CN111364960B - 抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 - Google Patents
抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111364960B CN111364960B CN201811594727.1A CN201811594727A CN111364960B CN 111364960 B CN111364960 B CN 111364960B CN 201811594727 A CN201811594727 A CN 201811594727A CN 111364960 B CN111364960 B CN 111364960B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- natural gas
- gas well
- gas hydrate
- heating
- well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 112
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 92
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 8
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 7
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 6
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 3
- 239000003973 paint Substances 0.000 claims description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 6
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 5
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 4
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010073 coating (rubber) Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000013433 optimization analysis Methods 0.000 description 1
- 229920006260 polyaryletherketone Polymers 0.000 description 1
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000000195 production control method Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明公开了一种气井抑制天然气水合物生成的装置及方法，属于天然气开采领域。该装置包括：交流电源、加热组件与地面监测控制仪表；加热组件可放置于气井内生成天然气水合物的目标位置；地面检测控制仪表与加热组件连接；加热组件包括：加热短节与套在加热短节的外壳，加热短节的外壁与外壳形成容纳空间；容纳空间内装有过饱和盐溶液，过饱和盐溶液内浸有电感线圈组，电感线圈组与交流电源连接形成回路。通过本发明实施例提供的装置，扩大了井内加热范围，抑制了天然气水合物的生成。提高了气井的开采效率，降低了开采成本。
Description
技术领域
本发明涉及天然气开采领域，特别涉及一种抑制气井天然气水合物生成的装置及方法。
背景技术
高温高压气井天然气的开发具有比一般气井开采更高的风险，高温高压气井在开采时天然气从油管上升过程中，当压力降低或温度降低后天然气与油管内的水会在油管内生成天然气水合物，生成的天然气水合物会堵塞油管，给气井的开发带来很大的困难。因此，有效抑制天然气水合物在高温高压气井天然气开发中的生成是安全开采天然气的必然要求。
相关技术抑制天然气水合物的生成主要采用以下几种方法：化学抑制法，通过加入甲醇或乙二醇等化学抑制剂，破坏水分子之间的结构关系，以降低天然气水合物界面上水蒸汽的压力和生成天然气水合物的温度，进而抑制天然气水合物的生成。产量控制法，通过调整气井天然气的产量，降低气井井口的压力以及油管内的压力，利用天然气上升时自身的热量提高油管内以及井口气流的温度，避免天然气水合物的生成。
发明人发现相关技术至少存在以下问题：
化学抑制法需要加入大量的甲醇或乙二醇等化学抑制剂，导致抑制成本过高，不利于气井安全生产的同时会带来环境污染问题。产量控制法通过控制气井的产量来实现抑制天然气水合物的生成，但是同时也抑制了气井开采产量，导致地层过早衰竭，不利于气井的合理开采。
发明内容
本发明实施例提供了一种抑制气井天然气水合物生成的装置与方法，可解决上述技术问题。具体技术方案如下：
一方面，提供了一种抑制气井天然气水合物生成的装置，所述装置包括：交流电源、加热组件与地面监测控制仪表；
所述加热组件可放置于气井内生成天然气水合物的目标位置；
所述地面检测控制仪表与所述加热组件连接；
所述加热组件包括：加热短节与套在加热短节外壁的外壳，所述加热短节的外壁与所述外壳形成容纳空间；
所述容纳空间内装有过饱和盐溶液，所述过饱和盐溶液内浸有电感线圈组，所述电感线圈组与所述交流电源连接形成回路。
在一种可选地实施方式中，所述装置还包括：不锈钢毛细管，所述电感线圈组穿过所述不锈钢毛细管与所述交流电源连接。
在一种可选地实施方式中，所述加热短节外壁上涂抹有耐高温的绝缘材料。
在一种可选地实施方式中，所述容纳空间内具有电杆，所述电感线圈组缠绕在所述电杆上。
在一种可选地实施方式中，所述电杆上设置有固定件，所述电感线圈组通过所述固定件缠绕并固定在所述电杆上。
在一种可选地实施方式中，所述耐高温的绝缘材料为硅橡胶绝缘涂料。
另一方面，本发明实施例提供了一种用于上述任一项所述的抑制气井天然气水合物生成的装置的方法，其特征在于，所述方法包括：
获取气井内生成天然气水合物的目标位置；
将加热组件放入所述目标位置；
通过地面监测控制仪表监测气井内的温度达到天然气水合物生成温度时，或气井内压力低于天然气水合物生成的压力时，打开交流电源，通过交变电流对加热组件进行加热，通过被加热的加热组件抑制气井内天然气水合物的生成。
在一种可选地实施方式中，所述获取气井内生成天然气水合物的目标位置包括：根据气井的天然气产量以及天然气中的水含量获取气井内生成天然气水合物的目标位置。
在一种可选地实施方式中，所述根据气井的天然气产量以及天然气中的水含量获取气井内生成天然气水合物的目标位置包括：
根据所述气井的天然气产量以及所述天然气中的水含量，通过多相流稳态模拟软件模拟计算获得气井内天然气水合物易生成的温度范围，确定气井内所述温度范围的位置，将所述位置作为获取的气井内生成天然气水合物的目标位置。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
通过在天然气水合物生成的位置下入加热组件，通过加热短节与套接在加热短节外壁的外壳形成容纳空间，容纳空间内具有与交流电源连接的电感线圈组，通过交流电源为电感线圈组提供电能，通过电感线圈组形成的感应线圈将电能转化为热能，对加热组件内的原油以及外壳与套管之间的原油进行加热。此时，过饱和盐溶液吸热溶解。当交流电源断开后，过饱和盐溶液结晶放热，通过对外壳与套管之间的原油以及加热组件内的原油进行加热。通过本发明实施例提供的装置，扩大了井内加热范围，抑制了天然气水合物的生成。提高了气井的开采效率，降低了开采成本。通过本发明实施例提供的装置在气井内温度降低时可以迅速的对加热组件加热，提高加热组件内的温度，避免天然气水合物的生成。且不需要向油管内加入大量的甲醇或乙二醇等化学抑制剂，从而降低了天然气水合物生成的抑制成本。也不需要通过控制产量的方法来避免天然气水合物的生成，提高了气井的开采效率，降低了开采成本。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的抑制气井天然气水合物生成的装置结构示意图；
图2是本发明实施例提供的抑制气井天然气水合物生成的装置结构示意图。
附图标记分别表示：
1-交流电源，2-加热组件，21-加热短节，22-外壳，23-电感线圈组，24-电杆，3-地面监测控制仪表，4-不锈钢毛细管。
具体实施方式
除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
一方面，本发明实施例提供了一种抑制气井天然气水合物生成的装置，如附图1和附图2所示，该装置包括：交流电源1、加热组件2、地面监测控制仪表3与壳体4；
壳体4套接在加热组件2的外壁，壳体4与加热组件2外壁之间形成容纳空间；
容纳空间内装有过饱和盐溶液，过饱和盐溶液内浸有电杆24，电杆上缠绕有电感线圈组23，电感线圈组23与交流电源1连接形成回路；
地面检测控制仪表3与加热组件2连接；
加热组件2用于放置于气井内生成天然气水合物的目标位置。
通过在天然气水合物生成的位置下入加热组件2，通过加热短节21与套接在加热短节21外壁的外壳22形成容纳空间，容纳空间内具有与交流电源1连接的电感线圈组23，通过交流电源1为电感线圈组23提供电能，通过电感线圈组23形成的感应线圈将电能转化为热能，对加热组件2内的原油以及外壳22与套管之间的原油进行加热。此时，过饱和盐溶液吸热溶解。当交流电源1断开后，过饱和盐溶液结晶放热，通过对外壳22与套管之间的原油以及加热组件2内的原油进行加热。通过本发明实施例提供的装置，扩大了井内加热范围，抑制了天然气水合物的生成。提高了气井的开采效率，降低了开采成本。
通过本发明实施例提供的装置在气井内温度降低时可以迅速的对加热组件2加热，提高加热组件2的温度，避免加热组件2附近的天然气水合物的生成。且不需要向油管内加入大量的甲醇或乙二醇等化学抑制剂，从而降低了天然气水合物生成的抑制成本。也不需要通过控制产量的方法来避免天然气水合物的生成，提高了气井的开采效率，降低了开采成本。
在一种可选的实施方式中，如图2所示，该装置还包括：不锈钢毛细管4，电感线圈组23穿过不锈钢毛细管4与交流电源1连接。
电感线圈组23缠绕在油杆21上后需要伸出气井外与地面的交流电源1连接。可以理解的是，电感线圈组23一般为可以弯折的软质的线圈，当对井口进行密封时，会对电感线圈组23造成挤压或损害。因此，在电感线圈组23伸出气井井口的位置设置不锈钢毛细管4，电感线圈组23穿过不锈钢毛细管4与交流电源1连接，以实现对电感线圈组23的保护。
在一种可选的实施方式中，加热短节21外壁上涂抹有耐高温的绝缘材料。
在一种可选的实施方式中，如图2所示，容纳空间内具有电杆24，电感线圈组23缠绕在电杆24上。
在一种可选的实施方式中，电杆24上设置有固定件，电感线圈组23通过固定件缠绕并固定在电杆24上。
电感线圈组23缠绕在电杆24上时会出现轴向的移动，进而影响对加热组件2的加热。通过在电杆24上设置固定件，将电感线圈组23固定在固定件上，避免电感线圈组23的滑落。当电感线圈组23缠绕电杆24多圈时，可以在每一圈的电感线圈组23下端设置固定件，实现对电感线圈组23的固定作用。示例的，每一圈电感线圈组23相对的固定件的数量可以是多个，例如2个、3个、4个、5个、6个、7个、8个等。具体数量不做限定，只要能达到将电感线圈组23固定在电杆24上的作用即可。
在一种可选的实施方式中，耐高温的绝缘材料为硅橡胶绝缘涂料。
可选地，当油井内生成天然气水合物的位置比较大时，可以通过向油井内下入多根加热组件2，多根加热组件2之间通过丝扣连接，对通过加热组件2内的原油进行加热。
一方面，本发明实施例提供了一种用于上述任一项抑制气井天然气水合物生成装置的方法，该方法包括：
获得气井内天然气水合物生成的位置；
将加热组件2放入目标位置；
通过地面监测控制仪表3监测气井内的温度达到天然气水合物生成温度时，或气井内压力低于天然气水合物生成的压力时，打开交流电源1，通过交变电流对加热组件2进行加热，通过被加热的加热组件2抑制气井内天然气水合物的生成。
本发明实施例提供的抑制气井天然气水合物生成的方法通过在天然气水合物容生成的位置下入加热组件2，通过交流电源1为电杆24上缠绕的电感线圈组23提供交变电流，缠绕在电杆24上的电感线圈组23以加热短节21为中心形成感应圈，电流在感应圈磁场的作用下转化为热能，对加热组件2附近的原油以及外壳22与套管之间的原油进行加热，抑制天然气水合物的生成。
以下将通过可选地实施例进一步地描述该抑制气井天然气水合物生成的方法。
在一种可选的实施方式中，获得气井内天然气水合物生成的位置包括：根据气井的天然气产量以及天然气中的水含量获得气井内天然气水合物生成的位置。
气井的天然气产量通常是已知的，在对气井进行开采时，会给定气井一个预定的天然气生产值，通过获取气井天然气的固定产量，分析该气井天然气的水含量，通过上述气井天然气的产量以及天然气中的水含量，可以估算出生成天然气水合物的生成温度，通过对气井内的温度进行检测，可以获取在天然气水合物生成的温度下所对应的位置。该位置即油管内温度降低的位置，或者压力降低的位置，获得天然气水合物生成的位置。
可以理解的是，通过本发明实施例提供的方法对防止天然气水合物生成时，会在加热短节21的表面产生大量热，通过在加热短节21上涂抹耐高温的绝缘材料，可以避免加热短节21表面温度升高时力学性能发生改变，发生断裂等情形。
耐高温的绝缘材料可以为硅橡胶涂料、聚芳基醚酮涂料、聚醚醚酮涂料等。
电感线圈组23可以采用铜质线圈，电感线圈组23可以沿着电杆24按照同一方向顺时针或逆时针缠绕，电感线圈组23缠绕的匝数可以根据气井内实际需要的温度进行设计，可以是10圈、15圈、20圈、25圈、30圈、35圈、40圈、45圈、20圈等。电感线圈组23的粗细可以根据气井内具体所需的温度进行调整。示例的，可选择1平方毫米、1.5平方毫米、2平方毫米、2.5平方毫米、3平方毫米、3.5平方毫米等。
考虑到当气井内的天然气水合物形成的位置比较大时，即油管内温度较低的管段比较长时，就需要通过好几根加热组件2下入到井内，对该位置的原油进行加热，以防止天然气水合物的生成。当加热组件2为多根时，每段电杆24之间的电感线圈组23需要连接起来。此时，可以在每根电感线圈组23的连接处设置防水接口，避免电感线圈组23的连接口出进水，出现短路进而影响对加热组件的加热。
在一种可选的实施方式中，通过加热组件2抑制气井内天然气水合物的生成包括：
通过地面监测控制仪表3监测气井内的温度达到天然气水合物生成温度时，或气井内压力低于天然气水合物生成的压力时，打开交流电源1，通过交变电流对加热组件2进行加热，通过被加热的加热组件2抑制气井内天然气水合物的生成。
地面监测控制仪表3与气井内的加热组件2连接，可以实时监测气井内油管的温度与压力，当地面监测控制仪表3监测到加热组件2内的温度降低，即将到达天然气水合物生成的温度时，或加热组件2内的压力升高达到天然气水合物生成的压力时，打开交流电源1，对天然气水合物生成位置的加热组件2进行加热，升温，避免天然气水合物的生成。
在一种可选的实施方式中，根据气井的天然气产量以及天然气中的水含量，获得气井内天然气水合物生成的位置包括：根据气井的天然气产量以及天然气中的水含量，通过多相流稳态模拟软件PIPESIM模拟计算获得气井内天然气水合物易生成的温度范围，确定气井内所述温度范围的位置，将该位置作为获取的气井内生成天然气水合物的目标位置。
PIPESIM软件为一多相流稳态模拟计算器，生产系统优化分析工具。PIPESIM软件可以实现单井的设计与分析、管道设计和管径优化等功能。通过向PIPESIM软件的设定程序中输入气井的天然气产量数值以及天然气中水的含量数值，PIPESIM软件便可自动计算出该气井内天然气水合物生成的位置，即在该位置下的温度较低，压力较高，容易生成天然气水合物。
以下将通过可选地实施例对本发明实施例提供的方法进行进一步描述。
实施例A
某气井垂直深度为6800米，产层压力为117MPa，计划天然气产量为10×104m3/d，井内油管柱设计采用外径88.9mm高抗硫碳钢油管，最后通过完井封隔器完井，完井封隔器坐封位置在井内5800m处。
根据上述天然气产量要求以及天然气中的水含量，通过PIPESIM软件模拟计算该气井天然气水合物在油管内生成的位置，通过计算确定该气井内天然气水合物生成温度为33℃，在10×104m3/d产量下，在井下120m处温度为32.6℃，该温度低于天然气水合物生成温度，说明天然气和水在井下120米以上的地方容易形成天然气水合物堵塞管道。
选择5根10m长的加热组件2，放入油井内，通过油管钳将5根加热组件2下入井深70～120m处。每根加热组件2与外壳22内的电感线圈组23通过不锈钢毛细管4穿过加热组件挂至地面交流电源1处。
下放加热组件2后安装气井的井口，坐封油管的封隔器。气井开始开采48h内，通过地面监测控制仪表3监测井下管柱温度控制50～80℃范围内，预防油管内形成天然气水合物。
气井生产过程中，如果发现井口油压快速下降，或者温度降低开启交流电源1感应对加热组件2进行加热，进而对加热组件2附近的原油继续加热，以及通过加热组件2加热外壳22与套管之间的原油。避免生成天然气水合物堵塞油管。
通过上述实施例A可以看出，采用本发明实施例提供的方法，可以有效地抑制气井内天然气水合物的生成。提高了作业效率，降低了作业成本。
实施例B
某气井垂直深度为7400m，产层压力为127MPa，井口开始开采后的油压为101MPa，计划天然气的产量为15×104m3/d。冬季生产过程中，通过地面监测控制仪表3监测井口温度为23℃，生产48h后，井筒深度在75～150m位置，出现天然气水合物冰堵，导致油压下降至92MPa。开启交流电源1，利用电感线圈给提前放入的加热组件2加热，2h后油压逐步恢复至101MPa，天然气水合物冰堵消失。
通过上述实施例可以看出，采用本发明实施例的方法抑制气井内天然气水合物起到了很好的作用，降低了生产的成本，保证了气井生产的安全。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。
以上所述仅为本发明的说明性实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述装置包括：交流电源(1)、加热组件(2)与地面监测控制仪表(3)；
所述加热组件(2)放置于气井内生成天然气水合物的目标位置；
所述地面监测控制仪表(3)与所述加热组件(2)连接；
所述加热组件(2)包括：加热短节(21)与套在加热短节(21)外壁的外壳(22)，所述加热短节(21)的外壁与所述外壳(22)形成容纳空间；
所述容纳空间内装有过饱和盐溶液，所述过饱和盐溶液内浸有电感线圈组(23)，所述电感线圈组(23)与所述交流电源(1)连接形成回路，从而在所述交流电源(1)提供电能时，所述电感线圈组(23)形成的感应线圈将电能转化为热能，对所述加热组件(2)内的原油以及所述外壳(22)与套管之间的原油进行加热，以使所述过饱和盐溶液吸热溶解；在所述交流电源(1)断开后，所述过饱和盐溶液结晶放热，以对所述外壳(22)与所述套管之间的原油以及所述加热组件(2)内的原油进行加热。
2.根据权利要求1所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述装置还包括：不锈钢毛细管(4)，所述电感线圈组(23)穿过所述不锈钢毛细管(4)与所述交流电源(1)连接。
3.根据权利要求1所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述加热短节(21)外壁上涂抹有耐高温的绝缘材料。
4.根据权利要求1所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述容纳空间内具有电杆(24)，所述电感线圈组(23)缠绕在所述电杆(24)上。
5.根据权利要求4所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述电杆(24)上设置有固定件，所述电感线圈组(23)通过所述固定件缠绕并固定在所述电杆(24)上。
6.根据权利要求3所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述耐高温的绝缘材料为硅橡胶绝缘涂料。
7.一种抑制气井天然气水合物生成的方法，用于权利要求1-6任一项所述的抑制气井天然气水合物生成的装置，其特征在于，所述方法包括：
获取气井内生成天然气水合物的目标位置；
将加热组件(2)放入所述目标位置；
通过地面监测控制仪表(3)监测气井内的温度达到天然气水合物生成温度时，或气井内压力低于天然气水合物生成的压力时，打开交流电源(1)，通过交变电流对加热组件(2)进行加热，通过被加热的加热组件(2)抑制气井内天然气水合物的生成；当所述交流电源(1)断开后，通过过饱和盐溶液结晶放热抑制气井内天然气水合物的生成；
其中，所述获取气井内生成天然气水合物的目标位置，包括：
根据所述气井的天然气产量以及所述天然气中的水含量，通过多相流稳态模拟软件模拟计算获得气井内天然气水合物易生成的温度范围，确定气井内所述温度范围的位置，将所述位置作为获取的气井内生成天然气水合物的目标位置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811594727.1A CN111364960B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811594727.1A CN111364960B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111364960A CN111364960A (zh) | 2020-07-03 |
| CN111364960B true CN111364960B (zh) | 2022-08-30 |
Family
ID=71208569
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811594727.1A Active CN111364960B (zh) | 2018-12-25 | 2018-12-25 | 抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111364960B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112539042B (zh) * | 2020-12-21 | 2023-12-15 | 吉林大学 | 一种自动预警加热抑制井筒水合物生成的装置和方法 |
| CN114776271A (zh) * | 2022-05-12 | 2022-07-22 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种防治井周二次水合物的磁流体增强电磁加热装置和方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4013538A (en) * | 1971-12-22 | 1977-03-22 | General Electric Company | Deep submersible power electrode assembly for ground conduction of electricity |
| CN102817596A (zh) * | 2012-09-05 | 2012-12-12 | 韩中枢 | 海洋可燃冰开采装置和开采方法 |
| CN103114828A (zh) * | 2012-02-21 | 2013-05-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井下节流工艺参数的设置方法 |
| US9016370B2 (en) * | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| CN205349298U (zh) * | 2016-01-13 | 2016-06-29 | 陕西济龙科工贸有限公司 | 一种天然气井空心管电热能解堵装置 |
| CN106930740A (zh) * | 2017-05-13 | 2017-07-07 | 西南石油大学 | 一种注入饱和热盐水开采天然气水合物的方法 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| TR22592A (tr) * | 1985-07-20 | 1987-12-15 | Wst Waermespeichertech Sa | Isinin,depolanmis maddenin erime ve kristal fazi hattindaki doenuesuemuende ahnip verildigi bir latent(gizil)isi enerjisi deposu |
| JP2005036197A (ja) * | 2003-01-23 | 2005-02-10 | Mitsubishi Chemicals Corp | 熱利用材料、及びその応用 |
| US9777563B2 (en) * | 2013-09-30 | 2017-10-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Natural gas hydrate reservoir heating |
-
2018
- 2018-12-25 CN CN201811594727.1A patent/CN111364960B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4013538A (en) * | 1971-12-22 | 1977-03-22 | General Electric Company | Deep submersible power electrode assembly for ground conduction of electricity |
| US9016370B2 (en) * | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| CN103114828A (zh) * | 2012-02-21 | 2013-05-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井下节流工艺参数的设置方法 |
| CN102817596A (zh) * | 2012-09-05 | 2012-12-12 | 韩中枢 | 海洋可燃冰开采装置和开采方法 |
| CN205349298U (zh) * | 2016-01-13 | 2016-06-29 | 陕西济龙科工贸有限公司 | 一种天然气井空心管电热能解堵装置 |
| CN106930740A (zh) * | 2017-05-13 | 2017-07-07 | 西南石油大学 | 一种注入饱和热盐水开采天然气水合物的方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 大涝坝凝析气田单井采气管道预防水合物工艺;胡志兵等;《油气储运》;20131031;第32卷(第10期);第1129-1133页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111364960A (zh) | 2020-07-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2574320C (en) | Subterranean electro-thermal heating system and method | |
| CN111364960B (zh) | 抑制气井天然气水合物生成的装置及方法 | |
| CA2673854C (en) | Subterranean electro-thermal heating system and method | |
| RU2610459C2 (ru) | Цельный стык для изолированных проводников | |
| BRPI0716912A2 (pt) | Método e dispositivo para partida a frio de um sistema de produção submarina | |
| US10201042B1 (en) | Flexible helical heater | |
| CN103233707A (zh) | 浅水区域可燃冰开采装置及开采方法 | |
| CA2942717A1 (en) | Insulated conductors formed using a final reduction step after heat treating | |
| CN106014338A (zh) | 一种油井井筒发电、电磁降粘防蜡加热系统 | |
| CN103132949B (zh) | 用于烃类生产油管内的加热器缆线 | |
| AU2011237476B2 (en) | Helical winding of insulated conductor heaters for installation | |
| CN112539042B (zh) | 一种自动预警加热抑制井筒水合物生成的装置和方法 | |
| CN113236211B (zh) | 致密储层井下涡流热激解除水相圈闭损害的装置及方法 | |
| CN103114836A (zh) | 一种蒸汽热采稠油的设备及其方法 | |
| EP3568310A1 (en) | Flexible helical heater | |
| RU2516303C2 (ru) | Устройство для тепловой обработки газогидратных залежей | |
| Lervik et al. | High frequency heating of subsea oil production pipelines | |
| RU101080U1 (ru) | Устройство нагрева нефти | |
| CN206100511U (zh) | 一种支架安装式碳纤维发热电缆 | |
| CN201083114Y (zh) | 一种用于油井清、防蜡的电加热装置 | |
| CA3088468C (en) | Methods for establishing fluid communication between a sagd well pair | |
| RU149564U1 (ru) | Теплоизолированная гибкая грузонесущая полимерная труба и способ её использования | |
| CA2847141C (en) | Methods for establishing fluid communication between a sagd well pair | |
| SU1252479A1 (ru) | Устройство дл эксплуатации скважины,добывающей высокопарафинистую нефть | |
| RU2563007C1 (ru) | Система нагрева нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |