутом контуре.

13. Способ по любому из пп. 1-8, 11, 12, в котором циркулирующая текучая среда выходит из скважины в дополнительной насосно-компрессорной трубе внутри эксплуатационной колонны НКТ.

14. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя применение циркуляционного насоса для нагревания циркулирующей текучей среды.

15. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя применение нагревателя для нагревания циркулирующей текучей среды.

16. Способ по п. 1, в котором этап циркулирования выполняют с целью генерирования тепловой энергии, которая защищает добываемую текучую среду от образования гидратов или выпадения парафина, или предотвращает понижение температуры добываемой текучей среды, находящейся в скважине, ниже заданной.

17. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя применение по меньшей мере одного донного бустерного насоса для перекачивания и транспортировки добываемой текучей среды из скважины по подводному трубопроводу к месту назначения ниже по потоку.

18. Способ по п. 17, в котором донный бустерный насос работает таким образом, чтобы добываемая текучая среда в трубопроводе взаимодействовала с поверхностью трубопровода и генерировала теплоту трения, предотвращая посредством этого выпадение парафина или образование гидратов.

19. Способ по п. 18, в котором трубопровод изолирован и имеет коэффициент U изоляции, равный или меньший чем 1 Вт/(м2⋅К).

20. Способ по любому из пп. 17-19, в котором длина трубопровода превышает 30 км.

21. Способ по любому из пп. 17-19, в котором бустерный насос и циркуляционный насос предусмотрены на общем объекте на морском дне.

22. Устройство для добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора способом по п. 1.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции и нагнетательных и добывающих скважин.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация отбора нефти, сокращение времени прогрева межскважинного пространства пласта, быстрое устранение прорывов теплоносителя в добывающую скважину с одновременным упрощением и удешевлением реализации способа.

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды.

Изобретение относится к управлению расходом и/или давлением нагнетаемой текучей среды. Техническим результатом является согласованное управление нагнетанием текучей среды.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения с одновременным снижением затрат на прогрев пласта на 25%.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к извлечению битума из подземных локаций. Технический результат - более низкая концентрация и более высокая термальная стабильность используемых добавок, отсутствие загрязнения почвы.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции и нагнетательных и добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано при оборудовании скважин направлением в многолетнемерзлых породах с высокой льдистостью. Технический результат – повышение качества крепления скважины и обеспечение ее эксплуатационной надежности.

Изобретение относится к области капитального и текущего ремонта эксплутационных скважин и может быть использовано в эксплуатации скважин для поддержания в них теплового режима предотвращения образования и ликвидации в них гидратных, гидратопарафиновых и ледяных пробок.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности для добычи нефти или газа в районах с многолетнемерзлыми породами, и может быть использовано в других отраслях при изоляции труб для транспортировки теплоносителей.

Группа изобретений относится к способу изготовления термоизолированной обсадной колонны и термоизолированной обсадной колонне. Техническим результатом является снижение теплопроводности конструкции.

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Способ аккумуляции холода в пласте включает использование двухтрубной компоновки в двуствольной горизонтальной скважине, спуск первой лифтовой трубы с установкой пакера для отделения затрубного пространства и добычи нефти, спуск второй лифтовой трубы меньшего диаметра.

Группа изобретений относится к подводной обработке или очистке скважинных текучих сред при добыче нефти и газа из подводных скважин. Элемент регулирования парафинов для подводной обработки скважинных текучих сред в потоке скважины содержит пучок промысловых трубопроводов внутри натяжной конструкции, которая образует входные и выходные концы и имеет средства охлаждения и нагрева для использования на промысловых трубопроводах, чтобы способствовать отложению парафинов в трубопроводах и последующему вовлечению парафинов в поток скважины.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой. Способ добычи газа на месторождении гидратов включает разлагающее воздействие химического реагента и тепла на гидраты для выделения из них газа. В качестве химического реагента используют водный раствор пероксида водорода, снижающий равновесную температуру существования гидратов. Тепло получают от экзотермической реакции диссоциации пероксида водорода при его непосредственном контакте с гидратами. 1 пр.

Группа изобретений относится к области добычи текучих сред из подземных пластов-коллекторов. Технический результат – повышение эффективности добычи углеводородных сред за счет бесперебойности режима подачи потока. По способу добычи текучей среды из углеводородного пласта-коллектора обеспечивают участок эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважине. Этот участок выполняют с возможностью пропускания через него потока добываемой текучей среды. Осуществляют циркулирование текучей среды рядом с участком эксплуатационной колонны НКТ, чтобы защитить добываемую текучую среду от понижения ее температуры ниже заданной. При этом применяют по меньшей мере один подводный циркуляционный насос для циркулирования текучей среды. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Наверх