CN109751004B - 一种井下控制管线封堵工艺及系统 - Google Patents

Abstract

本发明属于油气田开发技术领域，公开了井下控制管线封堵工艺及系统。井下控制管线封堵工艺包括以下步骤：记录油井套管内的套管压力和油管压力；确定井上控制管线正常，随后以高于套管压力的压力向井下控制管线内注入至少两倍于井下控制管线容积的工作介质，测定工作介质的泄漏速度；对井下控制管线泄压，并根据回流的工作介质的体积计算泄漏点的深度；向井下控制管线内注入堵漏剂；向井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处。本发明通过向井下控制管线内注入堵漏剂，堵漏剂在压力差的作用下从泄漏点边缘逐渐向中间聚合形成有一定柔韧度的固体将泄漏点封堵，操作简便，成本低，能及时的堵漏，避免对油气井的正常生产造成很大的影响。

Description

一种井下控制管线封堵工艺及系统

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种井下控制管线封堵工艺及系统。

背景技术

海上油气井完井生产管柱包括油气管和设置于油气管上的井下安全阀，油气管设置于油井套管内，井下安全阀的控制管线位于油气管和油井套管之间并且延伸至地面，地面的控制系统通过液压控制井下安全阀的开启或关闭。

在工作过程中，液压控制管线在特殊震动或外力作用环境下容易出现损伤或者破裂，导致液压控制管线内部的工作介质(比如油)泄漏 ，使得控制系统无法通过液压控制管线控制井下安全阀正常工作，导致井下安全阀失去作用。目前，控制管线出现泄漏时，只能将井下安全阀从油气井内起出，对液压控制管线进行维修或更换一套完好的控制管线，维修或更换操作复杂，费时费力，而且成本较高，严重影响了油气井的正常生产。

发明内容

本发明的目的在于提供一种井下控制管线封堵工艺及系统，以解决现有技术中存在的液压控制管线出现泄漏时，维修或更换操作复杂，费时费力，成本较高的问题。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

一种井下控制管线封堵工艺，包括以下步骤：

记录油管压力和油井套管内的套管压力；

确定井上控制管线正常，随后以高于所述套管压力的压力向井下控制管线内注入至少两倍于所述井下控制管线容积的工作介质，测定工作介质的泄漏 速度；

对所述井下控制管线泄压，并根据回流的工作介质的体积计算泄漏点的深度；

向所述井下控制管线内注入堵漏剂；

向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处。

作为优选，根据回流的工作介质计算泄漏点的深度采用的公式为：

回流的工作介质的体积(升)/井下控制管线的容积(升/米)＝泄漏点深度 (米)。

作为优选，向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处，注入的工作介质的体积(升)与堵漏剂的体积之和等于泄漏点深度(米)与井下控制管线的容积(升/米)的乘积。

作为优选，在向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处之后，还包括：分级增加所述井下控制管线内的压力，直至达到最终测试压力，以检测封堵效果。

为实现上述目的，本发明还提供了一种采用上述所述的井下控制管线封堵工艺的井下控制管线封堵系统，包括：

控制系统；

工作管线，一端连接于井下控制管线，另一端连接于控制系统；

堵漏管线，一端连接于所述井下控制管线，另一端连接于控制系统，且所述堵漏管线内充设有堵漏剂；

所述控制系统选择性的控制所述井下控制管线和所述工作管线相连通，或所述井下控制管线和所述堵漏管线相连通。

作为优选，还包括泄压管线，所述泄压管线一端连接于所述堵漏管线。

作为优选，还包括井上控制管线，所述井上控制管线连接于所述控制系统，且所述工作管线和所述堵漏管线均连接于所述井上控制管线。

本发明的有益效果：

本发明提出的井下控制管线封堵工艺，能够在井下控制管线出现泄漏时通过向井下控制管线内注入堵漏剂，堵漏剂在压力差的作用下从泄漏点边缘逐渐向中间聚合形成具有一定柔韧度的固体将泄漏点封堵，操作简便，成本低，能够及时的堵漏，避免对油气井的正常生产造成很大的影响。

本发明提出的井下控制管线封堵系统，能够在井下控制管线出现泄漏时通过向井下控制管线内注入堵漏剂对泄漏点进行封堵，不仅操作简便，而且能及时对井下控制管线进行封堵，避免错过最佳封堵时机。

附图说明

图1是本发明提供的井下控制管线封堵工艺的流程图；

图2是本发明提供的井下控制管线封堵系统。

图中：

1、控制系统；11、第一控制阀；12、第二控制阀；13、第三控制阀；14、第四控制阀；15、第五控制阀；

21、井上控制管线；22、工作管线；23、堵漏管线；24、泄压管线；25、井下控制管线；

3、三通阀。

具体实施方式

下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。

本实施例提供了一种井下控制管线封堵工艺，主要针对油气井下采用液压控制的工具(井下安全阀等)的井下控制管线(液压控制管线)，当井下控制管线出现泄漏时，采用堵漏剂对该井下控制管线的泄漏 点进行封堵，当然也可用于对其他液压控制管线的泄漏点进行封堵。其中，堵漏剂为液体，泄漏点处存在压力差，在压力差的作用下，堵漏剂的液体分子聚和形成具有一定柔韧度的固体封堵物，由泄漏点边缘向中心逐渐堆积，最终封堵泄漏点

如图1所示为该井下控制管线封堵工艺的流程图，参照图1对该井下控制管线的封堵工艺进行详细的描述，具体如下：

步骤S10：记录油管压力和油井套管内的套管压力。

分别通过两套油气田套管压力监测装置记录油井套管内的套管压力及油管内的油管压力，记录套管压力的目的是为了确定后续向井下控制管线内注入工作介质时的压力，确保能将工作介质顺利注入井下控制管线内。记录油管压力的目的是为了后续检测封堵效果时确定最终测试压力。上述油气田套管压力监测装置为现有技术中的常见结构，在此不再赘述。

此外，若在记录之前，油井套管已经泄压，则需再次向油井套管内重新打压，使得油井套管内套管压力维持在预设套管压力，该预设套管压力小于等于油井在正常工作时的套管压力且小于套管可承受的压力；若油井套管未泄压，则检测油井套管内的套管压力并记录。比如，油气井在正常工作时，套管压力为1050psi，若记录时油井套管未泄压，则油井套管内的套管压力为1050psi；若记录时油井套管已经泄压，则向油井套管内重新打压，使得油井套管内的压力维持在1000psi。

步骤S20.确定井上控制管线正常，随后以高于套管压力的压力向井下控制管线内注入至少两倍于井下控制管线容积的工作介质，测定工作介质的泄漏 速度。

在步骤S10之后，检测井上控制管线(位于地面上的控制管线)是否存在泄漏 ，确保能够准确测量井下控制管线的泄漏 速度。在确定井上控制管线无泄漏，能够正常工作的情况下，将与井下控制管线相连接的井上控制管线连接于气动泵，气动泵将位于量液器内至少两倍于井下控制管线容积的纯净的工作介质以高于套管压力的压力泵入到井下控制管线内，并且维持在该压力。泵入两倍于井下控制管线容积的工作介质是为了将井下控制管线内被污染的工作介质或者其他杂质完全排出，使得井下控制管线内只存在有工作介质。以高于套管压力的压力泵入纯净的工作介质是为了工作介质能够克服套管压力而从泄漏点漏出，若井下控制管线内的压力小于套管压力，井下控制管线内的工作介质无法漏出。

当井下控制管线内只存有纯净的工作介质后，由于工作介质不断从泄漏点漏出，井下控制管线内的压力(通过观察连接气动泵的压力表得到)会在一定范围内波动，通过观察一定时间t内量液器内减少的工作介质的量V来计算工作介质的泄漏 速度(V/t)。并且根据泄漏 速度进行堵漏剂的选择，或者根据当前的泄漏速度判断是否超出堵漏剂所能封堵的泄漏 速度范围，若是则放弃采用堵漏剂进行封堵，若否则继续进行封堵。

步骤S30.对井下控制管线泄压，并根据回流的工作介质的体积来计算泄漏点的深度。

在步骤S20中之后，对井下控制管线进行泄压，井下控制管线内的工作介质在套管压力的作用下回流至量液器内，根据回流到量液器内的工作介质来计算泄漏点的深度，采用的公式为：回流的工作介质的体积(升)/井下控制管线的容积(升/米)＝泄漏点深度(米)。

步骤S40.向井下控制管线内注入堵漏剂。

在步骤S30中计算出泄漏点的深度后，对油井套管进行泄压，使得套管压力等于0或尽量的小，便于后续向井下控制管线内注入堵漏剂和工作介质。随后通过气动泵向井下控制管线内注入对应于上述测量的泄漏 速度的堵漏剂(比如A型堵漏剂)。其中注入的堵漏剂的体积根据泄漏 速度来进行选择，当泄漏 速度较大时，注入较多堵漏剂；当泄漏 速度较小时，注入较少的堵漏剂，而泄漏 速度和注入的堵漏剂的体积的关系可通过多次试验获得，堵漏剂的类型也可根据泄漏 速度进行选择。

步骤S50.向井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处。

在步骤S40中向井下控制管线内注入堵漏剂后，为了使得堵漏剂流动至泄漏点处进行封堵，再次通过气动泵向井下控制管线内泵入工作介质，堵漏剂在工作介质的推动下流动至泄漏点处进行封堵，其中泵入的工作介质的体积等于泄漏点深度(米)与井下控制管线的容积(升/米)的乘积减去堵漏剂的体积。堵漏剂在到达泄漏点后，在井下控制管线内外压力差的作用下由泄漏点边缘向中心逐渐聚合形成具有一定柔韧度的固体封堵物，最终封堵泄漏点。而且可通过检测井下控制管线的内部压力(通过观察连接气动泵的压力表得到)来判断堵漏剂是否已经到达泄漏点并开始聚合封堵泄漏点，若井下控制管线内的压力逐渐上升，则表明堵漏剂已经到达泄漏点并且逐渐聚合封堵泄漏点；若井下控制管线内的压力没有逐渐上升的趋势，则表明堵漏剂还未到达泄漏点，可通过继续向井下控制管线内泵入工作介质来推动堵漏剂流动至泄漏点。

在堵漏剂到达泄漏点后，增加井下控制管线内的压力至预设压力，并在预设压力下保持预设时间，使得液态堵漏剂在内外压差的作用下，堵漏剂的液体分子会聚合成具有一定柔韧度的固体封堵泄漏点，而且堵漏剂只会在泄漏点处存在压力差的情况下才会聚合为固体，剩余的堵漏剂仍为液态，以备下次发挥堵漏作用。其中，预设压力和预设时间根据实际需要进行设定。

步骤S60.分级增加井下控制管线内的压力，直至达到最终测试压力，以检测封堵效果。

在步骤S50后，分级增加井下控制管线内的压力以检测封堵效果，比如每次增加500psi，并且在每个压力点保持15分钟，直至井下控制管线内的压力达到最终测试压力，其中最终测试压力等于步骤S10中记录的油管压力、井下安全阀的开启压力和安全余量的和。

最后，将井上控制管线接回到油气井的原操作控制系统，然后使油气井在正常状态下生产一段时间，比如两小时，而且使得井下控制管线的内的压力维持正常压力，若井下控制管线内的压力稳定，则该油气井可正常生产，若井下控制管线内的压力不稳定，即还存在泄漏点，则采用更强堵漏能力的B型堵漏剂并重复上述步骤S10-S50。上述A型堵漏剂和B型堵漏剂根据实际需要进行选择，在此不做具体限制。

通过上述井下控制管线封堵工艺能够在井下控制管线出现泄漏时通过向井下控制管线内注入堵漏剂，堵漏剂在压力差的作用下从泄漏点边缘逐渐向中间聚合形成具有一定柔韧度的固体将泄漏点封堵，操作简便，成本低，能够及时的堵漏，避免对油气井的正常生产造成很大的影响。

本实施例还提供了一种井下控制管线封堵系统，采用上述的井下控制管线的封堵工艺。如图2所示，该井下控制管线封堵系统包括控制系统1、井上控制管线21、工作管线22、堵漏管线23、泄漏 管线24和井下控制管线25，还包括均连接于控制系统1的第一控制阀11、第二控制阀12、第三控制阀13、第四控制阀14和第五控制阀15。其中井上控制管线21、工作管线22、堵漏管线23、泄漏 管线24和井下控制管线25均为液压控制管线，控制系统1包括地面控制系统(原油气井的操作控制系统)和封堵系统，其中地面控制系统为油气井正常工作时现有技术中的控制结构，在此不再赘述，在正常工作时，地面控制系统通过井上控制管线21、工作管线22和井下控制管线25控制井下工具，比如井下安全阀。而封堵系统包括气动泵和连接启动泵的量液器、压力表及控制气动泵的控制器，在进行封堵工艺时通过井上控制管线21、堵漏管线23和工作管线22对井下控制管线25的泄漏点进行封堵。

具体而言，井上控制管线21一端连接于控制系统1，一端连接于第二控制阀12，且井上控制管线21上设置有上述第一控制阀11。工作管线22一端连接于第二控制阀12，另一端连接于一三通阀3。堵漏管线23一端连接于第三控制阀13，另一端连接于上述三通阀3，且堵漏管线23上设置有上述第五控制阀15，而堵漏管线23内充设有堵漏剂，第三控制阀13通过管线连接于第二控制阀12。控制系统1通过第二控制阀12、第三控制阀13选择性的连通井上控制管线21、工作管线22和井下控制管线25或者井上控制管线21、堵漏管线23和井下控制管线25。泄压管线24一端连接于第三控制阀13，且泄压管线24上设置有上述第四控制阀14。而井下控制管线25连接与上述三通阀3。在本实施例中，第一控制阀11、第四控制阀14和第五控制阀15均为截止阀，而第二控制阀12、第三控制阀13均为两位三通阀。

以井下工具为井下安全阀为例，在井下控制管线25无泄漏 时，第一控制阀 11开启，第二控制阀12切换至a-c连通，第三控制阀13切换至a-b连通，关闭第三控制阀13和第四控制阀14。控制系统1中的地面控制系统通过井上控制管线21、工作管线22和井下控制管线25控制井下安全阀。

在井下控制管线25出现泄漏时，首先按照上述步骤S10、S20和S30的顺序测定套管压力、工作介质的泄漏 速度、计算泄漏点的深度，具体流程在此不再赘述。而且在测定工作介质的泄漏 速度和计算泄漏点的深度的过程中，井上控制管线21连接于封堵系统，具体而言，通过气动泵将量液器内的工作介质打入井下控制管线25内，进行泄漏 速度的测量，随后通过对井下控制管线25、工作管线22和井上控制管线21泄压，根据回流到量液器内的工作介质来结算泄漏点的深度。随后关闭第一控制阀11，将第二控制阀12切换至a-b连通，开启第五控制阀15，气动泵通过井上控制管线21、堵漏管线23向井下控制管线25 内注入堵漏剂。然后关闭第五控制阀15，将第二控制阀12再次切换至a-c连通，气动泵通过井上控制管线21和工作管线22向井下控制管线25内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处。此时注入的工作介质的体积等于泄漏点深度(米) 与井下控制管线25的容积(升/米)的乘积减去堵漏剂的体积。随后检测堵漏剂是否到达泄漏点并开始封堵泄漏点及检测是否封堵完成的过程与上文相同，在此不再赘述。

此外，在注入堵漏剂后，开启第四控制阀14，第三控制阀13切换至a-c连通，通过泄压管线24对堵漏管线23进行泄压，随后将第三控制阀13切换至a-b 连通，使得第二控制阀12和第三控制阀13之间的管线和堵漏管线23内的压力平衡，随后再次将第三控制阀13切换至a-c连通，再次对堵漏管线23泄压。重复上述步骤，直至将堵漏管线23内的压力泄至为0。

通过该井下控制管线封堵系统，能够保证在井下控制管线25出现泄漏 时，及时的通过注入堵漏剂对井下控制管线25进行封堵，避免错过最佳封堵时机。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为了清楚说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种井下控制管线封堵工艺，其特征在于，包括以下步骤：

记录油管压力和油井套管内的套管压力；

确定井上控制管线正常，随后以高于所述套管压力的压力向井下控制管线内注入至少两倍于所述井下控制管线容积的工作介质，通过观察一定时间t内量液器内减少的工作介质的量V来计算工作介质的泄漏 速度，V/t；

根据泄漏 速度进行堵漏剂的选择，或者根据当前的泄漏速度判断是否超出堵漏剂所能封堵的泄漏 速度范围，若是，则放弃采用堵漏剂进行封堵，若否，则继续进行封堵；

对所述井下控制管线泄压，并根据回流的工作介质的体积计算泄漏点的深度，根据回流的工作介质计算泄漏点的深度采用的公式为：回流的工作介质的体积/井下控制管线的容积＝泄漏点深度，其中，回流的工作介质的体积单位为升，井下控制管线的容积单位为升/米，泄漏点深度的单位为米；

向所述井下控制管线内注入堵漏剂；

向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处。

2.根据权利要求1所述的井下控制管线封堵工艺，其特征在于，向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处，注入的工作介质的体积与堵漏剂的体积之和等于泄漏点深度与井下控制管线的容积的乘积，其中，注入的工作介质的体积单位为升。

3.根据权利要求1所述的井下控制管线封堵工艺，其特征在于，在向所述井下控制管线内注入工作介质将堵漏剂推动至泄漏点处之后，还包括：分级增加所述井下控制管线内的压力，直至达到最终测试压力，以检测封堵效果。

4.一种采用如权利要求1-3任一项所述的井下控制管线封堵工艺的井下控制管线封堵系统，其特征在于，包括：

控制系统(1)；

工作管线(22)，一端连接于井下控制管线(25)，另一端连接于控制系统(1)；

堵漏管线(23)，一端连接于所述井下控制管线(25)，另一端连接于控制系统(1)，且所述堵漏管线(23)内充设有堵漏剂；

所述控制系统(1)选择性的控制所述井下控制管线(25)和所述工作管线(22)相连通，或所述井下控制管线(25)和所述堵漏管线(23)相连通。

5.根据权利要求4所述的井下控制管线封堵系统，其特征在于，还包括泄压管线(24)，所述泄压管线(24)一端连接于所述堵漏管线(23)。

6.根据权利要求4所述的井下控制管线封堵系统，其特征在于，还包括井上控制管线(21)，所述井上控制管线(21)连接于所述控制系统(1)，且所述工作管线(22)和所述堵漏管线(23)均连接于所述井上控制管线(21)。

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