RU2354816C1 - Well - Google Patents
Well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2354816C1 RU2354816C1 RU2008119116/03A RU2008119116A RU2354816C1 RU 2354816 C1 RU2354816 C1 RU 2354816C1 RU 2008119116/03 A RU2008119116/03 A RU 2008119116/03A RU 2008119116 A RU2008119116 A RU 2008119116A RU 2354816 C1 RU2354816 C1 RU 2354816C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- casing
- pipe
- oil
- electric current
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Insulating Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при устройстве скважины.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the construction of wells.
Известна нефтяная скважина, в которой размещают пакер, содержащий устройство с электропитанием, и размещают трубопроводную структуру, имеющую электропроводную часть. Устанавливают пакер в рабочее состояние, при этом устройство с электропитанием электрически связывают с электропроводной частью трубопроводной структуры. Устанавливают индукционный дроссель, расположенный вокруг электропроводной части трубопроводной структуры, и приводят его в рабочее состояние. Подают изменяющийся во времени ток в трубопроводную структуру. Направляют часть тока через устройство с электропитанием посредством индукционного дросселя и осуществляют добычу нефти. В качестве цепи обратного тока возможно использование обсадной колонны скважины или грунта, окружающего скважину. Устройство с электропитанием пакера содержит клапан с электрическим управлением, управляющий прохождением флюида между сторонами пакера, и электрически подсоединенный к клапану модуль связи и управления, содержащий модем для приема команд управления, закодированных в сигналах связи. Модуль связи и управления осуществляет декодирование команд управления, принятых с помощью модема, и управление подвижным элементом клапана с использованием команд управления при установке пакера в рабочее состояние. Возможно наличие в устройстве с электропитанием датчика и модема, передающего в виде электрического сигнала связи выработанные датчиком данные, характеризующие, по меньшей мере, одну физическую характеристику. Изобретения позволяют улучшить качество управления добычей нефти путем управления в режиме реального времени входящим в конструкцию пакера механическим устройством с электропитанием (Патент РФ №2262597, опублик. 2005.10.20).An oil well is known in which a packer containing a device with a power supply is placed, and a pipe structure having an electrically conductive part is placed. Set the packer in working condition, while the device with power supply is electrically connected to the electrically conductive part of the pipeline structure. Install an induction inductor located around the electrically conductive part of the pipeline structure, and bring it into working condition. A time-varying current is supplied to the pipeline structure. A part of the current is directed through a device with power supply by means of an induction inductor and oil is produced. It is possible to use a casing string of a well or soil surrounding a well as a reverse current circuit. The packer-powered device comprises an electrically controlled valve controlling the passage of fluid between the sides of the packer, and a communication and control module electrically connected to the valve, comprising a modem for receiving control commands encoded in the communication signals. The communication and control module decodes the control commands received using the modem and controls the movable valve element using control commands when the packer is in operational condition. It is possible that there is a sensor and a modem in the device with power supply, transmitting in the form of an electric communication signal the sensor generated data characterizing at least one physical characteristic. EFFECT: inventions improve the quality of oil production control by real-time control of a mechanical device with power supply included in the packer design (RF Patent No. 2262597, published. 2005.10.20).
Конструкция скважины обеспечивает подачу питающего или управляющего сигнала в скважину и рассеяние электрического тока в околоскважинном пространстве. Однако конструкция не обеспечивает сосредоточенное рассеяние электрического тока на части интервала скважины.The design of the well provides a supply or control signal to the well and the dissipation of electric current in the near-wellbore space. However, the design does not provide concentrated scattering of electric current on part of the interval of the well.
Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов, содержащая обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, источник питания, расположенный на поверхности, электрически подсоединенный и адаптированный для подачи электрического тока, изменяющегося во времени, по меньшей мере, в колонну насосно-компрессорных труб или обсадную колонну, скважинный модуль хранения энергии, электрически подсоединенный к, по меньшей мере, колонне насосно-компрессорных труб или обсадной колонне, скважинное устройство с электропитанием, электрически подсоединенное к модулю хранения энергии, скважинный индукционный дроссель, расположенный вокруг части, по меньшей мере, одной из колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны и адаптированный для направления части электрического тока в устройство хранения энергии (Патент РФ №2258800, опублик. 2005.08.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is an oil well for the extraction of petroleum products, containing a casing string, tubing string, a power source located on the surface, electrically connected and adapted to supply an electric current that varies over time, at least tubing string or casing string, a downhole energy storage module electrically connected to at least the tubing string or a casing string, a downhole device with power supply, electrically connected to the energy storage module, a downhole induction choke located around a portion of at least one of the tubing string and casing string and adapted to direct a portion of the electric current to the energy storage device (Patent RF №2258800, published. 2005.08.20 - prototype).
Известная конструкция обеспечивает подачу и хранение в скважине электроэнергии, необходимой для питания скважинных приборов и оборудования. Однако конструкция не обеспечивает передачу и сосредоточенное рассеяние электрического тока в околоскважинное пространство на части интервала скважины, что не позволяет избирательно прогревать скважинное и околоскважинное пространство, исследовать заколонное пространство.The known design provides the supply and storage in the well of the electric power necessary to power the downhole tools and equipment. However, the design does not provide transmission and concentrated dissipation of electric current into the near-wellbore space on a part of the well interval, which does not allow to selectively warm the borehole and near-wellbore space, and investigate the annulus.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения рассеяния электрического тока в околоскважинном пространстве на части интервала скважины.The proposed invention solves the problem of ensuring the dissipation of electric current in the near-wellbore space on a part of the well interval.
Задача решается тем, что в скважине, включающей электропроводящую обсадную колонну труб, согласно изобретению электропроводящая обсадная колонна труб снабжена диэлектрическими элементами, размещенными через, по крайней мере, одну трубу обсадной колонны, в скважине размещен контактор с электрической связью с поверхностью и с возможностью создания электрического контакта с любой точкой обсадной колонны.The problem is solved in that in a well including an electrically conductive casing string of pipes, according to the invention, the electrically conductive casing string of pipes is provided with dielectric elements placed through at least one casing string, a contactor is placed in the well with electrical connection with the surface and with the possibility of creating an electric contact with any point in the casing.
В качестве диэлектрических элементов используют диэлектрические вставки, диэлектрические покрытия резьб труб, диэлектрические трубы. Диэлектрические вставки могут быть выполнены из стеклопластика, композитных материалов, токонепроводящих или слабопроводящих составов на основе жидкого стекла, цемента, синтетических полимеров, например, на основе фенолоформальдегидных, эпоксидных, полиуретановых смол и т.п.As dielectric elements, dielectric inserts, dielectric coatings of pipe threads, and dielectric pipes are used. Dielectric inserts can be made of fiberglass, composite materials, current-conducting or weakly conductive compositions based on water glass, cement, synthetic polymers, for example, based on phenol-formaldehyde, epoxy, polyurethane resins, etc.
Электрическая связь с поверхностью выполнена посредством кабеля, электропроводящей колонны труб или штанг.The electrical connection with the surface is made through a cable, an electrically conductive pipe string or rods.
В качестве контактора используют электроды, металлические ерши, щетки, пластины, стержни.As a contactor, electrodes, metal ruffles, brushes, plates, rods are used.
На чертеже представлена заявленная скважина.The drawing shows the claimed well.
Труба или несколько труб 1 обсадной колонны разделены диэлектрическими элементами 2. В скважине размещен контактор 3 с электрической связью 4 с поверхностью 5.The pipe or several pipes 1 of the casing string are separated by dielectric elements 2. In the well there is a contactor 3 with electrical connection 4 to the surface 5.
Каждая труба 1 выполнена из проводящего электрический ток материала, например стали. Диэлектрический элемент 2 установлен через каждую трубу 1 или через несколько труб 1. Контактор 3 установлен с возможностью создания электрического контакта с любой точкой обсадной колонны.Each pipe 1 is made of an electrically conductive material, such as steel. The dielectric element 2 is installed through each pipe 1 or through several pipes 1. The contactor 3 is installed with the possibility of creating electrical contact with any point of the casing.
Работу в скважине ведут следующим образом.Work in the well are as follows.
При строительстве скважины спускают обсадную колонну с трубами 1 и с диэлектрическими элементами 2. В существующих скважинах через намеченные интервалы вырезают кольца в обсадной колонне и заполняют их диэлектрическим элементом в виде токонепроводящих или слабопроводящих составов на основе жидкого стекла, цемента, синтетических полимеров, например, фенолоформальдегидных, эпоксидных, полиуретановых смол и т.п. В скважине размещают контактор 3 с электрической связью 4 с поверхностью 5.During well construction, a casing with pipes 1 and with dielectric elements 2 is lowered. In existing wells, rings in the casing are cut out at the specified intervals and filled with a dielectric element in the form of conductive or weakly conductive compositions based on water glass, cement, synthetic polymers, for example, phenol-formaldehyde , epoxy, polyurethane resins, etc. In the well place a contactor 3 with electrical connection 4 with the surface 5.
Подачей электрического тока с поверхности 5 через электрическую связь 4 и контактор 3 на трубу или несколько труб 1 прогревают трубу 1 и расплавляют отложения, например, парафины в скважине или прогревают околоскважинную зону и расплавляют вязкую или высоковязкую нефть в околоскважинном пространстве, способствуя ее поступлению в скважину, проводят каротажные исследования околоскважинного пространства. При этом электрический ток не имеет возможности течь вдоль по обсадной колонне из-за диэлектрических элементов 2, уходит в околоскважинное пространство, выполняя свою работу именно в намеченном месте. Пример конкретного выполненияBy supplying electric current from the surface 5 through the electric connection 4 and the contactor 3 to the pipe or several pipes 1, the pipe 1 is heated and deposits are melted, for example, paraffins in the well or the near-wellbore zone is heated and the viscous or highly viscous oil is melted in the near-wellbore space, facilitating its entry into the well , conduct logging studies of the near-wellbore space. In this case, the electric current does not have the ability to flow along the casing due to the dielectric elements 2, goes into the near-wellbore space, performing its work in the intended place. Concrete example
Пример 1. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина продуктивного пласта 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм2, с нефтью, имеющей плотностьExample 1. Develop a reservoir of highly viscous oil with the following characteristics: depth 90 m, the thickness of the reservoir 20-30 m with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 30%, permeability of 0.265 microns 2 , with oil having a density
956 кг/м3 и вязкость 12206 мПа·с.956 kg / m 3 and viscosity 12206 MPa · s.
Бурят скважину до подошвы продуктивного пласта и обсаживают обсадной колонной с диэлектрической вставкой выше продуктивного пласта на 3 м. Межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной заполняют обезвоженной нефтью. Организуют изоляцию колонны насосно-компрессорных труб от скважинного оборудования, трубопроводов на устье скважины и обсадной колонны. Обеспечивают электрический контакт между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонны в интервале продуктивного пласта через контактор в виде пластины. К колонне насосно-компрессорных труб подводят переменный электрический ток с частотой 50 Гц, напряжением 380 В и плотностью 80 А/м2. В результате удается добиться дебита скважины 4 м3/сут, в то время как в варианте с обсадной колонной без диэлектрической вставки дебит скважины не превышал 0,5 м3/сут.A well is drilled to the bottom of the reservoir and cased with a casing with a dielectric insert 3 m above the reservoir. The annulus between the tubing string and the casing is filled with dehydrated oil. Isolation of tubing string from downhole equipment, pipelines at the wellhead and casing is arranged. Provide electrical contact between the tubing string and the casing in the interval of the reservoir through the plate contactor. An alternating electric current with a frequency of 50 Hz, a voltage of 380 V and a density of 80 A / m 2 is supplied to the tubing string. As a result, it is possible to achieve a well production rate of 4 m 3 / day, while in a variant with a casing without a dielectric insert, the well production rate did not exceed 0.5 m 3 / day.
Пример 2. Проводят электрический каротаж обсаженной нефтедобывающей скважины. Организуют разрыв электрической связи между частью обсадной колонны в интервале продуктивного пласта скважины 1700-1780 м, в котором необходимо произвести каротаж обсаженной скважины, и остальными частями обсадной колонны. Для этого вырезают часть трубы обсадной колонны скважины на глубинах 1695 и 1785 м, а в образовавшиеся кольца закачивают цементный раствор. При этом токи утечки по обсадной колонне исключаются. После этого в скважине в нижней части исследуемого интервала проводят размещение зонда, состоящего из трех эквидистантных измерительных электродов и двух расположенных за пределами зоны измерительных электродов, симметрично относительно среднего измерительного электрода, токовых электродов. Электроды выполнены в виде цилиндров длиной 100 мм. Организуют подачу электрического тока в колонну через каждый из двух токовых электродов поочередно от одного и того же полюса источника электрического тока, измерение при каждой из подач тока потенциала электрического поля колонны в точке среднего измерительного электрода, первой разности потенциалов на участке колонны между двумя крайними измерительными электродами и второй разности потенциалов на том же участке колонны и определение удельного электрического сопротивления породы за колонной. Каротаж проводят непрерывно при движении зонда вверх по скважине.Example 2. Carry out electric logging cased oil wells. A break in the electrical connection between the part of the casing string in the interval of the productive formation of the well 1700-1780 m, in which it is necessary to log the cased well, and the rest of the casing string is organized. For this, a part of the casing string of the well is cut out at depths of 1695 and 1785 m, and cement mortar is pumped into the formed rings. In this case, casing leakage currents are eliminated. After that, a probe consisting of three equidistant measuring electrodes and two measuring electrodes located outside the zone, symmetrically with respect to the middle measuring electrode and current electrodes, is placed in the well in the lower part of the studied interval. The electrodes are made in the form of cylinders 100 mm long. Organize the supply of electric current to the column through each of the two current electrodes alternately from the same pole of the electric current source, the measurement at each of the current supply of the potential of the electric field of the column at the point of the middle measuring electrode, the first potential difference in the section of the column between the two extreme measuring electrodes and the second potential difference in the same section of the column and the determination of the electrical resistivity of the rock behind the column. Logging is carried out continuously when the probe moves up the well.
Скорость проведения каротажа согласно предложенному способу составляет 50 м/час, что позволяет исследовать интервал 80 м за 1,6 часа, по прототипу на исследование того же интервала требуется 26,6 часа. Точность однократного измерения (разброс показателей) согласно предложенному способу составляет ±3%, тогда как по прототипу эта же величина составляет ±50%.The logging speed according to the proposed method is 50 m / h, which allows you to explore the interval of 80 m in 1.6 hours, according to the prototype for the study of the same interval requires 26.6 hours. The accuracy of a single measurement (dispersion of indicators) according to the proposed method is ± 3%, while in the prototype the same value is ± 50%.
Пример 3. В скважине, построенной согласно чертежу с диэлектрическими вставками через каждую трубу обсадной колонны, на глубинах от 300 до 700 м от поверхности через контактор на колонне штанг обеспечивают контакт контактора в виде стержня на каждую трубу, прогревают и освобождают от парафиновых отложений стенки скважины.Example 3. In a well constructed according to the drawing with dielectric inserts through each casing pipe, at a depth of 300 to 700 m from the surface, a contactor in the form of a rod on each pipe is contacted through a contactor on the rod string, heated and freed from the paraffin deposits of the well wall .
Решение задачи обеспечения рассеяния электрического тока в околоскважинном пространстве на части интервала скважины за счет диэлектрических элементов позволяет избирательно прогревать скважинное и околоскважинное пространство, исследовать заколонное пространство скважины.The solution to the problem of ensuring the dissipation of electric current in the near-wellbore space on a part of the well interval due to dielectric elements makes it possible to selectively warm the borehole and near-wellbore space, and investigate the annular space of the well.
Применение предложенного способа позволит избирательно прогревать скважинное и околоскважинное пространство, исследовать заколонное пространство скважины.The application of the proposed method will allow to selectively warm the borehole and near-wellbore space, to explore the annular space of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119116/03A RU2354816C1 (en) | 2008-05-15 | 2008-05-15 | Well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119116/03A RU2354816C1 (en) | 2008-05-15 | 2008-05-15 | Well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2354816C1 true RU2354816C1 (en) | 2009-05-10 |
Family
ID=41020009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008119116/03A RU2354816C1 (en) | 2008-05-15 | 2008-05-15 | Well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2354816C1 (en) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1252479A1 (en) * | 1984-08-25 | 1986-08-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПечорНИПИнефть" | Arrangement for producing a well yielding high-paraffin oil |
| SU1280114A1 (en) * | 1985-07-26 | 1986-12-30 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Arrangement for operating wells in heat action upon formation |
| SU1745902A1 (en) * | 1989-09-14 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of wheel operation |
| SU1839043A1 (en) * | 1990-10-30 | 1996-04-20 | Научно-производственное объединение Всесоюзного научно-исследовательского проектно-конструкторского и технологического института кабельной промышленности | Device for preventing formation of paraffinic hydrate formation in well tubing |
| RU2068491C1 (en) * | 1993-12-14 | 1996-10-27 | Илиза Загитовна Ахметшина | Apparatus for removal of hydrateparaffin sediments |
| US5713415A (en) * | 1995-03-01 | 1998-02-03 | Uentech Corporation | Low flux leakage cables and cable terminations for A.C. electrical heating of oil deposits |
| RU2138622C1 (en) * | 1997-10-06 | 1999-09-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method and device for operation of well |
| RU2215872C2 (en) * | 2002-01-17 | 2003-11-10 | Исаев Мидхат Кавсарович | Method of oil formation stimulation |
| RU2217579C1 (en) * | 2002-04-05 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Centrifugal down-pump plant |
-
2008
- 2008-05-15 RU RU2008119116/03A patent/RU2354816C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1252479A1 (en) * | 1984-08-25 | 1986-08-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПечорНИПИнефть" | Arrangement for producing a well yielding high-paraffin oil |
| SU1280114A1 (en) * | 1985-07-26 | 1986-12-30 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Arrangement for operating wells in heat action upon formation |
| SU1745902A1 (en) * | 1989-09-14 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method of wheel operation |
| SU1839043A1 (en) * | 1990-10-30 | 1996-04-20 | Научно-производственное объединение Всесоюзного научно-исследовательского проектно-конструкторского и технологического института кабельной промышленности | Device for preventing formation of paraffinic hydrate formation in well tubing |
| RU2068491C1 (en) * | 1993-12-14 | 1996-10-27 | Илиза Загитовна Ахметшина | Apparatus for removal of hydrateparaffin sediments |
| US5713415A (en) * | 1995-03-01 | 1998-02-03 | Uentech Corporation | Low flux leakage cables and cable terminations for A.C. electrical heating of oil deposits |
| RU2138622C1 (en) * | 1997-10-06 | 1999-09-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method and device for operation of well |
| RU2215872C2 (en) * | 2002-01-17 | 2003-11-10 | Исаев Мидхат Кавсарович | Method of oil formation stimulation |
| RU2217579C1 (en) * | 2002-04-05 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Centrifugal down-pump plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2695246C (en) | Device for in situ extraction of a substance comprising hydrocarbons | |
| US3614986A (en) | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations | |
| US3211220A (en) | Single well subsurface electrification process | |
| US3862662A (en) | Method and apparatus for electrical heating of hydrocarbonaceous formations | |
| US6633164B2 (en) | Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes | |
| US10122196B2 (en) | Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes | |
| US10196885B2 (en) | Downhole induction heater for oil and gas wells | |
| US11306570B2 (en) | Fishbones, electric heaters and proppant to produce oil | |
| EA001569B1 (en) | Method for monitoring physical characteristics of fluids in downhole and device therefor | |
| OA12224A (en) | Wireless downhole well interval inflow and injection control. | |
| US12168919B2 (en) | Method for enhancing oil recovery | |
| EP3198114B1 (en) | Method for electrically enhanced oil recovery | |
| CA2878270C (en) | Method and system for electrically heating an earth formation | |
| RU2696740C1 (en) | Method and device of complex action for heavy oil and bitumen production by means of wave technology | |
| RU2354816C1 (en) | Well | |
| CN102834585B (en) | Low temperature inductive heating of subsurface formations | |
| RU2728160C2 (en) | Device and method for focused electric heating at oil-gas bearing beds occurrence place | |
| US10669840B2 (en) | Downhole system having tubular with signal conductor and method | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU2325516C1 (en) | Petroleum deposit development process | |
| RU2822258C1 (en) | Method for development of layer-by-layer-zonal non-uniformv deposit of superviscous oil or bitumen | |
| RU2241118C1 (en) | Method for extracting an oil deposit | |
| RU2352964C1 (en) | Method for electric logging of cased well | |
| RU2673825C1 (en) | Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure | |
| RU2347068C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190516 |