CN113622873A - 一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 - Google Patents
一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113622873A CN113622873A CN202110903596.6A CN202110903596A CN113622873A CN 113622873 A CN113622873 A CN 113622873A CN 202110903596 A CN202110903596 A CN 202110903596A CN 113622873 A CN113622873 A CN 113622873A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- annulus
- fluid
- cavity
- annular space
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 99
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 94
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 44
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 17
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 9
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 claims description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000007726 management method Methods 0.000 abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 18
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000681 Certain safety factor Toxicity 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 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
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- 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
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
本发明涉及油气井安全技术领域,具体涉及一种深水气井环空压力智能管理装置及方法。该管理装置包括:调压机构,其包括与所述环空连通的调压腔,所述调压腔的体积可变化,用于通过改变其的体积来容纳或者排除流体,以保持或在设定调节范围内调节环空压力。该管理方法包括以下步骤:当环空内的压力增加时,使调压腔的体积变大,容纳环空内的流体,以使环空压力保持或在在设定调节范围内;当环空内的压力减小时,使调压腔的体积变小,将调压腔内的流体补充至环空内,以使环空压力保持或在在设定调节范围内。能够解决现有技术中,泄压工序繁琐,会影响作业效率,以及气井开发中,泄压时会携带砂砾,频繁的排泄压会影响阀门使用寿命的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油气井安全技术领域,具体涉及一种深水气井环空压力智能管理装置及方法。
背景技术
随着深水油气开发进程的推进,天然气井在开采过程中大多面临着高温高压气体的井下作业环境。对于深水气井而言,由于海水泥线附近低温环境和窄密度窗口的影响,环空带压现象较为普遍。环空带压指的是井口压力表非正常气压,即井口放喷阀门放喷后,关闭套管环空放空阀门而压力又重新上升的现象。环空压力根据其产生的原因,可以分为三类:一是热效应引起的环空压力,二是气窜引起的环空压力,三是工程作业施加在环空上的压力。
当环空压力上升到套管抗内压或抗外挤强度极限时,就会导致套管损坏,从而对井筒完整性造成破坏,导致油井发生生产事故甚至报废。同时,当套管内温度升高时,套管轴向载荷增加,可能引发轴向变形,进而引起井口抬升,破坏井口装置的布局与稳定性。
密闭环空的压力调控依赖于各类工程措施,影响环空压力的主要因素包括环空液体的性质、环空温度变化和环空体积及环控液体体积的变化。依据不同作用机制和影响因素,现有的调控措施可以分为4类,分别通过控制环空温度、释放膨胀液体、容纳环空热膨胀液体和增加环空液体的压缩性来实现。
受限于深水特殊作业环境,目前适用于深水气井的环空压力管理装置较少,管理方法尚不成熟。目前,对于深水气井而言,A环空压力的管理主要是通过频繁地排液泄压来实现,但是深水泥线低温的环境与高温流体之间的矛盾,导致环空增压明显高于同深度的陆地井,需要更加频繁的排泄压;另外,深水气井作业工况复杂,泄压工序繁琐,会影响作业效率,气井不同于油井,泄压时会携带砂砾,频繁的排泄压会影响阀门的性能,也会给安全性带来一定的影响。
发明内容
针对现有技术中存在的缺陷,本发明的目的在于提供一种深水气井环空压力智能管理装置及方法,能够解决现有技术中,泄压工序繁琐,会影响作业效率,以及气井开发中,泄压时会携带砂砾,频繁的排泄压会影响阀门使用寿命的问题。
为达到以上目的,本发明采取的技术方案是:
一方面,本发明提供一种深水气井环空压力智能管理装置,包括:调压机构,其包括与所述环空连通的调压腔,所述调压腔的体积可变化,用于通过改变其的体积来容纳或者排除流体,以保持或在设定调节范围内调节环空压力。
在一些可选的方案中,所述调压机构包括:
腔体;
滑动密封塞,其可滑动地设在所述腔体内,将所述腔体分为调压腔和保压腔,所述保压腔可提供使所述环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
在一些可选的方案中,所述保压腔用于充设定压力的惰性气体,以在所述滑动密封塞在所述腔体内滑动时,提供使所述环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
在一些可选的方案中,所述保压腔内设有抵持结构,并抵持在所述滑动密封塞上,以在所述滑动密封塞在所述腔体内滑动时,提供使所述环空压力保持或在在设定调节范围内变化的弹性支撑力。
在一些可选的方案中,所述腔体的内壁还设有第一限位块和第二限位块,并与限制所述滑动密封塞的滑动极限位置。
在一些可选的方案中,所述调压腔与所述环空通过连接管线连通,并且所述调压腔设于所述连接管线的上方,所述环空内的流体从下方进入所述调压腔。
在一些可选的方案中,还包括:
泄压管线,其用于与环空连通,以在所述环空压力超出所调压腔调节范围,并达到第一设定条件时,排出环空内的流体;
补液管线,其用于与环空连通,以在所述环空压力超出所述调压腔调节范围,并达到第二设定条件时,向环空内的补充流体。
在一些可选的方案中,所述补液管线包括:
储液罐,其用于储存向所述环空内补充的流体;
第一管路,其两端分别与所述储液罐和环空连通;
注入泵,其设于所述第一管路上,用于在向环空内的补充流体时,泵送所述储液罐内流体至所述环空内;
补液阀,其设于所述注入泵与所述环空之间的第一管路上,用于控制所述第一管路的通断。
在一些可选的方案中,还包括控制单元,所述补液阀与所述环空之间的第一管路上还设有传感器,所述传感器用于获取环空压力,所述控制单元与所述传感器、补液阀、注入泵和泄压管线信号连接,所述控制单元用于根据获取的环空压力,判断所述环空压力是否达到第一设定条件或第二设定条件,以控制所述泄压管线排出环空内的流体,或者补液阀和注入泵开启,向环空内的补充流体。
另一方面,本发明提供一种深水气井环空压力智能管理方法,包括以下步骤:
当环空内的压力增加时,使调压腔的体积变大,容纳环空内的流体,以使环空压力保持或在在设定调节范围内;
当环空内的压力减小时,使调压腔的体积变小,将调压腔内的流体补充至环空内,以使环空压力保持或在在设定调节范围内。
与现有技术相比,本发明的优点在于:使环空压力增加时,可使调压腔的体积变大,容纳一些环空内的流体,以保持或使环空压力在一定范围内调节,达到一定的泄压效果。这样可以在不打开泄压阀的前提下,调节井口处的压力,使环空压力有一定的自我调节能力,避免频繁的打开泄压阀,影响泄压阀的使用寿命。
附图说明
为了更清楚地说明本申请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申请的一些实施例,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为本发明施例中调压机构设于管线下方时的结构示意图;
图2为本发明施例中第一种调压机构的结构示意图;
图3为本发明施例中调压机构设于管线上方时的结构示意图;
图4为本发明施例中第二种调压机构的结构示意图。
图中:1、调压机构;10、腔体;11、调压腔;12、滑动密封塞;13、保压腔;14、抵持结构;151、第一限位块;152、第二限位块;2、环空;3、泄压管线;31、第二管路;32、泄压阀;33、第二单向阀;4、补液管线;41、储液罐;42、第一管路;43、注入泵;44、补液阀;45、传感器;46、电磁流量计;47、第一单向阀;5、控制单元;61、油管;62、生产套管;63、封隔器;64、技术套管;65、表层套管;66、导管;67、水泥环;68、采油树。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合本申请实施例中的附图,对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例是本申请的一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例,都属于本申请保护的范围。
以下结合附图对本发明的实施例作进一步详细说明。
如图1所示,本发明提供一种深水气井环空压力智能管理装置,包括:调压机构1,其包括与环空2连通的调压腔11,调压腔11的体积可变化,用于通过改变其的体积来容纳或者排除流体,以保持或在设定调节范围内调节环空压力。
对于深水气井而言,由于海水泥线附近低温环境和窄密度窗口的影响,为确保安全,会使环空带压。在使用该深水气井环空压力智能管理装置时,在气井清井-投产期间,油管内从底层到井口的流体会给环空的流体加热,使环空内的流体体积增加;当环空2内流体体积增加,因为环空2在井口处封闭,液体具有不可压缩性,会使环空内的流体压力增加,导致井口处环空的压力增加,此时,使调压腔11的体积变大,容纳一些环空2内的流体,可以保持或使环空压力在一定范围内调节。这样可以在不打开泄压阀的前提下,调节井口处的压力,使环空压力有一定的自我调节能力,避免频繁的打开泄压阀,影响泄压阀的使用寿命。
当关井后,由于油管内不会再有从底层到井口的流体,不会给环空的流体加热,环空内的流体体积会较小,会使环空2的压力减小,此时,使调压腔11的体积变小,将调压腔11内的流体补充至环空2内,以使环空压力保持或在设定调节范围内调节,以使井口带压在安全范围内,确保作业安全,同时也避免了环空2的压力减小,需要频繁补充环空流体的问题。
在气井清井和生产阶段与关井阶段,若环空内的压力变化不大,或者调压腔11的体积变化满足环空内流体增加或膨胀体积;将该装置在气井清井和生产阶段与关井节段连续使用,甚至可以做到既不需要在气井清井和生产阶段对环空压力排液泄压,也不需要在关井节段对环空补液增压。
本例中,设定调节范围为井口带压的安全压力范围。环空压力没有特殊说明均指的井口处的环空压力。调压腔11受到使环空压力保持或者使环空压力在设定调节范围内调节的作用力。
如图2所示,在一些可选的实施例中,调压机构1包括:腔体10和滑动密封塞12。
其中,滑动密封塞12可滑动地设在腔体10内,将腔体10分为调压腔11和保压腔13,保压腔13可提供使环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
在本实施例中,通过滑动密封塞12将腔体10分为调压腔11和保压腔13,并且可滑动地设在腔体10内,实现调压腔11的体积可变化;因为环空带压,所以调压腔11在体积变化的同时,还需要保持环空压力在安全压力范围内,保压腔13可提供使环空压力在设定调节范围内变化的压力。当环空压力减小时,调压腔11的体积也减小,向环空内补充流体,此时保压腔13提供的压力也减小;当环空压力增大时,调压腔11的体积增大,可以容纳更多的环空内流体,此时保压腔13提供的压力也增大。
在其他实施例中,调压机构1也可以仅仅包括一个可弹性膨胀收缩的调压腔,调压腔通过膨胀来储存环空内的流体,或者收缩向环空内补充流体,以及调压腔的弹性膨胀收缩力,以满足在气井清井和生产阶段与关井节段的压力变化需求。另外,调压腔足够大时,基本可以做到稍微的增大体积或者减小体积,调压腔的弹性膨胀收缩力基本不变,就可以保持环空压力不变。
如图2所示,在一些可选的实施例中,保压腔13用于充设定压力的惰性气体,以在滑动密封塞12在腔体10内滑动时,提供使环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
在本实施例中,保压腔13充设定压力的氮气,设定压力为环空的初始压力。在气井清井和生产阶段,设定压力为此阶段的初始压力,环空内的压力会增大,此时使滑动密封塞12位于使调压腔11的体积最小或者稍小位置,以预留更大的容纳环空流体余量,当环空压力增大时,滑动密封塞12向保压腔13方向移动,容纳环空内的流体,使保持环空压力基本不变或在设定调节范围内变化。当保压腔13的体积足够大时,滑动密封塞12短距离的滑动,基本可保持保压腔13的压力不变,从而保持环空压力基本不变。在关井节段,设定压力为关井阶段的初始压力,环空内的压力会减小,此时使滑动密封塞12位于使调压腔11的体积最大或者稍大位置,以容纳足够多的环空内流体,当环空压力减小时,滑动密封塞12向调压腔11方向移动,向环空内补充流体,使保持环空压力基本不变或在设定调节范围内变化。当然也可以使该装置,在气井清井和生产阶段,以及关井节段连续使用,可利用调压腔11在气井清井和生产阶段容纳的环空流体,在关井节段再补充至环空,保持环空压力基本不变或在设定调节范围内变化。
如图4所示,在一些可选的实施例中,保压腔13内设有抵持结构14,并抵持在滑动密封塞12上,以在滑动密封塞12在腔体10内滑动时,提供使环空压力保持或在设定调节范围内变化的弹性支撑力。
在本实施例中,在保压腔13内设置抵持结构14,并抵持在滑动密封塞12上,保压腔13不密封。抵持结构14可以为弹簧或者伸缩机构,利用弹簧或者伸缩机构使滑动密封塞12保持一定的压力,或者使滑动密封塞12在一定范围内变动。
图2和图4所示,在一些可选的实施例中,腔体10的内壁还设有第一限位块151和第二限位块152,并与限制滑动密封塞12的滑动极限位置。
在本实施例中,第一限位块151和第二限位块152间隔设置在腔体10的内壁上,滑动密封塞12位于第一限位块151和第二限位块152之间。第一限位块151和第二限位块152可使滑动密封塞12在限定范围内滑动,分别使调压腔11的体积处于最小位置和最大位置,以对应使环空压力在一定压力范围内变化。
当然设定调节范围也可以小于或者大于第一限位块151和第二限位块152限定的压力范围,为保证安全设置一定的安全系数;为减小调压机构1的体积,在保证作业安全的前提下,环空压力可以比滑动密封塞12滑动至第二限位块152继续增大一定值,或者比滑动密封塞12滑动至第一限位块151继续减小一定值。
如图3和图4所示,在一些可选的实施例中,调压腔11与环空2通过连接管线连通,并且调压腔11设于连接管线的上方,环空2内的流体从下方进入调压腔11。
在本实施例中,在气井生产中,环空流体会有一定的携砂量,滑动密封塞12滑动时,环空流体不会在调压腔11持续流动,而是缓慢的推动滑动密封塞12,调压腔11内流体的流速基本为零,此时基本不会携砂至调压腔11内,而是会有少许的沉积,环空2内的流体从下方进入调压腔11,避免了调压腔11设置在管线下方时,流体携带的沙进入调压腔11,对滑动密封塞12产生磨损,可提高滑动密封塞12的使用寿命。
如图1和图3所示,在一些可选的实施例中,该深水气井环空压力智能管理装置还包括:泄压管线3和补液管线4。
其中,泄压管线3用于与环空2连通,以在环空压力超出所调压腔11调节范围,并达到第一设定条件时,向生产管线内排出环空2内的流体;补液管线4用于与环空2连通,以在环空压力超出调压腔11调节范围,并达到第二设定条件时,向环空2内的补充流体。
在本实施例中,设置泄压管线3和补液管线4与环空连通,可在环空压力超出所调压腔11调节范围,且达到第一设定条件或者第二设定条件时,排出环空2内的流体或者向环空2内的补充流体,以保证环空压力在安全范围内。
本例中,第一设定条件为环空最大许用压力的80%,或者滑动密封塞12达到极限位置时,滑动密封塞12两侧的压差达到环空最大许用压力的5%,第二设定条件为初始环空压力的40%,或者滑动密封塞12达到极限位置时,滑动密封塞12两侧的压差达到初始环空压力的60%。在其他实施例中,也第一设定条件或者第二设定条件可以设计为保证安全环空压力的其他条件,具体还需根据滑动密封塞12初始收到的压力确定、环空最大许用压力和安全系数确定。
在一些可选的实施例中,补液管线4包括:储液罐41、第一管路42、注入泵43和补液阀44。
其中,储液罐41用于储存向环空2内补充的流体;第一管路42两端分别与储液罐41和环空2连通;注入泵43设于第一管路42上,用于在向环空2内的补充流体时,泵送储液罐41内流体至环空2内;补液阀44设于注入泵43与环空2之间的第一管路42上,用于控制第一管路42的通断。
在本实施例中,在需要向环空2内的补充流体时,打开补液阀44,利用注入泵43通过第一管路42向环空2内注入储液罐41内储存的流体。直至环空内的压力达到初始环空压力的70%,或者滑动密封塞12达到极限位置时,滑动密封塞12两侧的压差达到初始环空压力的30%。在其他实施例中,也向环空泵入流体的条件可以设计为保证安全环空压力的其他条件。
本例中,补液阀44和注入泵43之间还设有电磁流量计46和第一单向阀47,第一单向阀47可防止环空内的流体向储液罐41内回灌。电磁流量计46可记录补充流体的体积。
在一些可选的实施例中,还包括控制单元5,补液阀44与与环空2之间的第一管路42上还设有传感器45,传感器45用于获取环空压力,控制单元5与传感器45、补液阀44、注入泵43和泄压管线3信号连接,控制单元5用于根据获取的环空压力,判断环空压力是否达到第一设定条件或第二设定条件,以控制泄压管线3排出环空2内的流体,或者补液阀44和注入泵43开启,向环空2内的补充流体。
在本实施例中,泄压管线3包括第二管路31、第二单向阀33和泄压阀32。泄压阀32和第二单向阀33依次设在第二管路31上,泄压阀32设于第二单向阀33和环空2之间,第二单向阀33用于防止流体回灌,泄压阀33与控制单元5信号连接,即控制单元5与传感器45、补液阀44、注入泵43和泄压管线3的泄压阀32信号连接,判断环空压力是否达到第一设定条件或第二设定条件,以控制泄压管线3排出环空2内的流体,或者补液阀44和注入泵43开启,向环空2内的补充流体,实现自动化控制。
本例中,传感器45为温压传感器,可检测环空中流体的温度和压力。
另外,本例中,调压机构1的调压腔11可设置在第一管路42或者第二管路31上,并且与环空直接连通,与环空压力相同,也可以另外设置一条连通管路。
环空2为油管61和生产套管62之间形成的环形空间,油管61和生产套管62底端通过封隔器63封堵,井口处一般由防喷器封堵;生产套管62的外侧依次还设有技术套管64、表层套管65和导管66。生产套管62和技术套管64之间设有水泥环67,以保障整个气井的在整个作业期间安全,井口处还设有采油树68,用于采油。
整个深水气井环空压力智能管理装置是基于冗余安全考虑设置的。为防止深水高温高压气井导致投产期间环空压力过高,而关井后环空可能出现负压的极端情况,采用智能补液系统确保停产时环空中不会出现压力过低的现象,以保障井筒的完整性。
此外,地面的数据采集系统实时记录的环空流体的压力和温度等数据,并可采集补充流体的流量数据,可以用于科研分析,便于科研工作者探究环空压力的变化规律。数据采集系统记录的压力在地面工作站上显示在表盘上,表盘量程为零到环空的最大许用应力MAWOP。表盘分为三个区域,分别为正常工作区域(0~50%MAWOP)、预警区(50%~80%MAWOP)以及警戒区(80%~100%MAWOP)。根据表盘指针的变化可以实时反映环空压力变化,并判断智能泄压系统的工作状况。
如图1和图3所示,另一方面,本发明还提供一种深水气井环空压力智能管理方法,包括以下步骤:
当环空2内的压力增加时,使调压腔11的体积变大,容纳环空2内的流体,以使环空压力在设定调节范围内;当环空2内的压力减小时,使调压腔11的体积变小,将调压腔11内的流体补充至环空2内,以使环空压力在设定调节范围内。
在一些可选的实施例中,当在环空压力超出所调压腔11调节范围的最大值,并达到第一设定条件时,向生产通道排出环空2内的流体;当在环空压力超出调压腔11调节范围的最小值,并达到第二设定条件时,向环空2内的补充流体。
综上所述,利用深水气井环空压力智能管理装置和方法,使环空压力增加时,可使调压腔11的体积变大,容纳一些环空2内的流体,以保持或使环空压力在一定范围内调节。这样可以在不打开泄压阀的前提下,调节井口处的压力,使环空压力有一定的自我调节能力,避免频繁的打开泄压阀,影响泄压阀的使用寿命。
当环空压力减小时,可使调压腔11的体积变小,将调压腔11内的流体补充至环空2内,以使环空压力保持或在设定调节范围内调节,以使井口带压在安全范围内,确保作业安全,同时也避免了环空2的压力减小,需要频繁补充环空流体的问题。
并且,使环空2内的流体从下方进入调压腔11,避免了调压腔11设置在管线下方时,流体携带的沙进入调压腔11,对滑动密封塞12产生磨损,可提高滑动密封塞12的使用寿命。
另外,设置泄压管线3和补液管线4与环空连通,可在环空压力超出所调压腔11调节范围,且达到第一设定条件或者第二设定条件时,即达到确保环空压力安全的极限值时,排出环空2内的流体或者向环空2内的补充流体,以保证环空压力在安全范围内。
在本申请的描述中,需要说明的是,术语“上”、“下”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系,仅是为了便于描述本申请和简化描述,而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作,因此不能理解为对本申请的限制。除非另有明确的规定和限定,术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解,例如,可以是固定连接,也可以是可拆卸连接,或一体地连接;可以是机械连接,也可以是电连接;可以是直接相连,也可以通过中间媒介间接相连,可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言,可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
需要说明的是,在本申请中,诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来,而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且,术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含,从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素,而且还包括没有明确列出的其他要素,或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下,由语句“包括一个……”限定的要素,并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上所述仅是本申请的具体实施方式,使本领域技术人员能够理解或实现本申请。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的,本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下,在其它实施例中实现。因此,本申请将不会被限制于本文所示的这些实施例,而是要符合与本文所申请的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,包括:调压机构(1),其包括与环空(2)连通的调压腔(11),所述调压腔(11)的体积可变化,用于通过改变其的体积来容纳或者排除流体,以保持或在设定调节范围内调节环空压力。
2.如权利要求1所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述调压机构(1)包括:
腔体(10);
滑动密封塞(12),其可滑动地设在所述腔体(10)内,将所述腔体(10)分为调压腔(11)和保压腔(13),所述保压腔(13)可提供使所述环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
3.如权利要求2所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述保压腔(13)用于充设定压力的惰性气体,以在所述滑动密封塞(12)在所述腔体(10)内滑动时,提供使所述环空压力保持或在设定调节范围内变化的压力。
4.如权利要求2所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述保压腔(13)内设有抵持结构(14),并抵持在所述滑动密封塞(12)上,以在所述滑动密封塞(12)在所述腔体(10)内滑动时,提供使所述环空压力保持或在在设定调节范围内变化的弹性支撑力。
5.如权利要求2所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述腔体(10)的内壁还设有第一限位块(151)和第二限位块(152),并与限制所述滑动密封塞(12)的滑动极限位置。
6.如权利要求1所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述调压腔(11)与所述环空(2)通过连接管线连通,并且所述调压腔(11)设于所述连接管线的上方,所述环空(2)内的流体从下方进入所述调压腔(11)。
7.如权利要求1所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,还包括:
泄压管线(3),其用于与环空(2)连通,以在所述环空压力超出所调压腔(11)调节范围,并达到第一设定条件时,排出环空(2)内的流体;
补液管线(4),其用于与环空(2)连通,以在所述环空压力超出所述调压腔(11)调节范围,并达到第二设定条件时,向环空(2)内的补充流体。
8.如权利要求7所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,所述补液管线(4)包括:
储液罐(41),其用于储存向所述环空(2)内补充的流体;
第一管路(42),其两端分别与所述储液罐(41)和环空(2)连通;
注入泵(43),其设于所述第一管路(42)上,用于在向环空(2)内的补充流体时,泵送所述储液罐(41)内流体至所述环空(2)内;
补液阀(44),其设于所述注入泵(43)与所述环空(2)之间的第一管路(42)上,用于控制所述第一管路(42)的通断。
9.如权利要求8所述的深水气井环空压力智能管理装置,其特征在于,还包括控制单元(5),所述补液阀(44)与所述环空(2)之间的第一管路(42)上还设有传感器(45),所述传感器(45)用于获取环空压力,所述控制单元(5)与所述传感器(45)、补液阀(44)、注入泵(43)和泄压管线(3)信号连接,所述控制单元(5)用于根据获取的环空压力,判断所述环空压力是否达到第一设定条件或第二设定条件,以控制所述泄压管线(3)排出环空(2)内的流体,或者补液阀(44)和注入泵(43)开启,向环空(2)内的补充流体。
10.一种深水气井环空压力智能管理方法,其特征在于,该深水气井环空压力智能管理方法利用如权利要求1所述的深水气井环空压力智能管理装置实施,包括以下步骤:
当环空(2)内的压力增加时,使调压腔(11)的体积变大,容纳环空(2)内的流体,以使环空压力保持或在在设定调节范围内;
当环空(2)内的压力减小时,使调压腔(11)的体积变小,将调压腔(11)内的流体补充至环空(2)内,以使环空压力保持或在在设定调节范围内。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110903596.6A CN113622873A (zh) | 2021-08-06 | 2021-08-06 | 一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110903596.6A CN113622873A (zh) | 2021-08-06 | 2021-08-06 | 一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113622873A true CN113622873A (zh) | 2021-11-09 |
Family
ID=78383317
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110903596.6A Pending CN113622873A (zh) | 2021-08-06 | 2021-08-06 | 一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113622873A (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114263438A (zh) * | 2021-12-15 | 2022-04-01 | 中海石油(中国)有限公司 | 深水油气井套管旁通环空压力释放装置及其方法 |
CN114861476A (zh) * | 2022-07-11 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种气井环空异常带压综合预警方法及系统 |
CN116163673A (zh) * | 2023-04-25 | 2023-05-26 | 中国石油大学(华东) | 一种用于深水浅层梯度固井循环井口微压控制装置及方法 |
CN116446829A (zh) * | 2023-06-16 | 2023-07-18 | 什邡慧丰采油机械有限责任公司 | 一种基于流量的井口安全自动控制集成系统 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105178943A (zh) * | 2015-09-08 | 2015-12-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种实时校正井筒压力的方法 |
CN105840184A (zh) * | 2016-06-14 | 2016-08-10 | 西安石油大学 | 一种针对深海海底井口的环空压力监测及控制装置及方法 |
US20170198555A1 (en) * | 2016-01-13 | 2017-07-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Running a Mudline Closure Device Integral with a Wellhead |
CN107269239A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-20 | 西南石油大学 | 一种稳定油套环空压力的装置及其方法 |
CN207144900U (zh) * | 2017-08-24 | 2018-03-27 | 中石化川气东送天然气管道有限公司 | 一种油套环空压力自动保护控制装置 |
CN108868692A (zh) * | 2018-06-19 | 2018-11-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种用于深水环空圈闭压力治理的套管附加腔室泄压装置 |
US20190153821A1 (en) * | 2017-11-22 | 2019-05-23 | Benjamin B. Douglas | Pressure Management System for a Well Annulus |
CN110593789A (zh) * | 2019-10-28 | 2019-12-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环空带压井井口管控装置和工作方法 |
-
2021
- 2021-08-06 CN CN202110903596.6A patent/CN113622873A/zh active Pending
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105178943A (zh) * | 2015-09-08 | 2015-12-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种实时校正井筒压力的方法 |
US20170198555A1 (en) * | 2016-01-13 | 2017-07-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Running a Mudline Closure Device Integral with a Wellhead |
CN105840184A (zh) * | 2016-06-14 | 2016-08-10 | 西安石油大学 | 一种针对深海海底井口的环空压力监测及控制装置及方法 |
CN107269239A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-20 | 西南石油大学 | 一种稳定油套环空压力的装置及其方法 |
CN207144900U (zh) * | 2017-08-24 | 2018-03-27 | 中石化川气东送天然气管道有限公司 | 一种油套环空压力自动保护控制装置 |
US20190153821A1 (en) * | 2017-11-22 | 2019-05-23 | Benjamin B. Douglas | Pressure Management System for a Well Annulus |
CN108868692A (zh) * | 2018-06-19 | 2018-11-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种用于深水环空圈闭压力治理的套管附加腔室泄压装置 |
CN110593789A (zh) * | 2019-10-28 | 2019-12-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环空带压井井口管控装置和工作方法 |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114263438A (zh) * | 2021-12-15 | 2022-04-01 | 中海石油(中国)有限公司 | 深水油气井套管旁通环空压力释放装置及其方法 |
CN114263438B (zh) * | 2021-12-15 | 2023-12-08 | 中海石油(中国)有限公司 | 深水油气井套管旁通环空压力释放装置及其方法 |
CN114861476A (zh) * | 2022-07-11 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种气井环空异常带压综合预警方法及系统 |
CN114861476B (zh) * | 2022-07-11 | 2022-09-27 | 西南石油大学 | 一种气井环空异常带压综合预警方法及系统 |
CN116163673A (zh) * | 2023-04-25 | 2023-05-26 | 中国石油大学(华东) | 一种用于深水浅层梯度固井循环井口微压控制装置及方法 |
CN116446829A (zh) * | 2023-06-16 | 2023-07-18 | 什邡慧丰采油机械有限责任公司 | 一种基于流量的井口安全自动控制集成系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113622873A (zh) | 一种深水气井环空压力智能管理装置及方法 | |
Katz et al. | Overview on underground storage of natural gas | |
CA2691126C (en) | Devices and methods for utilizing pressure variations as an energy source | |
US4135547A (en) | Quick disengaging valve actuator | |
US20100155071A1 (en) | Subsea Force Generating Device and Method | |
MXPA05010750A (es) | Aparato y metodo para mejorar la productividad de pozos de gas natural. | |
Libson et al. | Case histories: Identification of and remedial action for liquid loading in gas wells intermediate shelf gas play | |
US9605499B1 (en) | Subsea wellhead pressure indicating and automatic adjusting device for deep-water dual-gradient drilling | |
CN106761568A (zh) | 一种治理气井环空带压的方法 | |
US5066198A (en) | Gas lift valve | |
CN108443126B (zh) | 水力活塞泵、井下泵机组及井下排液测试系统 | |
US5183115A (en) | Safety valve | |
US3978922A (en) | Gas storage well safety valve apparatus | |
CN201112471Y (zh) | 一种自动补液的蓄电池 | |
CN205858308U (zh) | 一体化分段压裂完井管柱 | |
EP3737830B1 (en) | Well annulus fluid expansion storage device | |
CN207144900U (zh) | 一种油套环空压力自动保护控制装置 | |
CN114622854B (zh) | 一种钻井系统、控压补压装置及方法 | |
RU2469177C2 (ru) | Способ управления нагнетанием смазки и нагнетатель смазки | |
Katz et al. | Design of gas storage fields | |
CN210396700U (zh) | 一种气井套管环空压力监控调节装置 | |
CN217176572U (zh) | 一种油井可液压转换排液防砂、沉砂管柱 | |
CN112832724A (zh) | 一种智能控制井筒压力的排采一体化管柱及其使用方法 | |
US20200123872A1 (en) | Plug and production tubing for a petroleum well | |
Amani | Gas well de-watering system and hydraulic gas pump, new designs and a discussion on their economics |
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 |