一种水下井口油套环空压力控制系统及方法与流程

本发明涉及采油技术领域，尤其涉及一种水下井口油套环空压力控制系统及方法。

背景技术：

随着我国经济的不断发展，对新能源的需求也不断增多，天然气作为一种新型能源，是清洁能源的重要代表。而海洋深水区域的天然气资源十分丰富，近年来为了保证天然气的供应，我国深水天然气的开采得到了跨越式的发展。

深水天然气的开采与潜水或陆地开采有着不同的开采方式，深水天然气开采中多采用水下生产系统，将采油树设置在深水区域的海底，通过水下采油树控制井流物的采出，再通过海底管线将井流物输送至位于潜水区域的海上平台进行处理后升压输送至陆地终端。水下采油树在设计时较水上采油树更加的智能化，水下采油树上所有阀门均可通过脐带缆中的液压油进行远程开启和关闭，树上的所有仪表均带有远程传送功能，同时与水上采油树相同均设计了开井甲醇注入管线和油套放空管线。

无论是水上或者水下采油树均设置有水下井口油套环空压力检测系统，正常情况下油套环空内充满的完井液被油套封隔器和油套隔离阀封闭在环空内，在生产过程中井筒温度变化时，由于热传导环空内的完井液受温度效应、膨胀效应使得环空压力上升，一般的可通过环空设置的放空流程将压力控制在安全范围内，保证安全生产。但当环空封隔器失效、油管连接处泄漏或者油管刺漏时，水上采油树可采用持续放空、套管生产或者环空注入惰性气体等多种手段来控制环空压力或者防止套管腐蚀，为修井争取更多的准备时间。

当采用水下采油树进行天然气开采时，当出现封隔器失效等引起的环空压力异常升高时，由于受放空管线尺寸小、距离长等的限制将无法有效控制套压在安全范围内，此时只能采取关井措施以待修井。面对水下采油树昂贵的修井费用，气量较小的气井则无法通过经济效益的评价只能永久性关井。

因此，亟需提供一种水下井口油套环空压力控制系统及方法，具有原理简单、操作简单、成本低、回报高，可以有效降低环空压力，减少修井次数，保证水下采油树的安全生产。

技术实现要素：

本发明的一个目的在于提出一种水下井口油套环空压力控制系统，具有原理简单、操作简单、成本低、回报高，可以有效降低环空压力，减少修井次数，保证水下采油树的安全生产。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

一种水下井口油套环空压力控制系统，用于控制油管和套管之间的油套环空的压力，包括：

生产管线，其入口用于连通所述油管，所述生产管线的出口用于连通水上存储终端，沿所述生产管线的输送方向，所述生产管线上顺次串接有第一阀门、第二阀门，且所述第二阀门与所述生产管线的出口之间设置有用于检测生产管线压力的第一内压检测件；

第一储罐，用于储放第一防冻剂；

注入泵，其入口可选择的与所述第一储罐连通；

注入管线，其入口可选择的与所述注入泵的出口连通，所述注入管线可选择地与所述第一阀门和所述第二阀门之间的所述生产管线连通；

放空管线，其入口用于连通所述油套环空，所述放空管线的出口用于连通水上外部大气，由所述放空管线的入口向所述放空管线的出口，所述放空管线上顺次串接有第三阀门和第四阀门，且所述注入泵的出口可选择的与所述第三阀门和所述第四阀门之间的所述放空管线连通，所述放空管线上设置有用于检测环空压力的第二内压检测件；

第一连通管线，其一端与所述第三阀门和所述第四阀门之间的放空管线连通，所述第一连通管线的另一端与所述第一阀门和所述第二阀门之间的所述生产管线连通，且所述第一连通管线上串接有第五阀门。

可选地，还包括：

第二储罐，用于储放密度低于第一防冻剂的第二防冻剂，所述第二储罐可选择的与所述注入泵的入口连通。

可选地，所述第二储罐与所述注入泵的入口之间串接有第六阀门。

可选地，所述注入泵的出口通过第二连通管线与所述第三阀门和所述第四阀门之间的所述放空管线连通，所述第二连通管线上串接有第七阀门。

可选地，所述第七阀门连通所述注入泵的出口的一端上设置有第三内压检测件。

可选地，还包括：

第三连通管线，其一端被配置为与所述油管的端部两个堵头之间形成的堵头封闭空间连通，另一端与所述第四阀门的入口连通，且所述第三连通管线上串接有第八阀门。

可选地，沿所述注入管线的注入方向，所述注入管线上顺次串接有位于水上的第九阀门和位于水下的第十阀门。

可选地，所述第一储罐与所述注入泵的入口之间串接有第十一阀门。

可选地，所述生产管线上还串接有第十二阀门，所述第十二阀门位于所述第一阀门和所述第二阀门之间，所述注入管线及所述第一连通管线分别可选择地与所述第一阀门和所述第十二阀门之间的所述生产管线连通。

本发明的另一个目的在于提出一种水下井口油套环空压力控制方法，具有原理简单、操作简单、成本低、回报高，可以有效降低环空压力，减少修井次数，保证水下采油树的安全生产。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

一种水下井口油套环空压力控制方法，基于如上所述的水下井口油套环空压力控制系统，包括以下步骤：

步骤s1、在开井状态下，检测并判断环空压力是否高于安全压力范围，若是则判断环空压力是否大于生产管线压力，若是则执行步骤s2；

步骤s2、打开第三阀门和第四阀门，使油套环空通过放空管线进行火炬放空，当环空压力降低第一预设值时，关闭第四阀门；

步骤s3、将第一储罐中的第一防冻剂通过放空管线注入油套环空，直至环空压力上升到火炬放空之前的压力值，停止注入；

步骤s4、对油套环空及放空管线闷井处理第一预设时长后，关闭第一阀门和第二阀门；然后，使油套环空通过第一连通管线连通生产管线，并打开第二阀门，以将油套环空压力泄放到生产管线；

步骤s5、当环空压力降低第二预设值后，使第一连通管线与生产管线断开，并打开第一阀门和第二阀门，使生产管线处于开井输送状态；

步骤s6、判断环空压力是否等于生产管线压力，若否则返回执行所述步骤s3，若是则结束。

本发明的有益效果：

工作人员通过本发明的水下井口油套环空压力控制系统能够控制油管和套管之间的油套环空的压力。首先，在开井状态下，检测并判断环空压力是否高于安全压力范围；当环空压力大于生产管线压力时，便可以打开第三阀门和第四阀门，使油套环空通过放空管线进行火炬放空，当环空压力降低第一预设值时，关闭第四阀门；然后，将第一储罐中的第一防冻剂通过放空管线注入油套环空，直至环空压力上升到火炬放空之前的压力值，停止注入；紧接着，对油套环空及放空管线闷井处理第一预设时长后，关闭第一阀门和第二阀门；然后，使油套环空通过第一连通管线连通生产管线，并打开第二阀门，以将油套环空压力泄放到生产管线；再然后，当环空压力降低第二预设值后，使第一连通管线与生产管线断开，并打开第一阀门和第二阀门，使生产管线处于开井输送状态；最后，判断环空压力是否等于生产管线压力，若否则重新执行将第一防冻剂通过放空管线注入油套环空以及后续的步骤，直至，环空压力等于生产管线压力。

因此，本发明的水下井口油套环空压力控制系统以及基于本发明的水下井口油套环空压力控制系统的水下井口油套环空压力控制方法，具有原理简单、操作简单、成本低、回报高的优点，可以有效降低环空压力，减少修井次数，保证水下采油树的安全生产。

附图说明

图1是本发明提供的水下井口油套环空压力控制系统的示意图。

图中：

100-油管；200-套管；300-油套环空；400-堵头封闭空间；

1-生产管线；2-第一阀门；3-第二阀门；4-第一储罐；5-注入泵；6-注入管线；7-放空管线；8-第三阀门；9-第四阀门；10-第一内压检测件；11-第二内压检测件；12-第一连通管线；13-第五阀门；14-第二储罐；15-第六阀门；16-第二连通管线；17-第七阀门；18-第三内压检测件；19-第三连通管线；20-第八阀门；21-第九阀门；22-第十阀门；23-第十一阀门；24-第十二阀门；25-第十三阀门；26-第十四阀门；27-第四内压检测件；28-第五内压检测件。

具体实施方式

为使本发明解决的技术问题、采用的技术方案和达到的技术效果更加清楚，下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。

在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”、“固定”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；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或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。

在本实施例的描述中，术语“上”、“下”、“左”、“右”等方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述和简化操作，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发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”仅仅用于在描述上加以区分，并没有特殊的含义。

采油树广泛应用于天然气化合物的开采，无论是水上或者水下采油树均设置有水下井口油套环空压力检测系统，正常情况下油套环空内充满的完井液被油套封隔器和油套隔离阀封闭在环空内，在生产过程中井筒温度变化时，由于热传导环空内的完井液受温度效应、膨胀效应使得环空压力上升，一般的可通过环空设置的放空流程将压力控制在安全范围内，保证安全生产。但当环空封隔器失效、油管连接处泄漏或者油管刺漏时，水上采油树可采用持续放空、套管生产或者环空注入惰性气体等多种手段来控制环空压力或者防止套管腐蚀，为修井争取更多的准备时间。

当采用水下采油树进行天然气开采时，当出现封隔器失效等引起的环空压力异常升高时，由于受放空管线尺寸小、距离长等的限制将无法有效控制套压在安全范围内，此时只能采取关井措施以待修井。面对水下采油树昂贵的修井费用，气量较小的气井则无法通过经济效益的评价只能永久性关井。

为了解决上述问题，如图1所示，本实施例提供了一种水下井口油套环空压力控制系统，用于控制油管100和套管200之间的油套环空300的压力，其包括生产管线1、第一阀门2、第二阀门3、第一储罐4、注入泵5、注入管线6、放空管线7、第三阀门8、第四阀门9、第一内压检测件10、第二内压检测件11和第一连通管线12。

其中，生产管线1的入口用于连通油管100，生产管线1的出口用于连通水上存储终端(图中未示出)，沿生产管线1的输送方向，生产管线1上顺次串接有第一阀门2、第二阀门3，且第二阀门3与生产管线1的出口之间设置有用于检测生产管线1压力的第一内压检测件10；第一储罐4用于储放第一防冻剂；注入泵5的入口可选择的与第一储罐4连通，具体的，第一储罐4与注入泵5的入口之间串接有第十一阀门23，进而实现通断控制。注入管线6的入口可选择的与注入泵5的出口连通，注入管线6的出口可选择地与第一阀门2和第二阀门3之间的生产管线1连通；放空管线7的入口用于连通油套环空300，放空管线7的出口用于连通水上外部大气，由放空管线7的入口向放空管线7的出口，放空管线7上顺次串接有第三阀门8和第四阀门9，且注入泵5的出口可选择的与第三阀门8和第四阀门9之间的放空管线7连通，具体而言，注入泵5的出口通过第二连通管线16与第三阀门8和第四阀门9之间的放空管线7连通，第二连通管线16上串接有第七阀门17，进而实现对第二连通管线16的通断控制。放空管线7上设置有用于检测环空压力的第二内压检测件11；而第一连通管线12的一端则与第三阀门8和第四阀门9之间的放空管线7连通，第一连通管线12的另一端与第一阀门2和第二阀门3之间的生产管线1连通，且第一连通管线12上串接有第五阀门13，进入实现通断控制。

需要说明的是，图1中生产管线1上箭头的方向为生产管线1的输送方向，注入管线6上箭头的方向为注入方向；放空管线7上箭头的方向为放空管线7的放空方向，图纸左侧为水下井口油套环空压力控制系统在水下的管线布置，图纸右侧为水下井口油套环空压力控制系统在水上的管线布置。

本实施例通过生产管线1、第一储罐4、注入泵5、注入管线6、放空管线7、第一连通管线12、第二连通管线16的连通控制，可以灵活实现油套环空300的注液、泄压控制，也可以灵活实现生产管线1与油管100的通断控制，即开井和关井控制，其结构简单，既可以通过注入管线6配合第一连通管线12以及放空管线7向油套环空300进行环空注液，也可以通过第二连通管线16配合放空管线7向油套环空300进行环空注液，而且还可以通过放空管线7进行油套环空300的火炬放空，且也可以通过生产管线1配合第一连通管线12以及放空管线7进行油套环空300的泄压放空，其具有原理简单、操作简单、成本低、回报高的优点，可以有效降低环空压力，减少修井次数，保证水下采油树的安全生产。具体的控制方法将在后文的水下井口油套环空压力控制中进行详述。

此外，为了实现注入泵5向第二连通管线16输送第一防冻剂时得知相应的输送压力。如图1所示，第七阀门17连通注入泵5的出口的一端上设置有第三内压检测件18，第三内压检测件18用于检测第二连通管线16上的输送压力。

进一步地，如图1所示，本实施例中，水下井口油套环空压力控制系统还包括第二储罐14。第二储罐14用于储放密度低于第一防冻剂的第二防冻剂，第二储罐14可选择的与注入泵5的入口连通。具体而言，第二储罐14与注入泵5的入口之间串接有第六阀门15，进而实现通断控制。本实施例中，第一防冻剂为乙二醇，第二防冻剂为甲醇，乙二醇浓度一般为80％-100％(质量分数)。由于设计了第二储罐14，因此，本实施例的水下井口油套环空压力控制系统也可以通过注入管线6进行正常开井生产时的甲醇注入操作。

进一步地，如图1所示，本实施例中，水下井口油套环空压力控制系统还包括第三连通管线19。其中，第三连通管线19的一端被配置为与油管100的端部两个堵头之间形成的堵头封闭空间400连通，第三连通管线19的另一端与第四阀门9的入口连通，且第三连通管线19上串接有第八阀门20，进而当位于海底的油管100内的堵头封闭空间400内漏而压力升高时，可以通过第三连通管线19连通第四阀门9的入口，从而进行放空泄压。具体的，本实施例中，由于放空管线7很长，放空管线7上还串接有第十三阀门25、第十四阀门26，第十三阀门25和第十四阀门26在第四阀门9和第三阀门8之间，第八阀门20的出口与第十三阀门25的入口连通，第一连通管线12则与第三阀门8和第十三阀门25之间的放空管线7连通，第二连通管线16则与第十四阀门26和第四阀门9之间的放空管线7连通。可以想到的是，其它实施例中，根据控制需要可以不设置第十三阀门25、第十四阀门26，或者再额外设置其它控制阀，来实现对放空管线7的分段通断控制。

进一步地，如图1所示，沿注入管线6的注入方向，注入管线6上顺次串接有位于水上的第九阀门21和位于水下的第十阀门22，进而实现注入管线6的通断控制。本实施例设置了第九阀门21和第十阀门22，可以想到的是在其它实施例中，也可以设置一个或者三个甚至更多个控制阀。

此外，如图1所示，本实施例中，生产管线1上还串接有第十二阀门24，第十二阀门24位于第一阀门2和第二阀门3之间，注入管线6及第一连通管线12分别可选择地与第一阀门2和第十二阀门24之间的生产管线1连通。其中，第十二阀门24和第一阀门2均为隔离阀，第二阀门3为节流阀，因此，第二阀门3可以进行开度控制，第十二阀门24和第一阀门2只能做开启和关闭动作，进而通过第二阀门3实现生产管线1的灵活控制。因此，本实施例中，生产管线1的开井操作便是打开第一阀门2、第十二阀门24、第二阀门3，关井操作便是关闭第一阀门2、第十二阀门24、第二阀门3。

更进一步地，如图1所示，本实施例中，水下井口油套环空压力控制系统还包括第四内压检测件27和第五内压检测件28。第四内压检测件27用于检测第十二阀门24和第二阀门3之间的生产管线1内的压力，第五内压检测件28用于检测第一阀门2和第十二阀门24之间的生产管线1内的压力，进而实现压力的灵活监控，具体不再赘述。

进一步地，基于本实施例的水下井口油套环空压力控制系统，本实施例还提供了一种水下井口油套环空压力控制方法，其包括以下步骤：

步骤s1、在开井状态下，检测并判断环空压力是否高于安全压力范围(安全压力范围根据不同水下生产系统各有差别，其为公知的现有数值)，若是则判断环空压力是否大于生产管线1的压力，若是则执行步骤s2；具体的，第二内压检测件11检测油套环空300的环空压力，第一内压检测件10检测生产管线1的压力，以用于比较判断。其中，第五阀门13、第六阀门15、第七阀门17、第九阀门21、第十阀门22和第十一阀门23处于常闭状态，以保证开井正常生产。

步骤s2、打开第三阀门8和第四阀门9，使油套环空300通过放空管线7进行火炬放空。本实施例中，同步还打开第十三阀门25和第十四阀门26，进而保证放空管线7进行火炬放空，在仅设置第三阀门8和第四阀门9，直接打开第三阀门8和第四阀门9即可进行放空。而当环空压力降低第一预设值(本实施例中，取值为15-20bar)时，则关闭第四阀门9；

步骤s3、将第一储罐4中的第一防冻剂(即乙二醇)通过放空管线7注入油套环空300，直至环空压力上升到火炬放空之前的压力值，停止注入；具体的，本实施例中，关闭第四阀门9，打开第十一阀门23、第七阀门17、第十四阀门26、第十三阀门25和第三阀门8，进而使得注入泵5将第一储罐4中的第一防冻剂顺次通过第二连通管线16、放空管线7输送到油套环空300中。输入第一防冻剂的作用为实现油套环空300中冻结位置的解冻处理，以便后续进行油套环空300的泄压。

步骤s4、对油套环空300及放空管线7闷井处理第一预设时长(本实施例中，取值为2h)后，闷井的作用就是为了充分解冻。然后，关闭生产管线1上的第一阀门2和第二阀门3，本实施例同时也同步关闭第十二阀门24，使生产管线1处于关井状态；然后，使油套环空300通过第一连通管线12连通生产管线1(即打开第五阀门13)，并打开第二阀门3，以将油套环空300的压力泄放到生产管线1；

步骤s5、当环空压力降低第二预设值(本实施例中，取值为15-20bar)后，使第一连通管线12与生产管线1断开(即关闭第五阀门13)，并打开第一阀门2和第二阀门3，本实施例还同时打开第十二阀门24，使生产管线1处于开井输送状态；

步骤s6、判断环空压力是否等于生产管线1压力，若否则返回执行步骤s3，若是则结束。

本实施例通过步骤s1-s6，可以在环空压力大于生产管线1的压力时，实现开井状态下环控压力的泄压控制，进而使得环控压力回落到安全压力范围内，其中，步骤s1-s3可在开井状态下进行，不影响开井正常工作，其操作简单、成本低，可有效降低环空压力，保证采油的安全生产。

进一步地，本实施例还提供了当环空压力大于生产管线1的压力时，关井状态下的环空压力控制方法。以本实施例的水下井口油套环空压力控制系统为例，具体包括以下步骤：

步骤1、按照正常关井程序依次关闭第二阀门3、第十二阀门24、第一阀门2，进而关闭生产管线1；其中，第五阀门13、第六阀门15、第七阀门17、第九阀门21、第十阀门22和第十一阀门23处于常闭。

步骤2、记录第二内压检测件11测得的环空压力数据，打开第三阀门8、第十三阀门25、第十四阀门26、第四阀门9，将环空压力降低15-20bar；然后，关闭第十三阀门25，进而通过放空管线7进行初步的火炬放空泄压。

步骤3、打开第十一阀门23、第十阀门22、第九阀门21、第五阀门13，保持关闭第一阀门2、第十二阀门24、第十三阀门25、第七阀门17，进而通过注入泵5将第一储罐4中的第一防冻剂通过注入管线6和第一连通管线12输送到放空管线7，最终输送到油套环空300中，实现油套环空300的注液，注液的一个目的是对油套环空300内冻结的位置进行解冻处理。

步骤4、当油套环空300注入预定立方体积的第一防冻剂(本实施例为8-10立方)后，停止注入泵5的注液输送；关闭第五阀门13，进行至少2小时的闷井，进而达到油套环空300内冻结化合物(水下高压环境中天然气化合物会发生冻结凝固)解冻的目的。

步骤5、记录此时第二内压检测件11测得的环空压力，再次打开第十三阀门25通过放空管线7进行环空泄压，将环空压力降低15-20bar。

步骤6、关闭第十三阀门25，打开第五阀门13，启动注入泵5再次对油套环空300进行环空注液，如此往复以上步骤，直到环空压力下降至安全范围内。注液结束，恢复关井后各阀门状态，具体的，第五阀门13、第六阀门15、第七阀门17、第九阀门21、第十阀门22和第十一阀门23常闭，注入泵5停止工作。

步骤7、按照开井程序，开井生产。具体的，依次打开第一阀门2、第十二阀门24、第二阀门3；保持第五阀门13、第三阀门8、第九阀门21、第十阀门22、第十一阀门23常闭。

在上述过程中，观察环空压力变化，环空压力呈现缓慢下降趋势，则说明油套环空300的环空注液成功，进而说明能够逐步实现环空泄压，消除油套环控300内压力异常过高的问题。

如前文，本实施例提供了当第二内压检测件11测得的环空压力大于第一内压检测件10测得的生产管线1的压力时，关井状态下以及开井状态下的两个不同的环控注液、泄压的步骤。

进一步地，当环空压力小于生产管线1的压力，且环空压力高于安全压力范围时，为了实现油套环空300的压力控制，也可以采用当环空压力大于生产管线1的压力时关井状态下的控制方法。因此，不再进行赘述。

综上所述，采用本实施例提供的水下井口油套环空压力控制方法及系统，一方面其可通过注入管线6进行注入甲醇的正常操作；另一方面其可通过注入管线6或者第二连通管线16以及放空管线7向油套环空300注入乙二醇，且可通过放空管线7火炬放空或通过生产管线1进行泄压，进而可以简单、灵活的处理异环空压力过高的问题，有效的节省了昂贵的水下采油树的修井费用，而且上述步骤中当环空压力大于生产管线1的压力时进行的开井状态下的环空泄压处理，能够减少关井时间，不会影响正常采油作用，保证了安全生产。

以上内容仅为本发明的较佳实施例，对于本领域的普通技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。