NO20140959A1

NO20140959A1 - Kjemikalieinjeksjons control mechanism

Info

Publication number: NO20140959A1
Application number: NO20140959A
Authority: NO
Inventors: Dinesh R Patel; David Himmel
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2012-02-02
Filing date: 2014-08-04
Publication date: 2014-08-13
Also published as: BR112014018933A2; US20120199365A1; GB201413655D0; BR112014018933A8; WO2013115824A1; GB2514033A

Abstract

En reguleringsmekanisme innrettet for automatisk å stenge av fluidstrømning gjennom en ledning basert på at strømningsmengde overstiger et forbestemt nivå. Denne mekanismen kan være spesielt nyttig når den anvendes sammen med nedihulls kjemikalieinjeksjonssystemer som er rettet mot brannsteder tilbøyelige til å bli lavtrykkssteder. Nærmere bestemt, i et tradisjonelt system, når det rådende trykket ved nedihullsenden aven injeksjonsledning overstiger det i nedihullsmiljøet rundt, kan strømningsmengden av søylen av fluid i ledningen øke naturlig etter hvert som kjemikalier utilsiktet tømmes inn i brønnen. Imidlertid kan bruk av utførelsesformer av den strømningbaserte reguleringsmekanismen beskrevet i detalj her nær automatisk hindre slik uønskelig tømming av kjemikalier inn i en lavtrykksbrønn.A control mechanism adapted to automatically shut off fluid flow through a conduit based on the flow rate exceeding a predetermined level. This mechanism can be particularly useful when used in conjunction with downhole chemical injection systems that target fire sites tend to become low pressure sites. Specifically, in a conventional system, when the downstream pressure of an injection line exceeds that in the downhole environment, the flow rate of the fluid column in the line may increase naturally as chemicals are inadvertently discharged into the well. However, the use of embodiments of the flow-based control mechanism described in detail herein may almost automatically prevent such undesirable discharge of chemicals into a low pressure well.

Description

BAKGRUNN BACKGROUND

[0001] Utforsking, boring og komplettering av hydrokarbonbrønner er i alminnelighet kompliserte, tidkrevende og til syvende og sist veldig kostnadskrevende operasjoner. Som følge av dette har det med årene blitt viet økt oppmerksomhet rundt overvåkning og opprettholdelse av tilstanden til slike brønner. Betydelige ressurser brukes på å maksimere den totale hydrokarbonutvinningen, utvinningstakten og forlenge brønnens totale levetid så mye som mulig. Loggeoperasjoner for overvåkning av brønnforhold spiller således en viktig rolle gjennom brønnens levetid. Likeledes legges det stor vekt på brønnintervensjon, så som opprenskingsteknikker som kan bli anvendt for å fjerne produksjonsavfall eller fremmedelementer fra brønnen for å sikre uhindret hydrokarbonutvinning. [0001] Exploration, drilling and completion of hydrocarbon wells are generally complicated, time-consuming and ultimately very costly operations. As a result, over the years, increased attention has been paid to monitoring and maintaining the condition of such wells. Considerable resources are spent on maximizing the total hydrocarbon recovery, recovery rate and extending the well's total life as much as possible. Logging operations for monitoring well conditions thus play an important role throughout the life of the well. Likewise, great emphasis is placed on well intervention, such as clean-up techniques that can be used to remove production waste or foreign elements from the well to ensure unhindered hydrocarbon extraction.

[0002] I tillegg til intervensjonsapplikasjoner blir brønnen ofte utstyrt med kjemikalieinjeksjonsutstyr for å forbedre pågående utvinning uten å kreve intervensjon. For eksempel kan det meste av brønnen være avgrenset av et glatt stålforingsrør som er utformet for hurtig oppihulls transport av hydrokarboner og andre fluider fra en formasjon. Imidlertid kan oppbygging av irregulær sperrende avleiring, voks og annet produksjonsavfall finne sted på innsiden av foringsrøret eller produksjonsrøret og annen arkitektur som begrenser strømningen derigjennom. Slikt fremmedmateriale kan også legge seg over perforeringer i foringsrøret, skjermen eller slisset rør og med det også hemme hydrokarbonstrømning inn i hovedborehullet i brønnen fra den omkringliggende formasjonen. [0002] In addition to intervention applications, the well is often equipped with chemical injection equipment to improve ongoing recovery without requiring intervention. For example, most of the well may be bounded by a smooth steel casing designed for rapid uphole transport of hydrocarbons and other fluids from a formation. However, build-up of irregular blocking scale, wax and other production debris can occur inside the casing or production pipe and other architecture that restricts flow therethrough. Such foreign material can also cover perforations in the casing, screen or slotted pipe and with it also inhibit hydrocarbon flow into the main borehole of the well from the surrounding formation.

[0003] For å håndtere oppbygging av avleiringer som angitt over er en rekke forskjellige tradisjonelle intervensjonsteknikker tilgjengelig. For å unngå kjøring av tidkrevende intervensjonsapplikasjoner, som kan innebære levering av plasskrevende opprenskingsutstyr, anvendes ofte et sirkulerende kjemikalieinjeksjonssystem. Dette er spesielt tilfelle der hvor sannsynligheten for oppbygging hensyntas på forhånd, som ofte er tilfelle i dypvannsbrønner. Uansett, med slike systemer på plass, kan en tilmålt mengde kjemisk blanding, så som en saltsyreblanding, bli sirkulert nær kontinuerlig nedihulls for å bidra til å hindre slik oppbygging. [0003] To deal with the build-up of deposits as indicated above, a number of different traditional intervention techniques are available. To avoid running time-consuming intervention applications, which may involve the delivery of space-consuming cleaning equipment, a circulating chemical injection system is often used. This is particularly the case where the probability of build-up is taken into account in advance, which is often the case in deep water wells. However, with such systems in place, a measured amount of chemical mixture, such as a hydrochloric acid mixture, can be circulated near continuously downhole to help prevent such build-up.

[0004] Det angitte kjemikalieinjeksjonsutstyret innbefatter en injeksjonsledning som kan bli kjørt fra overflaten og rettet mot forskjellige nedihullspunkter av interesse, så som inne i produksjonsrør, ved en produksjonsskjerm eller inn i et formasjonsfluid før det kommer inn i det angitte produksjonsrøret. Uansett kan behovet for å stanse produksjon eller kjøre kostnadskrevende intervensjoner for å håndtere uønskelig oppbygging stort sett fjernes. [0004] The specified chemical injection equipment includes an injection line that can be run from the surface and directed to various downhole points of interest, such as inside production tubing, at a production screen, or into a formation fluid prior to entering the specified production tubing. Either way, the need to stop production or run costly interventions to deal with unwanted build-up can largely be removed.

[0005] Regulering av leveringen av den kjemiske injeksjonsblandingen til punktene av interesse kan imidlertid gi opphav til trykkrelaterte utfordringer gjennom brønnens levetid. For eksempel kan et gitt nedihullspunkt av interesse inne i brønnen utvise et nokså høyt trykk ved innledning av operasjoner. I noen tilfeller kan brønntrykkene overstige 689,5 bar (10.000 psi). Kjemikalieinjeksjonsledningen kan derfor bli trykksatt fra overflaten for å sikre at en passende kjemikalieinjeksjons-leveringshastighet opprettholdes. En sekvens av tilbakeslagsventiler også være innlemmet i ledningen for å bidra til å unngå potensiell kaustisk produksjon oppihulls gjennom ledningen. [0005] Regulation of the delivery of the chemical injection mixture to the points of interest can, however, give rise to pressure-related challenges throughout the life of the well. For example, a given downhole point of interest inside the well may exhibit a fairly high pressure at the start of operations. In some cases, well pressures can exceed 689.5 bar (10,000 psi). The chemical injection line can therefore be pressurized from the surface to ensure that an appropriate chemical injection delivery rate is maintained. A sequence of check valves may also be incorporated into the line to help avoid potential caustic production uphole through the line.

[0006] Selv om bruk av tilbakeslagsventiler og trykksetting av ledningen innledningsvis kan sikre levering av kjemikalieinjeksjon og unngå produksjon gjennom ledningen, kan trykkene inne i brønnen endre seg over tid. For eksempel kan trykksetting av ledningen overvinne et brønntrykk på 689,5 bar. Når trykket inne i brønnen faller over tid, som ofte er tilfelle, kan imidlertid ledningen begynne å lekke kjemikalieblanding inn i brønnen selv uten påføring av positivt trykk fra overflaten. Med andre ord, avhengig av ledningens dybde, kan det rådende fluidtrykket deri begynne å overstige brønntrykket. [0006] Although the use of check valves and pressurizing the line can initially ensure the delivery of chemical injection and avoid production through the line, the pressures inside the well can change over time. For example, pressurizing the line can overcome a well pressure of 689.5 bar. However, when the pressure inside the well drops over time, which is often the case, the line can begin to leak chemical mixture into the well even without the application of positive pressure from the surface. In other words, depending on the depth of the line, the prevailing fluid pressure therein may begin to exceed the well pressure.

[0007] Bortsett fra kostnadene ved tap av kjemikalieblanding inn i brønnen, kan lekkasje som resultat av lavt brønntrykk ha en rekke forskjellige negative konsekvenser. For eksempel kan en for høy strømningsmengde eller et for høyt forhold av aktivt kjemikalie rettet til det ønskede stedet virke korroderende og skade produksjonsrøret, skjermen eller annet utstyr på stedet. Som nevnt kan det å stanse produksjonen ved å stenge ledningen på overflaten også være uønskelig. For eksempel kan en slik handling resultere i dannelse av et vakuum inne i ledningen som kan føre til koking av den kjemiske blandingen. Ubotelig skade på ledningen, produksjonsrøret og/eller foringsrøret således bli resultatet. [0007] Apart from the costs of loss of chemical mixture into the well, leakage as a result of low well pressure can have a number of different negative consequences. For example, too high a flow rate or too high a ratio of active chemical directed to the desired location can be corrosive and damage the production pipe, screen, or other equipment on site. As mentioned, stopping production by closing the line on the surface may also be undesirable. For example, such an action can result in the formation of a vacuum inside the line which can lead to boiling of the chemical mixture. Irreparable damage to the line, production pipe and/or casing thus results.

[0008] Slike lavtrykksbrønner fører ofte til katastrofale omstendigheter som krever full utskiftning av kjemikalieinjeksjonssystemet, større brønnoverhaling eller også fullstendig tap av brønnen, til en kostnad på mellom flere hundre tusen og muligens millioner av dollar, for ikke å nevne tapt produksjonstid. I stedet for å iverksette slike tiltak kan disse lavtrykksbrønnene bli holdt online bare så lenge kunstig løft og andre slike produksjonshjelpemidler forblir anvendelige, hvoretter brønnen kan bli plugget og forlatt som følge av manglende evne til å håndtere oppbyggingsproblemer på en virknigsfull måte. [0008] Such low-pressure wells often lead to catastrophic circumstances that require full replacement of the chemical injection system, major well overhaul or even complete loss of the well, at a cost of between several hundred thousand and possibly millions of dollars, not to mention lost production time. Instead of taking such measures, these low-pressure wells may be kept online only as long as artificial lift and other such production aids remain applicable, after which the well may be plugged and abandoned as a result of the inability to effectively manage build-up problems.

OPPSUMMERING SUMMARY

[0009] En kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme tilveiebringes som innbefatter innløps- og utløpsledninger. En reguleringsanordning er koblet til ledningene for å regulere strømning av kjemikalier derimellom basert på en fluidstrømning rettet mot denne. For eksempel tilveiebringes en fremgangsmåte ved regulering av fluidstrømning mellom ledningene. Fremgangsmåten inkluderer å rette et fluid nedihulls gjennom innløpsledningen med en gitt strømningsmengde og lede fluidet til en regulator i anordningen som har et trykk basert på den gitte strømningsmengden. Fluidet kan så bli sluppet ut gjennom utløpsledningen og inn i en brønn hvor trykket er lavere enn et forbestemt nivå. [0009] A chemical injection control mechanism is provided which includes inlet and outlet lines. A regulating device is connected to the lines to regulate the flow of chemicals therebetween based on a fluid flow directed towards it. For example, a method is provided for regulating fluid flow between the lines. The method includes directing a fluid downhole through the inlet line at a given flow rate and directing the fluid to a regulator in the device that has a pressure based on the given flow rate. The fluid can then be released through the discharge line and into a well where the pressure is lower than a predetermined level.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0010] Figur 1 er et sidenitt gjennom en nedihullssammenstilling som anvender en utførelsesform av en kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme. [0010] Figure 1 is a side view through a downhole assembly using one embodiment of a chemical injection control mechanism.

[0011] Figur 2 er en oversiktsbetraktning av et oljefelt med en brønn som rommer sammenstillingen i figur 1 med reguleringsmekanismen innlemmet deri. [0011] Figure 2 is an overview view of an oil field with a well that houses the assembly in Figure 1 with the regulation mechanism incorporated therein.

[0012] Figur 3A er et forstørret snitt gjennom reguleringsmekanismen i figurene 1 og 2 i en åpen posisjon for å tillate strømning av kjemikaler derigjennom. [0012] Figure 3A is an enlarged section through the control mechanism of Figures 1 and 2 in an open position to allow flow of chemicals therethrough.

[0013] Figur 3B er et forstørret snitt gjennom mekanismen i figur 3A i en lukket posisjon for å stenge strømning av kjemikalier til brønnen. [0013] Figure 3B is an enlarged section through the mechanism of Figure 3A in a closed position to shut off flow of chemicals to the well.

[0014] Figur 4 er en alternativ utførelsesform av en kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme som anvender flere regulatorer i parallell for fleksibel strømningsregulering. [0014] Figure 4 is an alternative embodiment of a chemical injection control mechanism that uses several regulators in parallel for flexible flow regulation.

[0015] Figur 5 er en annen alternativ utførelsesform av en reguleringsmekanisme som er innlemmet i en nedihullssammenstilling og anvender elektrisk styring. [0015] Figure 5 is another alternative embodiment of a control mechanism that is incorporated into a downhole assembly and uses electrical control.

[0016] Figur 6 er et flytdiagram som sammenfatter en utførelsesform av anvendelse av en kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme. [0016] Figure 6 is a flow diagram summarizing one embodiment of the use of a chemical injection control mechanism.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0017] Utførelsesformer vil bli beskrevet i forbindelse med utvalgte utførelser av kompletteringsutstyr som gjør bruk av kjemikalieinjeksjons-sammenstillinger. Spesielt vil kompletteringer bli vist og beskrevet som anvender en kjemikalieinjeksjons-sammenstilling for å bidra til å hindre avleiring og annen oppbygging i et tilstøtende produksjonsrør. Uansett om en befinner seg på land eller til sjøs kan imidlertid en rekke forskjellige kompletteringsarkitekturer dra nytte av bruk av regulert kjemikalieinjeksjon som beskrives i detalj her. For eksempel kan kjemikalieinjeksjon rettet til et brønnringrom, et foringsrør, en produksjonsskjerm eller en rekke forskjellige andre steder dra nytte av en reguleringsmekanisme som beskrives i detalj her. [0017] Embodiments will be described in connection with selected embodiments of completion equipment that make use of chemical injection assemblies. In particular, completions will be shown and described that utilize a chemical injection assembly to help prevent fouling and other build-up in an adjacent production pipe. Regardless of whether one is on land or at sea, however, a number of different completion architectures can benefit from the use of regulated chemical injection, which is described in detail here. For example, chemical injection directed to a well annulus, a casing, a production screen, or a variety of other locations may benefit from a control mechanism described in detail herein.

[0018] Figur 1 viser et sidesnitt gjennom en nedihullssammenstilling 101. Sammenstillingen 101 anvender en utførelsesform aven kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme 100 for å bistå med å styre strømningen av kjemisk injeksjonsfluid inn i tilstøtende produksjonsrør 180. I andre utførelsesformer kan imidlertid en slik kjemikalieinjeksjonsapplikasjon bli rettet til en rekke forskjellige ønskede steder hvor det befinner seg kompletteringsutstyr. Uansett, som vil bli beskrevet i detalj nedenfor, kan reguleringsmekanismen 100 være spesielt egnet til å hindre uønskelig tømming av en søyle av injeksjonsfluidet fra en kjemikalieinjeksjonsledning 120. [0018] Figure 1 shows a side section through a downhole assembly 101. The assembly 101 uses one embodiment of a chemical injection control mechanism 100 to assist in controlling the flow of chemical injection fluid into adjacent production tubing 180. However, in other embodiments such a chemical injection application may be directed to a number of different desired locations where completion equipment is located. However, as will be described in detail below, the control mechanism 100 may be particularly suitable for preventing unwanted emptying of a column of the injection fluid from a chemical injection line 120.

[0019] Mer spesifikt kan en kjemikalieinjeksjonsblanding og påføringsprotokoll ved stedet vist i figur 1 styres av en operatør som befinner seg en betydelig avstand vekk på et oljefelt 200 vist i figur 2. Som vil bli beskrevet nærmere nedenfor resulterer dette i et trykk utøvet av fluidsøylen i ledningen 120 som, avhengig av nedihullsforhold, kan overstige trykk inne i produksjonsrøret 180. Reguleringsmekanismen 100 kan således være av betydelig nytte for å hindre lekkasje av kjemisk fluid inn i det viste produksjonsrøret 180. [0019] More specifically, a chemical injection mixture and application protocol at the location shown in Figure 1 can be controlled by an operator located a considerable distance away on an oil field 200 shown in Figure 2. As will be described in more detail below, this results in a pressure exerted by the fluid column in the line 120 which, depending on downhole conditions, can exceed the pressure inside the production pipe 180. The regulation mechanism 100 can thus be of considerable use in preventing leakage of chemical fluid into the production pipe 180 shown.

[0020] I den viste utførelsesformen er sammenstillingen 101 innrettet for å støtte produksjon i oppihulls retning (se pilen 110). Samtidig er sammenstillingen 101 utstyrt med kjemikalieinjeksjonstrekk, så som den angitte ledningen 120. En løpende tilmålt mengde kjemikalieinjeksjonsfluid kan således bli levert til produksjonsrøret 180 for å bidra til å redusere avleiring 190 eller annen produksjonshemmende oppbygging. [0020] In the embodiment shown, the assembly 101 is arranged to support production in the uphole direction (see arrow 110). At the same time, the assembly 101 is equipped with chemical injection features, such as the specified line 120. A continuously measured amount of chemical injection fluid can thus be delivered to the production pipe 180 to help reduce scale 190 or other production-inhibiting build-up.

[0021] Med henvisning også til figur 2, og kun som et eksempel, kan nedihullstrykkene tidlig under levetiden til brønnen 285 være nokså dramatiske, muligens høyere enn 689,5 bar (10.000 psi). Sammenstillingen 101 kan derfor være utstyrt med enveis tilbakeslagsventiler 175 for å sikre at produksjon ikke kommer inn porten 177 til kjemikalieinjeksjonssystemet. Disse ventilene 175 kan være plassert nær porten 177 for å beskytte så mye som mulig av ledningen 120, reguleringsmekanismen 100 og annet kjemkalieinjeksjonsutstyr mot eksponering for brønnfluider. I tillegg, for å bevirke til kjemikalieinjeksjon inn i produksjonsrøret 180 gjennom porten 177, kan en pumpeenhet 227 bli anvendt for å drive opp trykket og levere en tilmålt injeksjonsstrømningsmengde. [0021] With reference also to Figure 2, and only as an example, the downhole pressures early in the life of the well 285 can be quite dramatic, possibly higher than 689.5 bar (10,000 psi). The assembly 101 may therefore be equipped with one-way check valves 175 to ensure that production does not enter the port 177 of the chemical injection system. These valves 175 may be located near the port 177 to protect as much as possible of the line 120, the control mechanism 100 and other chemical potash injection equipment from exposure to well fluids. In addition, to effect chemical injection into production pipe 180 through port 177, a pump unit 227 may be used to drive up the pressure and deliver a metered injection flow rate.

[0022] I andre tilfeller, for eksempel senere under brønnens levetid, kan imidlertid nedihullstrykkene falle dramatisk, muligens godt under 34,5 bar (500 psi). Ikke desto mindre kan kunstig løft og andre tiltak bli iverksatt for å bidra til å sikre fortsatt produksjonsdyktighet for brønnen 285. [0022] In other cases, for example later in the life of the well, however, downhole pressures can drop dramatically, possibly well below 34.5 bar (500 psi). Nevertheless, artificial lifting and other measures can be implemented to help ensure continued production capability for well 285.

[0023] Fortsatt med henvisning til figurene 1 og 2, og med slike mulige lavtrykkstilstander i brønnen 285 i tannkene, betraktes igjen rollen til reguleringsmekanismen 100. Mekanismen 100 er vist med en kobling 140 for fastgjøring til kjemikalieinjeksjonsledningen 120 som kommer fra overflaten av oljefeltet 200 som nevnt over. Dette betyr at den angitte søylen av fluid i ledningen 120 kan strekke seg over en avstand på mer enn tusen meter (flere tusen fot) i vertikal høyde. Med en tradisjonell ledningsdiameter på mellom 6,35 mm og 31,75 (0,25 tommer og 1,25), kan fluidtrykket ved koblingen 140 og mekanismen 100 være langt høyere enn omtrent 34,5 bar (avhengig av typen fluid). [0023] Continuing with reference to figures 1 and 2, and with such possible low pressure conditions in the well 285 in the teeth, the role of the regulation mechanism 100 is considered again. The mechanism 100 is shown with a coupling 140 for attachment to the chemical injection line 120 which comes from the surface of the oil field 200 as mentioned above. This means that the specified column of fluid in conduit 120 can extend over a distance of more than a thousand meters (several thousand feet) in vertical height. With a traditional line diameter of between 6.35 mm and 31.75 (0.25 inches and 1.25), the fluid pressure at the coupling 140 and the mechanism 100 can be much higher than about 34.5 bar (depending on the type of fluid).

[0024] Rørtrykket på stedet 179 nærved den viste rørporten 177 kan imidlertid også være godt under 34,5 bar som i eksempelet over. Dette er ofte tilfelle for brønner som befinner seg på havbunnen, er hovedsakelig tømt, har fått forlenget levetid eller en kombinasjon av dette. Uansett tilfelle, som angitt over, kan anbringelsen av reguleringsmekanismen 100 mellom det angitte stedet 179 og ledningen 120 anvendes for å bidra til å unngå uønsket lekkasje av kjemikalieinjeksjon inn i produksjonsrøret 180. [0024] However, the pipe pressure at the location 179 near the pipe port 177 shown can also be well below 34.5 bar as in the example above. This is often the case for wells that are located on the seabed, have been mainly drained, have had their lifetime extended or a combination of these. In any case, as indicated above, the placement of the control mechanism 100 between the indicated location 179 and the line 120 can be used to help avoid unwanted leakage of chemical injection into the production pipe 180.

[0025] Figur 2 viser en oversiktsbetrakting av et oljefelt 200 som rommer sammenstillingen 101 i figur 1 inne i en brønn 285. Nærmere bestemt er sammenstillingen 101 isolert med en pakning 275 ved et perforert produksjonsområde 297. Følgelig er for eksempel innsiden av produksjonsrøret 180 blottlagt mot området 297 for produksjon, men isolert fra resten av ringrommet 250 i brønnen 285. Igjen, som angitt over, holdes produksjonsavfall, så som avleiring og annen oppbygging i produksjonsrøret 180, ved et minimum ved hjelp av et kjemikalieinjeksjonssystem som innlemmer en reguleringsmekanisme 100, blant andre trekk. [0025] Figure 2 shows an overview of an oil field 200 that houses the assembly 101 in Figure 1 inside a well 285. More specifically, the assembly 101 is isolated with a gasket 275 at a perforated production area 297. Consequently, for example, the inside of the production pipe 180 is exposed towards the area 297 for production, but isolated from the rest of the annulus 250 in the well 285. Again, as indicated above, production waste, such as scale and other build-up in the production pipe 180, is kept to a minimum by means of a chemical injection system incorporating a control mechanism 100, among other features.

[0026] I den viste utførelsesformen er det angitte injeksjonssystemet styrt for levering gjennom en port 177 og inn i produksjonsrøret 180 som beskrevet over. Leveringsstedet er slik at oppihulls fluidstrømning via produksjon kan bli anvendt for å fordele kjemisk injeksjonsblanding gjennom produksjonsrøret 180 for å holde oppbyggingen deri ved et minimum. Avhengig av operasjonenes karakter kan imidlertid slik kjemikalieinjeksjon bli rettet til utstyr direkte tilstøtende produksjonsområdet 297, inne i ringrommet 250, eller hvor som helst nedihulls som kan være til nytte for driften. Som nevnt kan det være tilfeller der nedihullstrykk (f.eks. i produksjonsrøret 180) har et nivå som er lavere enn det ledningsbaserte injeksjonsfluidtrykket ved nedihullsenden av ledningen 120 (nær injeksjonspunktet). Likevel kan reguleringsmekanismen 100 bidra til å hindre ukontrollert tømming av injeksjonsfluid, og med det unngå eventuelle potensielt katastrofale resultater av slik lekkasje. [0026] In the embodiment shown, the indicated injection system is controlled for delivery through a port 177 and into the production pipe 180 as described above. The delivery site is such that the uphole fluid flow via production can be used to distribute chemical injection mixture through the production pipe 180 to keep build-up therein to a minimum. Depending on the nature of the operations, however, such chemical injection can be directed to equipment directly adjacent to the production area 297, inside the annulus 250, or anywhere downhole that can be useful for the operation. As mentioned, there may be cases where downhole pressure (eg, in the production pipe 180) has a level that is lower than the line-based injection fluid pressure at the downhole end of the line 120 (near the injection point). Nevertheless, the regulation mechanism 100 can help to prevent uncontrolled emptying of injection fluid, thereby avoiding any potentially catastrophic results of such leakage.

[0027] Fortsatt med henvisning til figur 2 er brønnen 285 utstyrt med et foringsrør 280 og gjenomløper forskjellige formasjonslag 290, 295 for å komme til det angitte produksjonsområdet 297. Kjemikalieinjeksjonsledningen 120 i sammenstillingen 101 kan således strekke seg mer enn tusen meter fra overflaten før den kommer til reguleringsmekanismen 100. En forstår derfor viktigheten av mekanismen 100 for å holde igjen en søyle av injeksjonsfluidblanding, for eksempel dersom det rådende nedihullstrykket er meget lavt. [0027] Still referring to Figure 2, the well 285 is equipped with a casing 280 and recirculates different formation layers 290, 295 to reach the indicated production area 297. The chemical injection line 120 in the assembly 101 can thus extend more than a thousand meters from the surface before it comes to the regulation mechanism 100. One therefore understands the importance of the mechanism 100 to retain a column of injection fluid mixture, for example if the prevailing downhole pressure is very low.

[0028] I tillegg er en rekke forskjellig utstyr 220 anbrakt på oljefeltet 200 for styring av produksjon, kjemikalieinjeksjon og andre operasjoner. I den viste utførelsesformen inkluderer dette et tradisjonelt brønnhode 225 med en produksjonsledning 223 løpende fra denne sammen med en rigg 221 for å støtte en rekke forskjellige mulige intervensjonsverktøy. Videre er pumpeenheter 227 og styreenheter 229 også anordnet tilstøtende brønnhodet 225 for styring av operasjoner. For eksempel, ved innledning av operasjoner, kan pumpeenheten 227 bli forsynt fra kjemkalietanker og anvendt for å sirkulere en avpasset kjemisk fluidblanding ned gjennom injeksjonsledningen 120. [0028] In addition, a number of different equipment 220 is placed on the oil field 200 for managing production, chemical injection and other operations. In the embodiment shown, this includes a traditional wellhead 225 with a production line 223 running therefrom along with a rig 221 to support a number of different possible intervention tools. Furthermore, pump units 227 and control units 229 are also arranged adjacent to the wellhead 225 for controlling operations. For example, upon initiation of operations, pump unit 227 may be supplied from chemical potash tanks and used to circulate a tailored chemical fluid mixture down through injection line 120.

[0029] Pumpeenheten 227 kan være innrettet for å skape et trykk og en strømningsmenge som er tilstrekkelig til å overvinne enhver høytrykkstilstand nedihulls. Videre kan endringer av denne strømningsmengden, forholdet mellom bestanddeler i fluidblandingen, eller respons til endrende nedihullstrykk håndteres og styres av styreenheten 229. Som beskrevet over kan dette også inkludere å styre pumpeenheten 227 til å stanse positivt trykk påført på ledningen 120 når nedihullstrykket blir lavt nok. I denne forbindelse vil effektiviteten til reguleringsmekanismen 100 i å hindre tap av kjemikalier fra ledningen 120 forstås som angitt over og beskrevet nærmere nedenfor. [0029] The pump unit 227 may be arranged to create a pressure and a flow rate sufficient to overcome any high pressure condition downhole. Furthermore, changes to this flow rate, the ratio of components in the fluid mixture, or response to changing downhole pressure can be handled and controlled by the control unit 229. As described above, this can also include controlling the pump unit 227 to stop positive pressure applied to the line 120 when the downhole pressure becomes low enough . In this connection, the effectiveness of the regulation mechanism 100 in preventing the loss of chemicals from the line 120 will be understood as stated above and described in more detail below.

[0030] Fortsatt med henvisning til figur 2 er en annen fordel med bruk av reguleringsmekanismen 100 knyttet til testing av injeksjonssystemet som helhet. Nærmere bestemt, når utstyr plasseres inne i brønnen 285 som vist, kan en serie av funksjonstester bli utført. For eksempel kan dette inkludere testing av tetninger og andre trekk ved kjemikalieledningen 120. Med reguleringsmekanismen 100 innlemmet i ledningen 120 kan slike tester nå bli utført ved rimelige, lave trykk og uten nevneverdig tap av kjemisk fluid. Nærmere bestemt kan strømningsmengde og trykk bli tilført i ledningen 120 for å stenge av mekanismen 100 som beskrevet og teste fluidforseglingen derav. [0030] Still with reference to Figure 2, another advantage of using the regulation mechanism 100 relates to testing the injection system as a whole. Specifically, when equipment is placed inside the well 285 as shown, a series of functional tests can be performed. For example, this may include testing seals and other features of the chemical line 120. With the control mechanism 100 incorporated in the line 120, such tests can now be performed at reasonable, low pressures and without significant loss of chemical fluid. More specifically, flow rate and pressure may be applied to line 120 to shut down mechanism 100 as described and test the fluid seal thereof.

[0031] Figurene 3A og 3B viser forstørrede snitt som illustrerer indre trekk i reguleringsmekanismen 100 i figurene 1 og 2. Mer spesifikt viser figur 3A mekanismen 100 i åpen posisjon for å tillate kjemikaliestrømning derigjennom, mens 3B viser mekanismen 100 lukket for å stenge av kjemikaliestrømningen. [0031] Figures 3A and 3B show enlarged sections illustrating internal features of the control mechanism 100 in Figures 1 and 2. More specifically, Figure 3A shows the mechanism 100 in the open position to allow chemical flow therethrough, while 3B shows the mechanism 100 closed to shut off the chemical flow .

[0032] I figur 3A er mekanismen 100 vist med koblingen 140 ved den ene enden for fastgjøing til kjemikalieledningen 120 og et utløp 360 som fører til tilbakeslagsventiler 175 og andre injeksjonstrekk (se figurene 1 og 2). Mellom denne koblingen 140 og utløpet 360 kan imidlertid strømningsmengden av den angitte kjemiske fluidblandingen 300 bestemme om reguleringsmekanismen 100 etterlates åpen eller lukkes. [0032] In Figure 3A, the mechanism 100 is shown with the coupling 140 at one end for welding to the chemical line 120 and an outlet 360 leading to check valves 175 and other injection features (see Figures 1 and 2). Between this connection 140 and the outlet 360, however, the flow rate of the specified chemical fluid mixture 300 can determine whether the control mechanism 100 is left open or closed.

[0033] Som et konkret eksempel, og fortsatt med henvisning til figur 3A, kan fluidblandingen 300 bli rettet til reguleringsmekanismen 100 med en strømningsmengde på omtrent 0,38 liter (0,1 gallon) per minutt. Med henvisning også til figur 2 kan dette oppnås gjennom betjening av pumpeenheten 227 og styreenheten 229, som kan styre og overvåke strømning fortløpende og også hensynta faktorer så som lengden og dimensjonene til ledningen 120. Uansett, i den viste utførelsesformen, og kun som et eksempel, kan en strømningsmengde på 0,38 liter/min resultere i at en kraft på omtrent 68 kg (150 pund) påføres på en ventil 325 i mekanismen 100. Dersom en forspenningsanordning 330, i dette tilfellet en fjær, er klassifisert for omtrent 91 kg (200 pund), vil en slik strømningsmengde av fluidet 300 ikke overvinne fjæren. Ventilen 325 ville således forbli åpen og la fluidet 300 fortsette å strømme gjennom reguleringsmekanismen 100. [0033] As a concrete example, and still referring to Figure 3A, the fluid mixture 300 may be directed to the control mechanism 100 at a flow rate of approximately 0.38 liters (0.1 gallon) per minute. Referring also to Figure 2, this can be achieved through the operation of the pump unit 227 and the control unit 229, which can control and monitor flow continuously and also take into account factors such as the length and dimensions of the line 120. However, in the embodiment shown, and by way of example only , a flow rate of 0.38 liters/min can result in a force of approximately 68 kg (150 pounds) being applied to a valve 325 of the mechanism 100. If a biasing device 330, in this case a spring, is rated for approximately 91 kg (200 pounds), such a flow rate of the fluid 300 will not overcome the spring. The valve 325 would thus remain open and allow the fluid 300 to continue to flow through the control mechanism 100.

[0034] Med henvisning også til figur 3B (og figur 2), kan omstendighetene kreve at ventilen 325 lukkes for å stanse strømningen av kjemisk blanding 300. For eksempel, som angitt over, kan lavtrykksforhold i brønnen 280 være slike omstendigheter. Dersom dette er tilfelle, kan søylen av kjemisk blanding 300 i ledningen 120 naturlig begynne å strømme med en større strømningsmengde som følge av redusert trykkforskjell. For eksempel kan strømningsmengden bli økt, enten naturlig eller under styring av overflateutstyr 220. Anta, kun som et eksempel, at en økning av strømningsmengden til 0,76 liter (0,2 gallon) per minutt kan øke kreftene som utøves på ventilen 325 til forbestemte 136 kg (300 pund), og med det overvinne forspenningsanordningen 330 og stenge for strømning gjennom mekanismen 100. Nærmere bestemt er ventilen 325 utstyrt med et stempel 350 og et forseglingshode 355 som strekkes mot en utgangskanal 365 fra utløpet 360. Når kraften fra fjæren overvinnes av kreftene påført på ventilen 325, vil således mekanismen 100 lukkes og strømning fra ledningen 120 stanses. [0034] Referring also to Figure 3B (and Figure 2), circumstances may require valve 325 to be closed to stop the flow of chemical mixture 300. For example, as noted above, low pressure conditions in well 280 may be such circumstances. If this is the case, the column of chemical mixture 300 in the conduit 120 may naturally begin to flow with a greater flow rate as a result of a reduced pressure difference. For example, the flow rate may be increased, either naturally or under the control of surface equipment 220. Assume, by way of example only, that increasing the flow rate to 0.76 liters (0.2 gallons) per minute may increase the forces exerted on the valve 325 to predetermined 136 kg (300 pounds), and with it overcomes the biasing device 330 and shuts off flow through the mechanism 100. More specifically, the valve 325 is equipped with a piston 350 and a sealing head 355 that extends toward an outlet channel 365 from the outlet 360. When the force of the spring is overcome by the forces applied to the valve 325, the mechanism 100 will thus be closed and flow from the line 120 will be stopped.

[0035] Fortatt med henvisning til figurene 3A og 3B, og også med henvisning til figur 2, vil måten på hvilken kreftene som påføres på ventilen 325 og anordningen 330 som følge av endrende strømningsmengde bli beskrevet nærmere. Nemlig, i den viste utførelsesformen, er ventilen 325 en skifteventil anbrakt i et kammer 320 definert av et legeme 301 til mekanismen 100 og utstyrt med en tetningsring 329 og en strømningsbegrenser 327. Strømningen av fluid 300 inn i dette kammeret 320 fra ledningen 120 resulterer således i en kraft på ventilen 325 som forsterkes primært basert på dimensjonene til strømningsbegrenseren 327. Nærmere bestemt er det slik at jo mindre strømningsbegrenseren 327 er, jo større er kraftens størrelse. Uansett, siden strømningsbegrenseren 327 nødvendigvis har mindre dimensjoner enn kammeret 320 og ledningen 120, oppnås en viss grad av kraftforsterkning. [0035] Taken with reference to Figures 3A and 3B, and also with reference to Figure 2, the manner in which the forces applied to the valve 325 and the device 330 as a result of changing flow rate will be described in more detail. Namely, in the embodiment shown, the valve 325 is a switching valve placed in a chamber 320 defined by a body 301 of the mechanism 100 and equipped with a sealing ring 329 and a flow restrictor 327. The flow of fluid 300 into this chamber 320 from the line 120 thus results in a force on the valve 325 which is amplified primarily based on the dimensions of the flow restrictor 327. More specifically, the smaller the flow restrictor 327 is, the greater the magnitude of the force. However, since the flow restrictor 327 necessarily has smaller dimensions than the chamber 320 and conduit 120, some degree of force amplification is achieved.

[0036] Den spesifikke graden av kraftforsterkning kan avpasses til de aktuelle driftsparametrene der reguleringsmekanismen 100 skal anvendes. I noen utførelsesformer kan derfor for eksempel et bredt spekter av kjemikalieinjeksjons-leveringsprotokoller bli anvendt. Den nødvendige strømningsmengdeøkningen for å stenge av reguleringsmekanismen og injeksjonen kan derfor være større enn i anvendelser hvor tettere toleranser eller mer presisjon må fremvises ved kjemikalieinjeksjonslevering. Slike utførelsesspesifikke valg kan realiseres gjennom bruk av strømningsstrupere 327 av varierende størrelse som angitt over eller gjennom variasjoner i dimensjonene til selve legemet til ventilen 325. For økt variasjonsmulighet kan en manifold 400 med forskjellige avpassede regulatormekanismer bli anvendt samtidig (se figur 4). [0036] The specific degree of power amplification can be adapted to the relevant operating parameters where the regulation mechanism 100 is to be used. In some embodiments, therefore, for example, a wide range of chemical injection delivery protocols can be used. The required flow rate increase to shut down the control mechanism and the injection can therefore be greater than in applications where tighter tolerances or more precision must be demonstrated in chemical injection delivery. Such execution-specific choices can be realized through the use of flow throttles 327 of varying size as indicated above or through variations in the dimensions of the actual body of the valve 325. For increased variability, a manifold 400 with different adjusted regulator mechanisms can be used at the same time (see Figure 4).

[0037] I den viste utførelsesformen er diameteren til legemet til stempelhodet 355 spesielt mindre enn det til fjæren og tilhørende støttestruktur. Den effektive diameteren til forseglingen er således begrenset på en måte som kan muliggjøre utvikling av en likevekt mellom trykket i kammeret 320 og trykket rundt fjæren. For å sikre at ventilen 325 forblir lukket, kan derfor en kontinuerlig strømning av fluid 300 bli opprettholdt. Naturligvis kan i andre utførelsesformer den effektive diameteren til forseglingen økes ved å øke størrelsen til stempelhodet 355 i en slik grad at kontinuerlig strømning av fluid 300 ikke er nødvendig. [0037] In the embodiment shown, the diameter of the body of the piston head 355 is notably smaller than that of the spring and associated support structure. The effective diameter of the seal is thus limited in a way that can enable the development of an equilibrium between the pressure in the chamber 320 and the pressure around the spring. Therefore, to ensure that the valve 325 remains closed, a continuous flow of fluid 300 can be maintained. Of course, in other embodiments, the effective diameter of the seal can be increased by increasing the size of the piston head 355 to such an extent that continuous flow of fluid 300 is not required.

[0038] Figur 4 viser en alternativ utførelsesform av en manifold 400 med kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanismer 410, 420, 430 som kjører parallelt for å muliggjøre en fleksibel strømningsregulering. Nærmere bestemt kan hver regulator 410, 420, 430 være satt til å stenge ved en forskjellig strømningsmengdeterskel som bestemt av en fjær, strømningsbegrenser og andre faktorer knyttet til interne komponenter som angitt over. For eksempel kan i én utførelsesform en første regulator 430 være innrettet for å stenge ved eksponering for en strømningsmengde på 1,14 liter (0,3 gallon) per minutt, en andre regulator 420 for å stenge ved eksponering for 0,76 liter (0,2 gallon) per minutt og en tredje regulator 410 for å stenge ved 0,38 liter (0,1 gallon) per minutt. Etter hvert som strømning tilføres inn i ledningen 120 og drives opp, vil regulatorene 430, 420, 410 derfor bli stengt sekvensielt. [0038] Figure 4 shows an alternative embodiment of a manifold 400 with chemical injection control mechanisms 410, 420, 430 running in parallel to enable flexible flow control. Specifically, each regulator 410, 420, 430 may be set to close at a different flow rate threshold as determined by a spring, flow restrictor, and other factors associated with internal components as noted above. For example, in one embodiment, a first regulator 430 may be configured to close upon exposure to a flow rate of 1.14 liters (0.3 gallons) per minute, a second regulator 420 to close upon exposure to 0.76 liters (0 .2 gallons) per minute and a third regulator 410 to close at 0.38 liters (0.1 gallons) per minute. As flow is introduced into line 120 and driven up, regulators 430, 420, 410 will therefore be closed sequentially.

[0039] Den sekvensielle avstengningen av regulatorene 430, 420, 410 som beskrevet over tilveiebringer et system der et totalt sett bredere variasjonsområde av strømningsmengder og trykk kan bli anvendt for å oppnå injeksjon før full avstenging av en injeksjonsapplikasjon. For eksempel kan en slik manifold 400 være utformet for å styre en tilmålt injeksjonshastighet hvor strømningsmengden fra ledningen 120 varierer opp til omtrent 1,14 liter per minutt og påfører opptil noen hundre bar (flere tusen psi) på hvilke som helst av de enkelte regulatorer 430, 420, 410. [0039] The sequential shutdown of regulators 430, 420, 410 as described above provides a system where an overall wider range of variation of flow rates and pressures can be used to achieve injection prior to full shutdown of an injection application. For example, such manifold 400 may be designed to control a metered injection rate where the flow rate from line 120 varies up to approximately 1.14 liters per minute and applies up to a few hundred bar (several thousand psi) to any of the individual regulators 430 , 420, 410.

[0040] Figur 5 viser en annen alternativ utførelsesform av en reguleringsmekanisme 500. I denne utførelsesformen tjener mekanismen 500 til å regulere en strømning av kjemisk injeksjonsfluid 300 ved hjelp av en styreledning 510, mest trolig av en elektrisk type, selv om andre signaleringsplattformer kan bli anvendt. Uansett, i den viste utførelsesformen, regulerer eller tilmåler mekanismen 500 levering av injeksjonsfluidet 300 ved hjelp av en ventil 525, i dette tilfellet forskyves til åpen eller lukket stilling ved hjelp av signalering over den angitte ledningen 510. Nærmere bestemt kan i denne utførelsesformen elektrisk signalering bli anvendt i stedet for strømningsregulering for å regulere påføringen av kjemikalieinjeksjon. Denne teknikken bidrar til å unngå uønsket utslipp av injeksjonsfluid 300 i tilfeller hvor nedihullstrykket er veldig lavt. [0040] Figure 5 shows another alternative embodiment of a regulation mechanism 500. In this embodiment, the mechanism 500 serves to regulate a flow of chemical injection fluid 300 by means of a control line 510, most likely of an electrical type, although other signaling platforms can be used. However, in the illustrated embodiment, the mechanism 500 regulates or meters the delivery of the injection fluid 300 by means of a valve 525, in this case shifted to the open or closed position by means of signaling over the indicated wire 510. Specifically, in this embodiment, electrical signaling may be used instead of flow control to regulate the application of chemical injection. This technique helps to avoid unwanted discharge of injection fluid 300 in cases where the downhole pressure is very low.

[0041] I utførelsesformen i figur 5 kan ventilen 525 bli styrt til å slippe ut det kjemiske injeksjonsfluidet 300 gjennom en port 579 som vist. Imidlertid kan dette utslippet gjennom porten igjen bli rettet mot en rekke forskjellige steder. Dette kan inkludere å styre fluidet 300 til å strømme oppstrøms med produksjonsfluid 110 før det frigjøres inn i produksjonsrøret 180 for å bidra til å hindre oppbygging ved en port 577 i dette. I den viste utførelsesformen blir fluidet 300 ledet mot en strømningsreguleringsventil 527 som mer direkte måler frigjøringen av fluid 300 inn i produksjonsrøret 180. Foreksempel kan i én utførelsesform denne ventilen 527 styres ytterligere gjennom innmating fra en viskositetssensor 560, strømningssensor 540 eller annen sensor for mer nøyaktig presisjon i frigjøringen av kjemikalieinjeksjon inn i produksjonsrøret 180 via en utslippsport 577. [0041] In the embodiment in Figure 5, the valve 525 can be controlled to release the chemical injection fluid 300 through a port 579 as shown. However, this discharge through the gate can again be directed to a number of different places. This may include directing the fluid 300 to flow upstream with the production fluid 110 before it is released into the production pipe 180 to help prevent build-up at a port 577 therein. In the embodiment shown, the fluid 300 is directed towards a flow control valve 527 which more directly measures the release of fluid 300 into the production pipe 180. For example, in one embodiment this valve 527 can be further controlled through input from a viscosity sensor 560, flow sensor 540 or other sensor for more accurate precision in the release of chemical injection into the production pipe 180 via a discharge port 577.

[0042] Fortsatt med henvisning til figur 5 kan en reguleringsmekanisme 500 bli anvendt på en rekke forskjellige feltspesifikke steder. For eksempel blir i utførelsesformen i figur 5 mekanismen 500 anvendt for å lede og regulere kjemikalieinjeksjon til en spesifikk isolert sone av en nedihullssammenstilling. Nærmere bestemt er mekanismen 500 anbrakt i et område av brønnen 285 som er foret 280 og isolert av pakninger, 275, 575 på en måte som målretter produksjon fra det spesifikke produksjonsarealet 297. En rekke forskjellige slike produksjonssoner kan være en del av den totale brønnarkitekturen, hver med sitt eget utstyr og sin egen uavhengig betjente reguleringsmekanisme 500 tilpasset produksjon og forhold i disse sonene. På den måten kan en utvikle et mer feltspesifikt og generelt tilpasset injeksjonsprofil for hele brønnen 285. [0042] Still referring to Figure 5, a control mechanism 500 can be used in a number of different field-specific locations. For example, in the embodiment in Figure 5, the mechanism 500 is used to direct and regulate chemical injection to a specific isolated zone of a downhole assembly. More specifically, the mechanism 500 is located in an area of the well 285 that is lined 280 and isolated by packings, 275, 575 in a manner that targets production from the specific production area 297. A number of different such production zones may be part of the overall well architecture, each with its own equipment and its own independently operated regulating mechanism 500 adapted to production and conditions in these zones. In this way, a more field-specific and generally adapted injection profile can be developed for the entire well 285.

[0043] Figur 6 viser et flytdiagram som sammenfatter en utførelsesform av anvendelse av en kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme. Nærmere bestemt kan en injeksjonsledning som fører gjennom en brønn bli forsynt med en kjemisk fluidblanding som angitt ved 610. På den måten tilveiebringes en søyle av fluid med sitt eget søylebaserte trykk ved nedihullsenden. Blandingen kan således bli pumpet gjennom ledningen til et ønsket sted nedihulls som angitt ved 630. Dersom nedihullstrykket er lavere enn det søylebaserte trykket, er det mulighet for at dette kan oppnås uten bruk av overflatepumper eller liknende. Alternativt, som angitt ved 650, kan også positivt trykk bli påført som nødvendig. [0043] Figure 6 shows a flow diagram summarizing an embodiment of the use of a chemical injection control mechanism. More specifically, an injection line leading through a well may be supplied with a chemical fluid mixture as indicated at 610. In this way, a column of fluid with its own column-based pressure is provided at the downhole end. The mixture can thus be pumped through the line to a desired location downhole as indicated at 630. If the downhole pressure is lower than the column-based pressure, it is possible that this can be achieved without the use of surface pumps or the like. Alternatively, as indicated at 650, positive pressure may also be applied as required.

[0044] Uansett, straks strømningen er innledet, er systemet utstyrt med en reguleringsmekanisme som sørger for å stenge for strømningen når det ønskes fordi strømningsmengden overstiger et forbestemt nivå (se 670). På den måten kan uønskelig lekkasje av kjemikalier unngås. Som omtalt over kan denne avstengningen finne sted kun basert på strømning fremkommet fra en søylebasert trykkforskjell (se 610, der hvor det hoppes direkte til 670), eller oppnås ved å pumpe med en høyere strømningsmengde fra overflaten. I tillegg, som angitt ved 690, muliggjør tilstedeværelsen av mekanismen avstengningstesting av injeksjonsledningen i tidlige faser og/eller periodisk testing gjennom brønnens levetid uten vesentlig risiko for tap av kjemisk fluid. [0044] Anyway, as soon as the flow is initiated, the system is equipped with a regulation mechanism which provides for shutting off the flow when desired because the amount of flow exceeds a predetermined level (see 670). In this way, unwanted leakage of chemicals can be avoided. As discussed above, this shutdown can occur based solely on flow derived from a column-based pressure difference (see 610, where it jumps directly to 670), or achieved by pumping at a higher flow rate from the surface. In addition, as indicated at 690, the presence of the mechanism enables shutdown testing of the injection line in early stages and/or periodic testing throughout the life of the well without significant risk of chemical fluid loss.

[0045] Utførelsesformer beskrevet over inkluderer en kjemikalieinjeksjons-reguleringsmekanisme som kan bli anvendt for å unngå kostnader knyttet til tap av kjemisk injeksjonsfluid inn i en brønn som et resultat av lave nedihullstrykk. Som nevnt kan mer dramatiske konsekvenser knyttet til lekkasje av kjemisk fluid og/eller tilhørende vakuumforårsaket lukking av ledningen også unngås. Slik regulering oppnås på en måte som unngår uønsket nedetid i injeksjonskapasitet og muliggjør også testing av evnen til å stenge den kjemikalieinjeksjonsledningen under tidlige faser. [0045] Embodiments described above include a chemical injection control mechanism that can be used to avoid costs associated with the loss of chemical injection fluid into a well as a result of low downhole pressures. As mentioned, more dramatic consequences linked to leakage of chemical fluid and/or associated vacuum-caused closure of the line can also be avoided. Such regulation is achieved in a manner that avoids unwanted downtime in injection capacity and also enables testing of the ability to close the chemical injection line during early phases.

[0046] Beskrivelsen over er gitt under henvisning til for tiden foretrukne utførelsesformer. Personer med kunnskaper innen teknikken og teknologien disse utførelsesformene tilhører vil forstå at omgjøringer og endringer i de beskrevne oppbygginger og virkemåter kan praktiseres uten å fjerne seg fra prinsippene i og rammen til disse utførelsesformene. Uansett skal ikke beskrivelsen over forstås å vedrøre kun de eksakte oppbyggingene beskrevet og vist i de vedlagte tegningene, men skal snarere forstås som forenlig med og leses som støtte for de følgende kravene, som skal gis sin bredest mulige og berettigede ramme. [0046] The description above is given with reference to currently preferred embodiments. Persons with knowledge within the technique and technology to which these embodiments belong will understand that modifications and changes in the described structures and modes of operation can be practiced without departing from the principles and framework of these embodiments. In any case, the description above shall not be understood to relate only to the exact structures described and shown in the attached drawings, but shall rather be understood as compatible with and read as support for the following claims, which shall be given their widest possible and justified framework.

Claims

1. A chemical injection control mechanism, comprising: a valve disposed in a chamber for exposure to a column of injection fluid; and a biasing device connected to said valve and arranged to enable closure of the chamber when a flow rate of the fluid into it reaches a predetermined level.

2. Mechanism according to claim 1, wherein said biasing device is a spring arranged to collapse when affected by forces determined based on the amount of flow reaching the predetermined level.

3. A mechanism according to claim 1, wherein said valve includes a piston with a sealing head at its end to provide the shut-off in response to the predetermined level being reached.

4. Mechanism according to claim 1, where said valve is a changeover valve with a flow restrictor through it.

5. The mechanism of claim 4, wherein the predetermined level is based at least in part on dimensions of the chamber, the valve, and the flow restrictor.

6. Mechanism according to claim 1, where said biasing device is connected to an electrical control line to control the shutdown.

7. Mechanism according to claim 1, where said valve is a first valve for exposure to the injection fluid, the mechanism further comprising a second valve in fluid communication with said first valve for flow-regulated release of the injection fluid from the mechanism.

8. The mechanism of claim 7, wherein the flow-regulated release is controlled at least in part by input from a nearby sensor arranged to provide data from a plurality selected from the group consisting of flow-related data and viscosity-related data.

9. A valve assembly, comprising: an inlet line to accommodate a column of fluid; a fluid flow control mechanism located in a chamber for exposure to the fluid column; and an outlet line to receive a flow of the fluid when pressure on the mechanism from the column is lower than a predetermined level.

10. Assembly according to claim 9, where the fluid is a chemical injection fluid and the assembly is arranged for placement in a well, the assembly further comprising downhole equipment in fluid communication with said outlet to receive the flow to minimize blocking build-up.

11. Assembly according to claim 10, where said equipment is selected from a group consisting of well casing, a production screen and production pipe.

12. Assembly according to claim 10, where the well is selected from a group consisting of a seabed well and a mainly drained well.

13. Assembly according to claim 10, arranged for placement in an isolated zone inside the well.

14. Chemical injection manifold assembly, comprising: a first control mechanism with a valve disposed in a chamber to control flow therethrough from a column of fluid in communication therewith, the control being to allow flow therethrough when the flow rate is lower than a first predetermined level; and a second control mechanism with another valve disposed in another chamber to control flow therethrough from the column of fluid in communication therewith, the control being to allow flow therethrough when the flow rate is lower than a second predetermined level different from the first predetermined level .

15. Assembly according to claim 14, where the first predetermined level is substantially different from the second predetermined level to ensure sequential closing of the mechanisms as the flow rate is increased.

16. Method for regulating injection into a well, the method comprising: supplying an injection line into the well with a column of fluid mixture; passing the fluid through a control mechanism to a desired location in the well with a flow rate lower than a predetermined flow rate; and shutting off said flow with the mechanism when the fluid reaches a flow rate that exceeds the predetermined flow rate.

17. Method according to claim 16, where achieving the flow quantity that exceeds the predetermined flow quantity is assisted through the application of positive pressure provided by equipment placed on the surface in an oil field near the well.

18. Method according to claim 16, further comprising running a pressure test on the injection line supported by said shutdown.

19. Method according to claim 16, wherein said shutdown further comprises maintaining a continuous flow of fluid through the line.

20. Method according to claim 16, wherein said shutdown comprises displacing a valve in the mechanism to a closed position, wherein said displacement includes overcoming a biasing force on the valve with a force determined based on the flow rate when the predetermined flow rate is exceeded.