RU2420655C1 - Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины - Google Patents
Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2420655C1 RU2420655C1 RU2010105592/03A RU2010105592A RU2420655C1 RU 2420655 C1 RU2420655 C1 RU 2420655C1 RU 2010105592/03 A RU2010105592/03 A RU 2010105592/03A RU 2010105592 A RU2010105592 A RU 2010105592A RU 2420655 C1 RU2420655 C1 RU 2420655C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water conduit
- valve
- fluid
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Road Paving Structures (AREA)
Abstract
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины при вынужденных остановках закачки жидкости, например в случае аварийного прекращения закачки жидкости или при циклических закачках ее в пласт. Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий сообщение НКТ для нагнетания жидкости с наземной частью водовода через запорную арматуру и слив жидкости из водовода в скважину при остановке закачки, заключается в том, что закачку жидкости осуществляют через запорную арматуру, выполненную в виде подпружиненного клапана, давлением, превышающим усилие открытия подпружиненного клапана, по наземной части водовода, оборудованной у подпружиненного клапана со стороны скважины трубопроводом, а с другой стороны от клапана в верхней точке - поплавковым клапаном. При этом слив жидкости осуществляют в НКТ из подземной части водовода ниже уровня сезонного промерзания грунта через трубопровод по наземной части водовода после открытия поплавкового клапана при превышении перепадом давления между водоводом и внешней средой, создаваемым уходящей жидкостью в пласт при остановке скважины, давления, которое удерживает поплавковый клапан. Надежно предотвращает замерзание устья скважины при длительных остановках работы скважины, снижает материальные и трудовые затраты при его осуществлении. 2 ил.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины при вынужденных остановках закачки жидкости, например в случае аварийного прекращения закачки жидкости или при циклических закачках ее в пласт.
Известен способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины и устройство для его осуществления (патент РФ №2092676, Е21В 36/00, Бюл. №22 от 10.08.2003), включающий подачу теплоносителя от заглубленного в грунт конвективного теплообменника к устью нагнетательной скважины, при этом предварительно осуществляют накопление тепла в грунте путем подачи из подземной части водовода части закачиваемой в нагнетательную скважину воды в качестве теплоносителя в конвективный теплообменник с последующей ее циркуляцией, а конвективный теплообменник выполнен в виде соединенных между собой в U-образную конструкцию струенаправляющих элементов, причем один из струенаправляющих элементов соединен с подземной частью водовода, при этом конвективный теплообменник снабжен пластинами.
Недостатки способа заключаются в следующем:
- для его осуществления необходимо использовать сложные и металлоемкие устройства, расположенные на глубине 3-4 м в грунте;
- при температуре плюс 4°С конвекционный перенос тепла прекращается, и устье скважины при прекращении закачки жидкости замерзает в течение 3-5 суток.
Наиболее близким по сущности является способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины (патент РФ №2209933, Е21В 36/00, Бюл. №22 от 10.08.2003), оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину, при этом сообщение водовода с межтрубным пространством скважины осуществляют в подземной его части ниже уровня сезонного замерзания грунта, а полость НКТ в скважинах с высоким пластовым давлением дополнительно сообщают с затрубным пространством через клапан аналогичного действия, что и клапан коленообразного трубопровода, устанавливаемый на наружной поверхности НКТ также ниже уровня сезонного замерзания грунта.
Недостатки способа заключаются в следующем:
- для его осуществления необходимо использовать устройство, рабочие узлы которого располагаются под грунтом, что затрудняет контроль их целостности и герметичности их соединения с водоводом и обсадной колонной;
- нарушается целостность обсадной колоны;
- слив жидкости в затрубное пространство приводит к коррозии обсадной колонны и ограничивает объемы применения способа из-за применения пакеров для разобщения затрубного пространства пакерами.
Технической задачей предложения является создание способа, обеспечивающего
- максимальную простоту конструкции устройств, необходимых для его осуществления;
- возможность при длительных остановках работы скважины надежно предотвратить замерзание устья скважины;
- снижение материальных и трудовых затрат при его осуществлении.
Техническая задача решается описываемым способом предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающим сообщение НКТ для нагнетания жидкости с наземной частью водовода через запорную арматуру и слив жидкости из водовода в скважину при остановке закачки.
Новым является то, что закачку жидкости осуществляют через запорную арматуру, выполненную в виде подпружиненного клапана, давлением, превышающим усилие открытия подпружиненного клапана, по наземной части водовода, оборудованной у подпружиненного клапана со стороны скважины трубопроводом, а с другой стороны от клапана в верхней точке - поплавковым клапаном, при этом слив жидкости осуществляют в НКТ из подземной части водовода ниже уровня сезонного промерзания грунта через трубопровод по наземной части водовода после открытия поплавкового клапана при превышении перепадом давления между водоводом и внешней средой, создаваемым уходящей жидкостью в пласт при остановке скважины, давления, которое удерживает поплавковый клапан.
На фиг.1 изображена схема устья нагнетательной скважины.
На фиг.2 изображена принципиальная схема поплавкового клапана, выполненного в виде шара.
Устье нагнетательной скважины 1 (см. фиг.1), оборудованное колонной насосно-компрессорных труб 2, содержит наземную часть водовода 3, сообщаемую с НКТ через запорную арматуру, выполненную в виде подпружиненного клапана 4, работающего на открытие со стороны движения жидкости в водоводе и разделяющего водовод на две камеры (камера 5 образована наземной частью водовода 3 и полостью НКТ, камера 6 - наземной 3 и подземной 7 частями водовода).
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Перед нагнетанием жидкости в скважину 1 (см. фиг.1) камеры 5 и 6 у подпружиненного клапана 4 сообщают трубопроводом 8, входная часть 9 которого располагается ниже уровня сезонного промерзания грунта. При этом камеру 6 в ее верхней точке сообщают с внешней средой поплавковым клапаном 10, работающим на закрытие со стороны подъема уровня жидкости в камере 6.
В качестве поплавкового клапана 10 служит рабочий элемент 11 (см. фиг.2), выполненный, например, в виде шара и изготовленный из материала, плотность которого меньше плотности нагнетаемой жидкости, и перекрываемое им отверстие 12 в корпусе 13.
Таким образом, при движении жидкости под давлением по подземной части водовода 7 (см. фиг.1) происходит заполнение камеры 6 и вытеснение из нее воздуха через поплавковый клапан 10. При достижении уровнем жидкости клапана 10 рабочий элемент 11 (см. фиг.2) из-за меньшей, чем у жидкости, плотности, всплывает и перекрывает отверстие 12 в корпусе 13. Под действием образовавшегося перепада давлений между камерами 6 и 5 (см. фиг.1) клапан 4 открывается и жидкость через камеру 5 по НКТ нагнетается в пласт (на чертежах не показан) - скважина работает в обычном режиме.
В случае аварийной остановки работы скважины или при циклической закачке жидкости подпружиненный клапан 4 закрывается. При этом столб жидкости, оставшийся в НКТ 2, создает репрессию на пласт ΔP=ρжgH-Pпл (где ρж - плотность жидкости, закачиваемой в пласт, Н - глубина скважины, Рпл - пластовое давление), которая приводит к частичному оттоку жидкости из НКТ в пласт и снижению давления в сообщающихся камерах 5 и 6 на величину Δр. При снижении давления Δр на величину, превышающую перепад давлений, удерживаемый поплавковым клапаном 10, происходит его открытие. При этом воздух поступает в камеру 6, а жидкость из нее (за счет перепада давлений Δр) через трубопровод 8 перетекает в камеру 5. При достижении уровнем жидкости в камере 6 входной части 9 трубопровода 8 начнется переток воздуха из камеры 6 в камеру 5, сопровождающийся снижением уровня жидкости в колонне НКТ 2. Процесс продолжается до выравнивания давления столба жидкости в НКТ с пластовым давлением Рпл.
Пример конкретного выполнения для открытия поплавкового клапана при остановке скважины, состоящего из шара 11 (см. фиг.2), изготовленного из материала плотностью ρк, которая меньше, чем плотность закачиваемой в пласт жидкости ρж, радиусом R, объемом V и перекрываемого им отверстия 12 диаметром d и площадью поперечного сечения s в корпусе 13. Условием работоспособности поплавкового клапана является подбор материала (плотности) шара клапана ρк и параметров клапана, а именно соотношения радиуса шара R и диаметра отверстия d, при которых перепад давлений ΔР, создаваемый пластом, выше, чем перепад давлений Δр, удерживаемый клапаном.
Для определения параметров клапана рассмотрим уравнение баланса сил, действующих на шар (см. фиг.2):
mg+ΔPs>FA, [1]
где mg - сила тяжести;
где m - масса шара:
m=ρкV,
где V - объем шара:
V=4πR3/3,
ΔPs - усилие, создаваемое перепадом давлений ΔР на поверхность шара площадью s=πd2/4 при снижении уровня жидкости на ΔН:
ΔР - ρжgΔН,
FА - выталкивающая (Архимедова) сила, действующая со стороны жидкости:
FА=ρжgV.
Преобразуем формулу (1)
ΔPs>FA-mg,
ρжgΔHs>ρжgV-pжVg.
Решив уравнение относительно d, получим
При R=0,03 м, ρк=300 кг/м3, ρж=1000 кг/м3, ΔН=1 м (на практике достигает 300 м) открытие клапана происходит при радиусе отверстия 0,01 м.
Таким образом, при снижении давления жидкости в наземной части водовода поплавковый клапан открывается и устье скважины, включая наземную часть водовода, заполняется воздухом вместо уходящей в скважину жидкости, что предотвращает замерзание устья нагнетательной скважины, а при заполнении устья скважины не влияет на процесс закачки жидкости в пласт.
Преимущество предлагаемого способа заключается в простоте конструкций устройств, необходимых для его осуществления; в возможности при длительных остановках работы скважины надежно предотвратить замерзание устья скважины; в снижении материальных и трудовых затрат при его осуществлении.
Claims (1)
- Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий сообщение НКТ для нагнетания жидкости с наземной частью водовода через запорную арматуру и слив жидкости из водовода в скважину при остановке закачки, отличающийся тем, что закачку жидкости осуществляют через запорную арматуру, выполненную в виде подпружиненного клапана, давлением, превышающим усилие открытия подпружиненного клапана, по наземной части водовода, оборудованной у подпружиненного клапана со стороны скважины трубопроводом, а с другой стороны от клапана в верхней точке - поплавковым клапаном, при этом слив жидкости осуществляют в НКТ из подземной части водовода ниже уровня сезонного промерзания грунта через трубопровод по наземной части водовода после открытия поплавкового клапана при превышении перепадом давления между водоводом и внешней средой, создаваемым уходящей жидкостью в пласт при остановке скважины, давления, которое удерживает поплавковый клапан.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010105592/03A RU2420655C1 (ru) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010105592/03A RU2420655C1 (ru) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2420655C1 true RU2420655C1 (ru) | 2011-06-10 |
Family
ID=44736717
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010105592/03A RU2420655C1 (ru) | 2010-02-16 | 2010-02-16 | Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2420655C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459929C1 (ru) * | 2011-11-17 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Укрытие над устьем нагнетательной скважины |
US10697265B2 (en) | 2014-08-19 | 2020-06-30 | Equinor Energy As | Wellhead assembly |
-
2010
- 2010-02-16 RU RU2010105592/03A patent/RU2420655C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459929C1 (ru) * | 2011-11-17 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Укрытие над устьем нагнетательной скважины |
US10697265B2 (en) | 2014-08-19 | 2020-06-30 | Equinor Energy As | Wellhead assembly |
US10982502B2 (en) | 2014-08-19 | 2021-04-20 | Equinor Energy As | Wellhead assembly |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Kuleshova et al. | Auxiliary equipment for downhole fittings of injection wells and water supply lines used to improve their performance in winter | |
CN101775977B (zh) | 双管分注井安全生产管柱 | |
AU2014295715B2 (en) | Fissured substrata water pumping apparatus and method | |
RU2003127627A (ru) | Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной | |
CN111764885A (zh) | 一种可视化气井间歇生产模拟实验装置及方法 | |
CA2707776C (en) | A method and apparatus for the preferential production of fluids from horizontal wells | |
RU2420655C1 (ru) | Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины | |
US8757258B2 (en) | Cascading liquid air removal filter system and method | |
RU2576729C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких залежей одной скважиной (варианты) | |
RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
CN104453813A (zh) | 一种利用毛细管单向阀控制起泡剂加注装置及其方法 | |
CN115749759A (zh) | 油井压裂井筒出砂规律评价装置及评价方法 | |
RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
CN201835785U (zh) | 油水井自控泄压排液和把排出液体泵送到生产管道的装置 | |
BR112019016280A2 (pt) | válvula de controle de pressão para operações de tratamento de fundo de poço | |
CN114839126A (zh) | 一种用于模拟测试岩溶隧道背后水压力的试验装置 | |
RU2330936C2 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
CN102767368B (zh) | 基于聚氨酯加固井壁的模拟实验装置 | |
RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
RU2624838C1 (ru) | Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2320868C1 (ru) | Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины | |
RU2389866C2 (ru) | Забойный клапан-отсекатель | |
RU2728114C1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
CN202215200U (zh) | 流体定量注入控制管柱 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140217 |