CN113417612A - 一种井下节流施工作业方法及井下节流器 - Google Patents
一种井下节流施工作业方法及井下节流器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113417612A CN113417612A CN202110898018.8A CN202110898018A CN113417612A CN 113417612 A CN113417612 A CN 113417612A CN 202110898018 A CN202110898018 A CN 202110898018A CN 113417612 A CN113417612 A CN 113417612A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure wave
- well
- wave control
- oil pressure
- pressure
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 48
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 25
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 17
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 14
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 11
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 34
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 7
- 241000446313 Lamella Species 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 235000017166 Bambusa arundinacea Nutrition 0.000 description 1
- 235000017491 Bambusa tulda Nutrition 0.000 description 1
- 241001330002 Bambuseae Species 0.000 description 1
- 235000015334 Phyllostachys viridis Nutrition 0.000 description 1
- 239000011425 bamboo Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
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)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
Abstract
为解决或改善现有技术中存在的需要多次打捞井下节流器更换油嘴导致的成本和风险增高的技术问题,本发明实施例提供一种井下节流施工作业方法及井下节流器,所述节流器包括:第一部件,设有多个第一通道,用于与外部气体连通;第二部件,设有多个分别用于与相应的第一通道连通的第二通道,一端用于与第一部件连接,另一端用于与集气部件连通;以及转动装置,用于带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。方法包括:通过开关阀门产生用于控制井下节流器的压力波控制指令;井下节流器根据压力波控制指令调节所述井下节流器的开度。本发明实施例通过压力波控制指令实现了对气井产量的调整,取消了地面绳索作业,节约了人力、物力和时间成本。
Description
技术领域
本发明涉及一种井下节流施工作业方法及井下节流器。
背景技术
早在上世纪四十年代就有国外专家提出了在自喷井中采用井底油嘴来消除油井的激动间歇或减缓激动间歇程度的思路,但是,由于更换井底油嘴和改变嘴子尺寸需要起下油管,作业成本高、周期长,且存在作业风险,未能得到及时的普及和应用。
国外形成的流量自动控制装置主要是套管开关滑阀之类,未见专门针对气流生产井下管串内的节流工具,国内在井下技术节流方面做了相关研究,并提出了固定式井下节流器、活动式井下节流器等配套工具,但在井下智能节流现场施工方法方面未见相关报道。
井下节流技术已在西南油气田实现了大面积推广应用,单井平均节约投资150余万元、缩短建设投产周期15~20天,有效支撑了气藏的规模效益开发。然而,受常规井下节流技术限制,2002~2018年期间,井下节流器打捞及更换次数超过200井次。其主要原因是出于调产的需要,需要进行绳索作业打捞井下节流器,更换不同嘴径的油嘴。单次更换节流器的作业时间约为4~5天,需要试井车等物力人力,作业周期长,成本和风险较高。
发明内容
为解决或改善现有技术中存在的需要多次打捞井下节流器更换油嘴导致的成本和风险增高的技术问题,本发明实施例提供一种井下节流施工作业方法及井下节流器。
本发明实施例通过下述技术方案实现:
第一方面,本发明实施例提供一种井下节流器,包括:
第一部件,设有多个第一通道,用于与外部气体连通;
第二部件,设有多个分别用于与相应的第一通道连通的第二通道,一端用于与第一部件连接,另一端用于与集气部件连通;以及
转动装置,用于带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
进一步的,还包括控制装置;所述控制装置包括:
传感器,用于接收压力波控制指令;以及
第一控制器,用于根据所述压力波控制指令控制转动装置带动第二部件转动,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
进一步的,所述控制装置还包括压力波控制指令发生装置;所述压力波控制指令发生装置包括:
油压管道,用于通过油压管道内的气体介质传递压力波控制指令至传感器;以及
阀门,设于油压管道,用于通过开关阀门产生压力波控制指令并将所述压力波控制指令传递至油压管道内的气体介质。
进一步的,所述控制装置还包括:
第二控制器,用于控制阀门的开关操作以产生压力波控制指令;
所述传感器为温压一体传感器。
第二方面,本发明实施例还提供一种井下节流器,所述节流器设有气嘴、节流装置、转动装置和导气筒;所述节流装置包括:
上转接套,一端用于连接气嘴,另一端用于连接中转接套;
中转接套,设有多个用于与气嘴连通的第一通气管道,一端用于与上转接套的另一端连接;
静瓣,设有多个用于与气嘴连通的第二通气管道,用于设于上转接套内,
动瓣,设有多个用于与第一通气管道连通的第三通气管道,用于通过轴承与中转接套连接;
所述转动装置用于与动瓣连接,以带动动瓣转动;
所述导气筒的一端用于中转接套的第一通气管道连通;所述导气筒的另一端用于与储气设备连接。
进一步的,所述转动装置包括电机、电路控制装置和电池,电机输出轴与动瓣连接,所述电机、电池与电路控制装置电连接:
所述电路控制装置包括:
传感器,用于接收压力波控制指令;
信号收发器以及
集成控制芯片;
所述集成控制芯片分别与信号收发器和传感器连接。
第三方面,本发明实施例还提供一种井下节流施工作业方法,包括:
通过开关阀门产生用于控制井下节流器的压力波控制指令;
井下节流器根据所述压力波控制指令调节所述井下节流器的开度,以调整产量。
第四方面,一种井下节流施工作业方法,包括:
开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号;
以油管内气体为介质传输所述压力变化信号;
所述井下节流器接收所述压力变化信号后驱动转动装置带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度,实现对气井产量的调整。
进一步的,开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号步骤之前,还包括:
收集试验井的生产管串数据,选择与所述生产管串数据相匹配的所述井下节流器;
根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;
井下节流器座放与丢手,开井生产。
进一步的,所述根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;包括:
对试验井执行关井操作,搜集关井后井口油压上升数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最大值,确定井口压力波控制指令编码最高值和等待时间;
对试验井执行开井操作,搜集开井后井口油压下降数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最小值,确定井口压力波控制指令编码最低值和等待时间;
收集试验井计划调产范围,选择相应节流范围的所述井下节流器;
依据开关井时的井口油压最大最小值、压力上升下降时间,制定压力波控制指令方案。
本发明实施例的与现有技术相比,具有如下的优点和有益效果:
本发明实施例的一种井下节流施工作业方法及井下节流器,本发明实施例的井下节流器通过调节第二通道与第一通道连接处的开度,实现了对气井产量的调整;本发明实施例的作业方法通过开关阀门产生压力波形成压力波控制指令,通过油管内气体介质向井下传输该控制指令对井下节流器井下控制,实现了对气井产量的调整,取消了地面绳索作业,节约了大量的人力、物力和时间成本。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解,构成本申请的一部分,并不构成对本发明实施例的限定。在附图中:
图1为井下节流施工作业方法的流程示意图。
图2为本发明所述的施工方法的管柱结构示意图。
图3为井下节流器结构示意图。
图4为无线控制井下节流器节流装置示意图。
图5为无线控制井下节流器下转接套、封头和母套示意图。
附图中标记及对应的零部件名称:
1-气嘴,2-节流装置,201-上转接套,202-中转接套,203-静瓣,204-动瓣,3-电气密封筒,4-导气筒,5-下转接套,6-封头,7-母套,8-电路控制装置,801-电机,802-电路装置,803-电池,804-传感器,9-定位销,10-生产阀门,11-生产油管,12-座放短节,13-产层。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白,下面结合实施例和附图,对本发明作进一步的详细说明,本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明,并不作为对本发明的限定。
实施例
为解决或改善现有技术中存在的需要多次打捞井下节流器更换油嘴导致的成本和风险增高的技术问题,本发明实施例提供一种井下节流器,包括:
第一部件,设有多个第一通道,用于与外部气体连通;
第二部件,设有多个分别用于与相应的第一通道连通的第二通道,一端用于与第一部件连接,另一端用于与集气部件连通;以及
转动装置,用于带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
参考图3所示,第一部件和第二部件相对应的位置上分别设有第一通道和第二通道;第二部件可与转动部件连接,从而,第二部件可相对第一部件旋转。
可选地,第一部件和第二部件为沿轴向方向设有通道的圆柱形结构。
第一部件的第一通道和第二部件的第二通道相对应;第二部件旋转时,导致第二部件第二通道与第一部件的第一通道接触的一端与第二通道错开,从而使第一部件的第一通道进入第二部件的第二通道中的气体量产生变化。通过调节第一通道与第二通道连接口的重合程度,即开度,来实现对第二通道中通过的气体量的调节。
为便于对第二部件的旋转进行控制,所述井下节流器还包括控制装置;所述控制装置包括:
传感器,用于接收压力波控制指令;以及
第一控制器,用于根据所述压力波控制指令控制转动装置带动第二部件转动,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
使用时,可通过在井口向井下发送压力波控制指令,井下节流器的传感器接收到压力波控制指令,反馈至第一控制器,第一控制器控制转动装置带动第二部件转动,调节第二通道与第一通道连接处的开度,从而调整第一通道进入第二通道中的气体量。
进一步的,所述控制装置还包括压力波控制指令发生装置;所述压力波控制指令发生装置包括:
油压管道,用于通过油压管道内的气体介质传递压力波控制指令至传感器;以及
阀门,设于油压管道,用于通过开关阀门产生压力波控制指令并将所述压力波控制指令传递至油压管道内的气体介质。
可选地,可以通过开关油压管道上的阀门产生压力波控制指令,压力波控制指令通过油压管道内的气体介质传递至井下节流器的传感器。
进一步的,所述控制装置还包括:
第二控制器,用于控制阀门的开关操作以产生压力波控制指令;
所述传感器为温压一体传感器。
可选地,油压管道上的阀门可通过一个控制器进行控制开关动作来产生压力波控制指令,从而利于实现自动化的控制。
参考图3-5所示,本发明实施例还提供一种井下节流器,所述节流器设有气嘴、节流装置、转动装置和导气筒;所述节流装置包括:上转接套,一端用于连接气嘴,另一端用于连接中转接套;中转接套,设有多个用于与气嘴连通的第一通气管道,一端用于与上转接套的另一端连接;静瓣,设有多个用于与气嘴连通的第二通气管道,用于设于上转接套内,动瓣,设有多个用于与第一通气管道连通的第三通气管道,用于通过轴承与中转接套连接;所述转动装置用于与动瓣连接,以带动动瓣转动;所述导气筒的一端用于中转接套的第一通气管道连通;所述导气筒的另一端用于与储气设备连接。
进一步的,所述转动装置包括电机、电路控制装置和电池,电机输出轴与动瓣连接,所述电机、电池与电路控制装置电连接:所述电路控制装置包括:传感器,用于接收压力波控制指令;信号收发器以及集成控制芯片;所述集成控制芯片分别与信号收发器和传感器连接。
参考图3-5所示,井下节流器包括气嘴1、节流装置2、电气密封筒3、导气筒4、下转接套5、封头6、母套7和电路控制装置8,所述气嘴1与节流装置2连接,所述节流装置2与电气密封筒3和导气筒4连接,所述电气密封筒3位于导气筒4内,所述电气密封筒3和导气筒4均与下转接套5连接,所述下转接套5分别与封头6和母套7连接,所述封头6位于母套7内,所述电路控制装置8设置于电气密封筒3内。
所述节流装置2包括上转接套201、中转接套202、静瓣203和动瓣204,所述上转接套201分别与气嘴1和中转接套202螺纹连接,所述中转接套202分别与电气密封筒3和导气筒4螺纹连接,所述静瓣203设置于上转接套201内,所述动瓣204设置于上转接套201和中转接套202内,所述动瓣204通过轴承与中转接套202连接。
优选地,动瓣204与中转接套202连接的轴承为滚子轴承。
所述静瓣203上设置有多个通气管道,所述静瓣203的通气管道与气嘴1相连通,所述动瓣204上与静瓣201的对应位置上设置有多个通气管道,所述中转接套202与动瓣204的对应位置上设置有多个通气管道,所述中转接套202的通气管道与导气筒4相连通。
所述电路控制装置8包括电机801、电路装置802和电池803;,所述电机801的输出轴与动瓣204连接,所述电机801和电池803分别与电路装置802电连接,所述电机801、电路装置802和电池803设置于电气密封筒3内,电路控制装置包括传感器、信号收发器和集成控制芯片;集成控制芯片分别与信号收发器和传感器连接;所述传感器804设置于封头6内,所述传感器804的感应探头穿过封头并位于母套7内。
所述传感器804为温压一体传感器。所述上转接套201和静瓣203之间设置有用于防止转动的定位销9。所述下转接套5上设置有多个通气管道。
可选地,气嘴1、上转接套201、中转接套202、静瓣203、动瓣204、电气密封筒3、导气筒4、下转接套5、封头6和母套7的连接圆周面上均设置有密封圈和挡圈。
参考图2所示,本发明实施例还提供一种井下节流施工作业方法,包括:
通过开关阀门产生用于控制井下节流器的压力波控制指令;
井下节流器根据所述压力波控制指令调节所述井下节流器的开度,以调整产量。
参考图1和图2所示,本发明实施例还提供一种井下节流施工作业方法,包括:开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号;
以油管内气体为介质传输所述压力变化信号;
所述井下节流器接收所述压力变化信号后驱动转动装置带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度,实现对气井产量的调整。
进一步的,开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号步骤之前,还包括:
收集试验井的生产管串数据,选择与所述生产管串数据相匹配的所述井下节流器;
根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;
井下节流器座放与丢手,开井生产。
进一步的,所述根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;包括:
对试验井执行关井操作,搜集关井后井口油压上升数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最大值,确定井口压力波控制指令编码最高值和等待时间;
对试验井执行开井操作,搜集开井后井口油压下降数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最小值,确定井口压力波控制指令编码最低值和等待时间;
收集试验井计划调产范围,选择相应节流范围的所述井下节流器;
依据开关井时的井口油压最大最小值、压力上升下降时间,制定压力波控制指令方案。
具体地,本发明实施例提供一种采用压力波传输操作指令实现地面远程无线控制井下节流通道大小的施工方法,包括以下步骤:
S1.搜集试验井的生产管串参数、座放短节位置、节流位置压力与温度、地层压力与温度、井筒内液体性能等数据,选择相应温度、压力、尺寸的无线控制井下节流器;搜集试验井生产状态下的井口油压、产气量、产水量、H2S含量、CO2含量、原有节流嘴直径等数据,选择相应材质的无线控制井下节流器。
S2.作业前,对试验井执行关井操作,搜集关井后井口油压上升数据,记录不同时间对应的井口油压值和最大值,确定井口压力波信号编码最高值和等待时间;对试验井执行开井操作,搜集开井后井口油压下降数据,记录不同时间对应的井口油压值和最小值,确定井口压力波信号编码最低值和等待时间。
S3.搜集试验井计划调产范围,选择相应尺寸范围的节流油嘴,并依据开关井时的井口油压最大最小值、压力上升下降时间,针对性制定压力波控制指令方案。
其中,压力波控制指令方案指的是一系列压力波控制指令的集合,所述集合用于根据调产范围、节流油嘴尺寸、井口油压最大最小值、压力上升下降时间等条件参数制定并用于实现相应的生产目的。
S4.作业前,检查井口闸门开关灵活性,确保全开全关、密封性能良好;检查井场计量系统、生产流程、安全泄压流程等,确保整体运行正常可靠;检查无线控制井下节流器的结构尺寸、连接扣型和初始嘴径,并与固定式悬挂器相连接;调节V型密封圈松紧度,并在地面与配套工作筒进行坐封调配。
S5.为保证工具管串的顺利下入,需开展模拟通井施工作业,其中模拟通井工具有效长度为入井管串的1.05-1.1倍,最大外径应大于无线控制井下节流器最大外径0.6毫米-0.8毫米。
S6、通井和座放管串下入过程中,通过井口、井下安全阀等位置管串下放速度不超过15米/分钟,待工具串正常入井后,管串下放速度不超过50米/分钟;下入至接近节流工作筒位置以上50米时,下放速度不超过15米/分钟,完成节流器座放与丢手。
S7.上提工具串,距井口150米时速度不超过15m/min;通过井下安全阀时应注意观察张力变化,距井口20m时应人工背拉钢丝至防喷管顶部,确认钢丝计数器回零;井下节流器座放成功后,开井生产,观察产量至平稳。
S8.按照压力波控制指令方案,通过开关井口生产阀门使井口油压产生预先设定的压力变化,沿油管内气体介质向下传输,井下节流器接收信号后,通过解码操作识别指令,驱动电机带动动瓣旋转,改变井下井下油嘴大小,实现对气井产量的调整。
S9.井口开关阀门操作作业结束,观察井场的计量系统,依据气井的生产数据变化验证气压波控制井下节流嘴开度试验是否成功。
参考图2所示,管串包含生产阀门10、生产油管11、座放短节12和产层13;所述的座放短节12上下与生产油管11相连,所述的无线控制井下节流器安装在座放短节12内部。
本发明实施例所述的无线控制井下节流器只需利用现有井场采气井口装置,即可在地面远程无线控制调节井下节流嘴开度大小,改变了传统关井和采取绳索作业更换节流嘴的方式,节约了大量的人力、物力和时间成本。
本发明实施例所述的无线控制井下节流器通过传感器和电机配合实现井下无线智能调产技术,较好地满足了数字化天然气田技术中数字化、自动化要求,可指导技术人员依据生产需要有效快捷的调整天然气井产量,提高工作质量和运行效率。
本发明实施例在天然气、页岩气、致密气等垂直井、大斜度井、水平井中均适用,特别适用于气井地面远程无线控制井下调产作业。
本发明的施工作业方法中的井下节流器也可采用申请号为CN201910889181.0,发明名称为一种基于无线控制的井下节流器的专利技术代替。
以上所述的具体实施方式,对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明,所应理解的是,以上所述仅为本发明的具体实施方式而已,并不用于限定本发明的保护范围,凡在本发明的精神和原则之内,所做的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种井下节流器,其特征在于,包括:
第一部件,设有多个第一通道,用于与外部气体连通;
第二部件,设有多个分别用于与相应的第一通道连通的第二通道,一端用于与第一部件连接,另一端用于与集气部件连通;以及
转动装置,用于带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
2.如权利要求1所述井下节流器,其特征在于,还包括控制装置;所述控制装置包括:
传感器,用于接收压力波控制指令;以及
第一控制器,用于根据所述压力波控制指令控制转动装置带动第二部件转动,以调节第二通道与第一通道连接处的开度。
3.如权利要求2所述井下节流器,其特征在于,所述控制装置还包括压力波控制指令发生装置;所述压力波控制指令发生装置包括:
油压管道,用于通过油压管道内的气体介质传递压力波控制指令至传感器;以及
阀门,设于油压管道,用于通过开关阀门产生压力波控制指令并将所述压力波控制指令传递至油压管道内的气体介质。
4.如权利要求3所述井下节流器,其特征在于,所述控制装置还包括:
第二控制器,用于控制阀门的开关操作以产生压力波控制指令;
所述传感器为温压一体传感器。
5.一种井下节流器,其特征在于,所述节流器设有气嘴、节流装置、转动装置和导气筒;所述节流装置包括:
上转接套,一端用于连接气嘴,另一端用于连接中转接套;
中转接套,设有多个用于与气嘴连通的第一通气管道,一端用于与上转接套的另一端连接;
静瓣,设有多个用于与气嘴连通的第二通气管道,用于设于上转接套内,
动瓣,设有多个用于与第一通气管道连通的第三通气管道,用于通过轴承与中转接套连接;
所述转动装置用于与动瓣连接,以带动动瓣转动;
所述导气筒的一端用于中转接套的第一通气管道连通;所述导气筒的另一端用于与储气设备连接。
6.如权利要求5所述井下节流器,其特征在于,所述转动装置包括电机、电路控制装置和电池,电机输出轴与动瓣连接,所述电机、电池与电路控制装置电连接:
所述电路控制装置包括:
传感器,用于接收压力波控制指令;
信号收发器以及
集成控制芯片;
所述集成控制芯片分别与信号收发器和传感器连接。
7.一种井下节流施工作业方法,其特征在于,包括:
通过开关阀门产生用于控制井下节流器的压力波控制指令;
井下节流器根据所述压力波控制指令调节所述井下节流器的开度,以调整产量。
8.一种井下节流施工作业方法,其特征在于,包括:
开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号;
以油管内气体为介质传输所述压力变化信号;
权利要求2-4任意一项所述井下节流器接收所述压力变化信号后驱动转动装置带动第二部件旋转,以调节第二通道与第一通道连接处的开度,实现对气井产量的调整。
9.如权利要求8所述井下节流施工作业方法,其特征在于,开关井口生产阀门,使井口油压按照预先设定的压力波控制指令方案产生压力波变化信号步骤之前,还包括:
收集试验井的生产管串数据,选择与所述生产管串数据相匹配的所述井下节流器;
根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;
井下节流器座放与丢手,开井生产。
10.如权利要求9所述井下节流施工作业方法,其特征在于,所述根据井口油压上升下降数据和试验井计划调产范围,确定压力波控制指令方案;包括:
对试验井执行关井操作,搜集关井后井口油压上升数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最大值,确定井口压力波控制指令编码最高值和等待时间;
对试验井执行开井操作,搜集开井后井口油压下降数据,记录不同时间对应的井口油压值和井口油压值的最小值,确定井口压力波控制指令编码最低值和等待时间;
收集试验井计划调产范围,选择相应节流范围的所述井下节流器;
依据开关井时的井口油压最大最小值、压力上升下降时间,制定压力波控制指令方案。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110898018.8A CN113417612A (zh) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | 一种井下节流施工作业方法及井下节流器 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110898018.8A CN113417612A (zh) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | 一种井下节流施工作业方法及井下节流器 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113417612A true CN113417612A (zh) | 2021-09-21 |
Family
ID=77718964
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110898018.8A Pending CN113417612A (zh) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | 一种井下节流施工作业方法及井下节流器 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113417612A (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114482936A (zh) * | 2022-02-22 | 2022-05-13 | 成都孚吉科技有限责任公司 | 一种水平井排水采气可视化模拟实验装置 |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080154510A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for automated choke control on a hydrocarbon producing well |
US20100217575A1 (en) * | 2007-08-17 | 2010-08-26 | Jan Jozef Maria Briers | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
US20110011174A1 (en) * | 2007-11-30 | 2011-01-20 | Asmund Boe | Retrievable downhole testing tool |
CN104343426A (zh) * | 2013-08-02 | 2015-02-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然气井下智能节流系统及工艺方法 |
CN108060914A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-05-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井智能节流系统与方法 |
CN108505978A (zh) * | 2018-02-09 | 2018-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井井下流量控制系统和控制方法 |
CN110500066A (zh) * | 2019-09-19 | 2019-11-26 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种基于无线控制的井下节流器 |
CN111396003A (zh) * | 2020-05-15 | 2020-07-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法 |
CN111963117A (zh) * | 2020-09-08 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下节流器及其控制方法 |
CN112943181A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-11 | 北京爱新能智科技有限公司 | 智能气井阀门调节系统 |
-
2021
- 2021-08-05 CN CN202110898018.8A patent/CN113417612A/zh active Pending
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080154510A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for automated choke control on a hydrocarbon producing well |
US20100217575A1 (en) * | 2007-08-17 | 2010-08-26 | Jan Jozef Maria Briers | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
US20110011174A1 (en) * | 2007-11-30 | 2011-01-20 | Asmund Boe | Retrievable downhole testing tool |
CN104343426A (zh) * | 2013-08-02 | 2015-02-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然气井下智能节流系统及工艺方法 |
CN108060914A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-05-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井智能节流系统与方法 |
CN108505978A (zh) * | 2018-02-09 | 2018-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井井下流量控制系统和控制方法 |
CN110500066A (zh) * | 2019-09-19 | 2019-11-26 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种基于无线控制的井下节流器 |
CN111396003A (zh) * | 2020-05-15 | 2020-07-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法 |
CN111963117A (zh) * | 2020-09-08 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下节流器及其控制方法 |
CN112943181A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-11 | 北京爱新能智科技有限公司 | 智能气井阀门调节系统 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
陈磊等: "油气井井下节流技术研究与应用", 《石油矿场机械》 * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114482936A (zh) * | 2022-02-22 | 2022-05-13 | 成都孚吉科技有限责任公司 | 一种水平井排水采气可视化模拟实验装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109184638B (zh) | 一种注水井压力波码智能分层注水系统及工艺方法 | |
RU2391502C2 (ru) | Способы, системы и устройство для испытания на гибкой насосно-компрессорной трубе | |
US10626704B2 (en) | Intelligent switching valve for reservoir reformation and production monitoring and control and construction method therefor | |
CN110500066B (zh) | 一种基于无线控制的井下节流器 | |
CN109763799B (zh) | 一种利用流量波控制分层注水的方法 | |
RU2385409C2 (ru) | Способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты) | |
CA2834253C (en) | Smart hydraulic pumping device for recovery of oil and obtaining of information from the bottom of the reservoir | |
US20090114396A1 (en) | Wellsite measurement and control while producing device | |
RU2512228C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой | |
CN106089186B (zh) | 分段注水井井口和井底信号无线收发装置及无线传输方法 | |
CN109854216B (zh) | 注水井多层分注分布式通信的分层注水方法 | |
CN105422058A (zh) | 一种水平井丢手式可调流分层开采方法 | |
CN111749663B (zh) | 一种分层注聚用配注器,聚合物智能化分注系统及应用 | |
CN113417612A (zh) | 一种井下节流施工作业方法及井下节流器 | |
CN112252999B (zh) | 一种自喷机采工况一体化智能防砂管柱完井方法 | |
CN107780885A (zh) | 一种智能开关井的方法和装置 | |
CN109162663A (zh) | 一种圆锥阀式自动井下防喷器装置及使用方法 | |
CN109931040B (zh) | 一种分注井远程智能控制系统及方法 | |
CN109869123B (zh) | 注水井多层分注系统 | |
CN101769129A (zh) | 一种积分式分层采气技术管柱及其使用方法 | |
CN106223888B (zh) | 密封液绳索取心钻具 | |
CN211648057U (zh) | 连续油管套管开窗工具 | |
CN212249984U (zh) | 一种智能注水水井井口压力波自动控制系统 | |
CN110469298B (zh) | 一种基于无线控制的笼套式井下节流器 | |
CN209654020U (zh) | 大套管井的智能注水装置 |
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 | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210921 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |