NO773032L - Apparat for kontroll av stroemmen av fluider gjennom en borestreng - Google Patents
Apparat for kontroll av stroemmen av fluider gjennom en borestrengInfo
- Publication number
- NO773032L NO773032L NO773032A NO773032A NO773032L NO 773032 L NO773032 L NO 773032L NO 773032 A NO773032 A NO 773032A NO 773032 A NO773032 A NO 773032A NO 773032 L NO773032 L NO 773032L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- valve
- injection
- chemical fluid
- pressure
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 114
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 51
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/105—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole retrievable, e.g. wire line retrievable, i.e. with an element which can be landed into a landing-nipple provided with a passage for control fluid
-
- 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
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/04—Ball valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Fluid-Driven Valves (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører injeksjonsventiler og underjordiske sikkerhetsventiler, og spesielt et apparat og.: en. fremgangsmåte som kombinerer disse ventiler slik at de drives av det samme fluidum.
Underjordiske sikkerhetsventiler som styres fra overflaten er blitt benyttet for å regulere strømmen til produksjonsfluider fra en produksjonsformasjon til overflaten.i en olje- eller gasstrøm. Disse ventiler blir vanligvis regulert ved hjelp av fluidumtrykket som utøves fra en fluidumtrykkilde på overflaten gjennom en fluidumreguleringsledning, såsom et smalt rør som fører fra fluidumkilden gjennom brønnhodet til ringrommet mellom rørstrengen og brønnforingen og til ventilen. Vann, saltoppløsning, olje, gass eller et lignende og lett til-gjengelig fluidum blir vanligvis benyttet for å styre sikkerhetsventilen .
En injektorventil kan anbringes et eller annet sted
i rørstrengen til en brønn, slik at kjemikalier periodisk eller kontinuerlig kan injiseres i rørstrengen når brønnen produserer. Dette vil være tilfelle når det er ønsket å injisere korrosjons-inhibitorer for å forhindre eller redusere utstrakt korrosjon av rørstrengen og brønnhodet, eller når det er ønsket å injisere et oppløsningsmiddel for å forhindre eller dempe krystalli-sasjonen og etterfølgende utfelling„på..rørstrengen av parafiner, asfaltener, svovel, karbonater, sulfater og lignende salter fra brønnfluidene når de produseres gjennom rørstrengen. Det kjemiske fluidum, på samme måte som det fluidum som regulerer en underjordisk sikkerhetsventil, blir vanligvis tilført til in-jeks jonsventilen fra en trykkilde på overflaten gjennom en ledning, såsom et smalt rør, som passerer fra trykkilden gjennom brønnhodet til ringrommet mellom rørstrengen og brønnens foring
og til injektorventilen. Når det er ønsket år.inj iseré;ikjemisk fluidum, blir et fluidumtrykk utøvet på injeksjonsventilen,
slik at den åpner og tillater det kjemiske fluidum å strømme inn i rørstrengen.
Inntil nu ble i situasjoner hvor det var ønsket å ha såvel en injeksjonsventil som en underjordisk sikkerhetsventil i den samme rørstreng ansett å være nødvendig å ha to separate fluidumtrykkilder på overflaten, nemlig en til å regulere sikkerhetsventilen og den andre for å tilføre det kjemiske fluidum til injeksjonsventilen. Hver av disse fluidumtrykkilder krevet en egen fluidumledning som forbinder den med ventilen som drives. Det var derfor to adskilte flensanordninger nødvendig for brønnhodet, slik at de separate fluider kunne injiseres gjennom brønnhodet til de enkelte fluidumledninger.
I visse tilfeller kan bruken av to>fluidumledninger
i brønnen være upraktisk på grunn av plassbegrensning. Videre ved høytrykksgassfelt som inneholder store mengder korrosive fluider, såsom hydrogensulfid og karbondioksyd, blir brønnhode-ne utformet for å motstå de høye gasstrykk og er derfor meget dyre. En reduksjon i antall flensanordninger som kreves på et brønnhode vil i betydelig grad redusere kostnadene for brønn-hodet. Da en brønn som bores i slike høytrykksgassfelt vil frembringe store mengder korrosive fluider, vil injeksjonsventilen for injeksjon.aVvkorrosjonsinhibitorer i rørstrengen ikke utelates for å eliminere den tilhørende flensanordning og fluidumledningen. På tilsvarende måte vil tilstedeværelsen av høye trykk i en slik brønn diktere nødvendigheten av å regulere strømmen av brønnfluider og derfor kan heller ikke en underjordisk sikkerhetsventil utelates for å eliminere den tilhørende flens og fluidumkontrolledningen. Man ser av ovenstående at det i noen tilfeller er ønskelig å eliminere en andre flensanordning og en andre fluidumledning fra en brønn, men at det samtidig må opprettholdes såvel injeksjonsventil som underjordisk sikkerhetsventil .
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og et apparat som tilfredsstiller det ovenfor nevnte behov. I samsvar med oppfinnelsen har man nu funnet at en fluidumkon-trolledning og den tilhørende brønnhodeflensinnretning som vanligvis er nødvendig for tilførsel til en underjordisk sikkerhets ventil av dens trykkreguleringsfluidum kan unngås i en brønn som også inneholder en injeksjonsventil eller en tilsvarende injeksjonsinnretning ved bruk av det kjemiske fluidum som dri-ver injeksjonsventilen som reguleringsfluidum for den underjordiske sikkerhetsventil. Det kjemiske fluidum tilføres til sikkerhetsventilen gjennom den samme ledning som benyttes for å tilføre fluidum til injeksjonsventilen, hvorved det elimineres behovet for en adskilt ledning og et reguleringsfluidum for drift av den underjordiske sikkerhetsventil.
Apparatet i., henhold til oppfinnelsen omfatter en underjordisk sikkerhetsventil som reguleres fra overflaten for regulering av fluidumstrøm gjennom en rørstreng til en olje-eller gassbrønn kombinert med en injeksjonsventil eller lignende injeksjonsinnretning for injeksjon av et kjemisk fluidum i rørstrengen. Det trykk som utøves av det kjemiske fluidum benyttes for å åpne såvel injeksjonsventilen som den underjordiske sikkerhetsventil. Injeksjonsventilen er utformet slik at den åpner ved et injeksjonstrykk som svarer:til eller er større enn det trykk som er nødvendig for å holde sikkerhetsventilen i åpen stilling. Når injeksjonsventilen er utformet slik at den åpner ved et trykk større enn det som er nødvendig for å åpne sikkerhetsventilen, kan kjemisk fluidum injiseres som. ønsket ved økning av trykket for det kjemiske fluidum i fluidumregulerings-ledningen tilstrekkelig til å åpne injeksjonsventilen.
Oppfinnelsen skal i det følgende nærmere forklares ved hjelp av et utførelseseksempel som er fremstilt på tegningen, som viser: fig. 1 et skjematisk riss, delvis gjennomskåret, som viser apparatet ifølge oppfinnelsen anordnet i rørstrengen til en brønn,
fig. 2 et skjematisk riss, delvis gjennomskåret, av den øvre del av apparatet ifølge oppfinnelsen og viser injeksjonsventilen,
fig. 3 fortsettelsen av fig. 2, som viser den nedre del av apparatet ifølge oppfinnelsen som inneholder den underjordiske sikkerhetsventil,
fig. 4 et horisontalt tverrsnitt av injeksjonsventilen langs linjen 4 - 4 på fig. 2.
Olje- eller gassbrønnen som er vist på fig. 1 omfatter en rørstreng som består av et rør 10 og et dobbeltvegget rør 11 som er opphengt i en brønnforing 12. Det dobbeltveggede rør 11 er sammensatt av to konsentriske rør, et ..ytre_rør..22 .og- et indre rør 23. Brønnfluider strømmer oppover fra en underjordisk produksjonsformasjon 13 gjennom rørstrengen til et brønn-hode, som generelt er gitt henvisningstallet 14. Brønnhodet innbefatter en produksjonsstrømledning 15 i hvilken det er plasert en ventil 16, en hovedreguleringsventil 17 og en flensanordning 18. En kilde av kjemisk fluidum 19 forbindes med brønnhodet med flensanordningen 18 på en slik måte at kilden står i fluidumforbindelse med en fluidumledning 20 som er ringrommet mellom det indre og det ytre rør 23 og 22 som omfatter den dobbeltveggede rørdel 11 i rørstrengen. • En pakning 21 avtetter ringrommet mellom røret 10 og brønnfpringen 12 og tvinger derved strømmen av brønnfluidum opp gjennom rørstrengen til brønnhodet.
Fig. 2 og 3 viser et forstørret, delriss av den dobbeltveggede rørdel 11 i rørstrengen med et rørformet element 24. Det rørformede element 24 omfatter et hus 4 4 som inneholder en strømningskanal 4 3 som er i fluidumforbindelse med kanalen til røret 10. Den øvre del av det rørformede element 24, som inneholder en injeksjonsventil eller lignende injeksjonsinnretning 25, er vist på fig. 2. Den nedre del av det rørformede element, som er vist på fig. 3, inneholder en underjordisk sikkerhetsventil 40. Det rørformede element 24 kan være trådledning som er innsettbar og fjernbar fra rørstrengen. For å innsette det rør-formede element føres det nedover gjennom hovedventilen 17 til brønnhodet og senkes i det indre rør 23 til det blir anbragt på en skulder 27 som er tildannet ved den nedre ende av røret 23. Når det er anbragt på plass, låses det rørformede element ved
å tvinge en låseinnsats 28 til sin nedre stilling, som er vist på fig. 2. Før låsing inntrer blir låseinnsatsen holdt i sin øvre stilling ved hjelp av en skjærbolt 54. Tilstrekkelig kraft utøves på innsatsen til å bryte istykker skjærbolten og bevege innsatsen ned. Når innsatsen beveges ned, tvinger den låseklør 29 utover til ringavtrapningen 30 og derved låses det rørformede element 24 på plass på innsiden av det indre rør 23. For å frigjøre det rørformede element trekkes låseinnsatsen 28 oppover ved hjelp av en trådledningsinnretning, slik at fjær-fingre 55 kan tvinge låseklørne 29 ut av ringrommet 30 til et spor 56 som er plasert ved bunnen av innsatsen.
Når låst på plass vil det rørformede element 24 sammen med det indre rør 23 danne en kanal 31 som er avtettet med en øvre pakning 32, som vist på fig. 2, og en nedre pakning 33, som er vist på fig. 3. Kanalen 31 er forbundet med fluidumledningen 20 ved hjelp av en åpning 34.
Detaljer ved injeksjonsventilen 25 som er anbragt i huset 44 til det rørformede element 24, er vist på fig. 2. En kanal 39 som er utformet i huset 44 står i fluidumforbindelse med kanalen 31 ved sin nedre ende og med strømningskanalen 43 ved sin øvre ende. I kanalen 3 9 holdes en ventilkule 36 fast på plass på toppen av et hult ventilsete 35 med en hul ventilhylse 37 som har slisser eller åpninger 41. Ventilhylsen svin-ges nedover av fjæren 38 som holdes på plass ved sin øvre ende ved hjelp av en hul fjærholdehylse 57. Injeksjonsventilen 25 er vist på fig. 2 i sin lukkede stilling. Ventilen åpnes når fluidumtrykket i kanalen 39 økes til et nivå som er tilstrekkelig til å tvinge ventilkulen 36 ut av ventilsetet 35 ved å sam-mentrykke fjæren 38. Når ventilkulen er tvunget ut av sitt sete, bringes strømningskanlen 43 i fluidumforbindelse med kanalen 31 via kanalen 39.
Som det fremgår av fig. 4 omfatter huset 4 4 til det rørformede.element 24 to injeksjonsventiler. Ventilen 25 er identisk i konstruksjon til ventilen 25. Det reelle antall in-jeks jonsventiler som benyttes vil primært avhenge av mengden av kjemisk fluidum som er ønsket å injisere i strømningskanalen 43. Det skal forstås at apparatet ifølge oppfinnelsen ikke er begrenset til utformingen av injeksjonsventilen som er vist på fig. 2. Enhver injeksjonsventil eller lignende injeksjonsinnretning som drives på en slik måte at den forhindrer at et kjemisk fluidum trer inn i rørstrengen før et forutbestemt fluidum-trykknivå er nådd kan benyttes. Slike injeksjonsinnretninger er beskrevet i litteraturen og vil derfor være selvfølgelige for fagmannen.
Detaljer ved den underjordiske sikkerhetsventil 40, som er plasert inne i huset 44 til det rørformede element.24,
er vist på fig. 3. En øvre ventilhylse 45 sammen med huset 44 danner et trykkammer 4 7 som er i fluidumforbindelse med kanalen 31 via en innløpsåpning 48 som er utformet i huset 44. Øvre 0-ringer 49 på huset 44 og nedre ,0-ringer 50 på ventilhylsen 45
avtetter de øvre og nedre ender av trykkammeret 47. Den øvre ventilhylse 45 er glidbar frem og tilbake i huset 44, og når den er i nedre stilling danner den sammen med huset 44 kammeret 51. En nedre ventilhylse 4 6 som svarer til den øvre ventilhylse 45, er glidbar frem og tilbake i huset 4 4 og danner sammen med huset 44 et kammer 52 som inneholder et fjærforspent element 53.. Det fjærforspente element 53 tvinger den nedre ventilhylse 46 oppover mot en kuleventil 26, som er plasert mellom den øvre ventilhylse 45 og den nedre ventilhylse 46. Når såvel den øvre som den nedre ventilhylse holdes i deres nederste stilling .av fluidumtrykket i kammeret 47, som vist på fig. 3, er kuleventilen åpen og vil tillate produksjonsfluider å strømme gjennom rørstrengen. Hvis imidlertid det fjærforspente element 53 tvinger såvel den øvre og den nedre hylse til deres øverste still-inger, lukker kuleventilen og avstenger derved strømmen av pro-duks jonsf luider gjennom strømningskanalen 43. Kuleventilen 26 er konstruert på samme måte som standard kuleventiler som benyttes i olje- eller gassbrønner og er derfor ikke nærmere beskrevet .
Det skal forstås at apparatet ifølge oppfinnelsen ikke er begrenset til den spesielle underjordiske sikkerhetsventil som er vist på fig. 3. Enhver standardtype sikkerhetsventil, innbefattende sikkerhetsventiler som inneholder andre lukkemekanismer enn en standard kuleventil og som drives eller reguleres av et reguleringsfluidum fra en fluidumtrykkilde plasert ved overflaten av brønnen, kan benyttes. Slike sikkerhetsventiler er beskrevet i litteraturen og vil derfor være vel-kjente for fagmannen.
Apparatet ifølge oppfinnelsen gjør det mulig å benytte et kjemisk fluidum ikke bare som tilførsel til en injeksjonsventil eller en lignende injeksjonsinnretning, men også
for å drive en underjordisk sikkerhetsventil. Bruken av et kjemisk fluidum på denne dobbelte måte tillater elimineringen av en separat fluidumreguleringsledning og den tilhørende brønnhode-flensinnretning som ellers vil være nødvendig for å tilføre trykkreguleringsfluidum til en underjordisk sikkerhetsventil.
Når apparatet ifølge oppfinnelsen, som er vist på fig. 1-4, er i drift, tilføres et kjemisk fluidum gjennom injeksjonsventilene 25 og 25' fra fluidumkilden 19 via fluidumlednin gen 20, åpningen 34, kanalen 31 og kanalen 39. Samtidig blir det kjemiske fluidum tilført til "kammeret 47 i sikkerhetsventilen 40 av fluidumkilden 19 gjennom fluidumledningen 20,.åpningen 34, kanalen 31 og åpningen 48. Det kjemiske fluidum i trykkammeret'47 tvinger de øvre og nedre ventiler 45 og 46 nedover til deres nederste stilling, som vist på fig. 3. Når hyl-sene er på plass, holdes kuleventilen 26 i sin fullstendig åpne stilling. Denne åpne stilling holdes så lenge som tilstrekkelig fluidumtrykk til å overvinne forspenningen fra fjæren 53 tilføres til den øvre ventilhylse fra fluidumtrykkilden 19. Hvis fluidumtrykket i kammeret 47 avtar, vil den nedre og den øvre ventilhylse 4 6 og 4 5 beveges oppover under forspenning til fjæren 53 og derved bevirke at kuleventilen 26 lukkes. Sikkerhetsventilen er utformet slik at kuleventilen 26 er i.sin full-, stendig åpne stilling når trykket som utøves fra fluidumkilden 19 er lik en forutbestemt verdi. Når apparatet ifølge oppfinnelsen benyttes i høytrykkssurgassbrønner, kan denne verdi være så mye som ca. 21 kg/cm 2 over trykket i strømningskanalen,43 ved kuleventilen 26.
Selv om apparatet som er vist på tegningen kan utfor-mes slik at injeksjonsventilen 25 vil være åpen og tillate injeksjon av fluidum når trykket som utøves fra fluidumkilden 19 er lik det trykk som er nødvendig for å holde sikkerhetsventilen 40 i åpen tilstand, er det foretrukket at injeksjonsventilen ikke åpner før trykket er større enn det som er nødvendig for å holde sikkerhetsventilen åpen. For å gjennomføre dette er fjæren 38 utformet slik at den vil sammenpresses., bare når trykket som utøves på ventilkulen 36 er høyere, fortrinnsvis mellom ca. 1,4 og 7 kg/cm 2 høyere enn trykket som er nødvendig for å holde sikkerhetsventilen i sin fullstendig åpne stilling. Når det er ønsket å injisere kjemisk fluidum, økes trykket fra kilden 19 fra det nivå som er nødvendig for å holde sikkerhetsventilen 40 i sin åpne stilling til en verdi som er tilstrekkelig til: å overvinne forspenningskraften til fjæren 38. Kulen 36 løftes derved fra setet 35 mot den hule ventilhhylse 37 som sammenpresser fjæren 38. Dét kjemiske fluidum strømmer gjennom den åpne kanal 39 til strømningskanalen 43, hvor det kjemiske fluidum blandes med produksjonsfluidene.
Det kjemiske fluidum som tilføres til injektoren og sikkerhetsventilene fra fluidumkilden 19 kan være en hvilken som helst gass, væske eller blanding av gasser eller væsker, som er ønsket av en eller annen grunn å injisere i rørstrengen. Det.kjemiske fluidum kan f. eks. være en hydrokarbongass som injiseres i rørstrengen hvor den kan tjene som et gassløftemid-del for å redusere det hydrostatiske hode og derved øke produk-sjonshastigheten. Normalt vil det kjemiske fluidum være et mid-del for behandling av fluidene som produseres i brønnen. Hvis dette er tilfelle, vil aktuelle substanser være avhengig av mange andre faktorer, såsom type brønn, kjemiske egneskaper for de fluider som produseres og temperatur- og trykkbetingelsene i brønnen. Hvis f. eks. brønnfluidene inneholder parafiner, asfaltener, svovel eller andre substanser som kan krystallisere, under produksjonen og avsette seg på rørstrengen og brønnhodet, kan det være ønskelig å benytte et oppblåsningsmiddel som vil forhindre eller dempe en slik krystallisasjon. Likeledes hvis de produserte fluider inneholder hydrogensulfid, karbondioksyd eller andre korrosive substanser, vil en korrosjonsinhibitor som er oppløst i en eller annen bærevæsketype, såsom vann, di-selolje, kondensat eller lignende, kunne, benyttes som kjemisk fluidum. I tillegg kan en emulsjonsbryter benyttes som kjemisk fluidum, hvis det er ønskelig å fremme separeringen av olje og vann under produksjon.
Som beskrevet ovenfor og som vist på tegningen, benyttes et kjemisk fluidum til drift av såvel en underjordisk sikkerhetsventil som en injeksjonsventil, som begge er anordnet i et rørformet element som er innsatt ved hjelp av trådledningen i den øvre del av rørstrengen. Fluidumet tilføres til sikker-hets- og injeksjonsventilene gjennom en fluidumledning som'dannes av det ringformede rom mellom to konsentriske rør. Det skal forstås at enhver form for fluidumledning som vil tilføre den kjemiske væske samtidig til begge ventiler, nemlig våvel den underjordiske sikkerhetsventil som injeksjonsventilen, kan benyttes isteden for det konsentriske rørsystem som er vist på tegningen. F. eks. kan et rør med liten diameter føres fra fluidumkilden gjennom ringrommet mellom rørstrengen og brønn-foringen til hver av ventilene. Det skal videre forstås at isteden for å innbefatte begge ventiler i et rørformet element som er plasert i den øvre del av rørstrengen, kan hver av ventilene være anordnet i selve rørstrengen ved enhver ønsket dybde. Andre forandringer og modifikasjoner kan gjennomføres relativt den viste utførelse uten å avvike fra oppfinnelsens ramme.
Det skulle fremgå av det foranstående at oppfinnel- . sen vedrører et apparat og en fremgangsmåte hvor en underjordisk sikkerhetsventil drives av det samme kjemiske fluidum som tilføres en injeksjonsventil eller en lignende injeksjonsinnretning .
Claims (10)
1. Apparat for regulering av strømmen av fluider gjennom rørstrengen til en brønn og for injeksjon av et kjemisk fluidum i rørstrengen, karakterisert v eid at det omfatter:
a) en trykkfølsom, fluidumregulert sikkerhetsventil,
b) trykkfølsomme injeksjonsinnretninger for injeksjon av kjemisk fluidum i rørstrengen til brønnen, og
c) ledningsinnretninger som er forbundet med injeksjonsinnret-
.... ningene for tilførsel av det kjemiske fluidum til injek
sjonsinnretningen, hvilken ledningsinnretning også er for-med sikkerhetsventilen hvorved det kjemiske fluidum
tjener som et trykkreguleringsfluidum for sikkerhetsventilen.
2. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at injeksjonsinnretningen omfatter en injeksjonsventil.
3. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at det kjemiske fluidum omfatter en korrosjonsinhibitor.
4. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at ledningsinnretningen omfatter et rør med liten diameter .
5. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at minst en del av rørstrengen omfatter to konsentriske rør og at ringrommet mellom rørene tjener som ledningsinnretninger .
6. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at trykket som kreves for injeksjon av det kjemiske fluidum i rørstrengen er større enn trykket som kreves for å holde sikkerhetsventilen i sin åpne stilling.
7. Fremgangsmåte for samtidig drift av en trykkfølsom, underjordisk sikkerhetsventil som regulerer strømmen av fluider gjennom rørstrengen til en brønn og en trykkfølsom injeksjonsventil for injisering av et kjemisk fluidum i rørstrengen, karakterisert ved at den omfatter:
a) at det kjemiske fluidum tilføres samtidig til sikkerhetsventilen og injeksjonsventilen, og
b) at det utøves tilstrekkelig trykk på sikkerhetsventilen og injeksjonsventilen ved hjelp av det kjemiske fluidum til å holde sikkerhetsventilen i sin åpne stilling og til å åpne inj eksjonsventilen.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at det kjemiske fluidum omfatter et gassformet gassløftemiddel.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at det kjemiske fluidum omfatter en emulsjonsbryter.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at det kjemiske fluidum omfatter et oppløsnings-middel.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US05/728,683 US4042033A (en) | 1976-10-01 | 1976-10-01 | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO773032L true NO773032L (no) | 1978-04-04 |
Family
ID=24927879
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO773032A NO773032L (no) | 1976-10-01 | 1977-09-01 | Apparat for kontroll av stroemmen av fluider gjennom en borestreng |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4042033A (no) |
| AU (1) | AU511517B2 (no) |
| CA (1) | CA1067820A (no) |
| DE (1) | DE2735602C2 (no) |
| FR (1) | FR2366440A1 (no) |
| GB (1) | GB1569323A (no) |
| NO (1) | NO773032L (no) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2396229A1 (fr) * | 1977-06-28 | 1979-01-26 | Flopetrol Ste Auxil Prod Petro | Vanne sous-marine pour puits en mer |
| US4319634A (en) * | 1980-04-03 | 1982-03-16 | Halliburton Services | Drill pipe tester valve |
| US4295361A (en) * | 1980-04-03 | 1981-10-20 | Halliburton Company | Drill pipe tester with automatic fill-up |
| US4319633A (en) * | 1980-04-03 | 1982-03-16 | Halliburton Services | Drill pipe tester and safety valve |
| US4421172A (en) * | 1981-07-13 | 1983-12-20 | Halliburton Company | Drill pipe tester and safety valve |
| FR2522359A1 (fr) * | 1982-02-26 | 1983-09-02 | Petroles Cie Francaise | Procede et dispositif de conversion d'un puits petrolier en un puits a remontee de l'effluent par allegement au gaz |
| USH635H (en) | 1987-04-03 | 1989-06-06 | Injection mandrel | |
| US4791985A (en) * | 1987-09-11 | 1988-12-20 | Lagoven, S.A. | System to proportion assisting fluids in a well |
| US5004007A (en) * | 1989-03-30 | 1991-04-02 | Exxon Production Research Company | Chemical injection valve |
| US4974673A (en) * | 1990-02-28 | 1990-12-04 | Intevep, S.A. | System for the production of crude oil by the injection of treatment fluids |
| AU1090499A (en) * | 1997-10-17 | 1999-05-10 | Camco International, Inc. | Equalizing subsurface safety valve with injection system |
| US6575246B2 (en) | 1999-04-30 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for gravel packing with a pressure maintenance tool |
| US6220353B1 (en) | 1999-04-30 | 2001-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore set down tool assembly for gravel packing a well |
| WO2005047646A1 (en) | 2003-05-31 | 2005-05-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
| US8016035B2 (en) * | 2003-10-27 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Chemical injection check valve incorporated into a tubing retrievable safety valve |
| CA2544594C (en) * | 2003-11-07 | 2012-06-26 | Shell Canada Limited | Method and system for injecting a treatment fluid into a well |
| BRPI0508049B8 (pt) | 2004-02-26 | 2016-10-11 | Cameron Systems Ireland Ltd | sistema de conexão para equipamento submerso de interface de fluxo |
| GB0420061D0 (en) * | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Statoil Asa | Method |
| GB2436575A (en) * | 2006-03-16 | 2007-10-03 | Statoil Asa | Method for protecting hydrocarbon conduits |
| GB0618001D0 (en) * | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
| GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| US7654314B2 (en) * | 2007-08-07 | 2010-02-02 | Sam Farris | Chemical delivery system for plunger lift |
| AU2011265358B2 (en) * | 2011-01-27 | 2014-08-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | A subsurface safety valve including safe additive injection |
| FR2970998B1 (fr) * | 2011-01-27 | 2013-12-20 | Weatherford Lamb | Vanne de securite souterraine incluant une injection d'additif securisee |
| EP2729658B1 (en) | 2011-07-06 | 2017-09-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for injecting a treatment fluid into a wellbore and a treatment fluid injection valve |
| CN103930647B (zh) | 2011-11-08 | 2017-11-17 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于烃井的阀,设置有该阀的烃井以及该阀的应用 |
| EP2815060A1 (en) | 2012-02-14 | 2014-12-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing hydrocarbon gas from a wellbore and valve assembly |
| US9388664B2 (en) * | 2013-06-27 | 2016-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic system and method of actuating a plurality of tools |
| US9677377B2 (en) * | 2014-08-20 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Failsafe control system for a safety valve having a condition sensing and chemical injection feature |
| US9683424B2 (en) * | 2015-02-06 | 2017-06-20 | Comitt Well Solutions Us Holding Inc. | Apparatus for injecting a fluid into a geological formation |
| US10267118B2 (en) * | 2015-02-23 | 2019-04-23 | Comitt Well Solutions LLC | Apparatus for injecting a fluid into a geological formation |
| WO2020139370A1 (en) * | 2018-12-28 | 2020-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined chemical/balance line |
| WO2020170010A1 (en) * | 2019-02-21 | 2020-08-27 | Abu Dhabi National Oil Company | Apparatus for clearing a plugged control line |
| CN113756740B (zh) * | 2020-06-03 | 2023-04-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 筛管完井分段调堵措施管柱和筛管完井分段调堵措施方法 |
| US11613964B2 (en) | 2020-07-01 | 2023-03-28 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Through tubing insert safety valve for fluid injection |
| US12448857B2 (en) * | 2022-10-07 | 2025-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Latch coupling including unique axial alignment slots |
| US12448848B2 (en) | 2022-10-07 | 2025-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool including a packer assembly, a completion assembly, and a removably coupled whipstock assembly |
| US20240344625A1 (en) * | 2023-04-12 | 2024-10-17 | Republic Oil Tools, LLC | Adjustable check valve |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3104716A (en) * | 1963-09-24 | Joseph a | ||
| US2128074A (en) * | 1936-04-20 | 1938-08-23 | Thomas E Bryan | Well flowing apparatus |
| US2346777A (en) * | 1942-02-16 | 1944-04-18 | Carlton Meredith | Flow device |
| US2654436A (en) * | 1951-07-16 | 1953-10-06 | Macco Oil Tool Company Inc | Method of treating well fluids |
| US2928471A (en) * | 1956-08-17 | 1960-03-15 | Edward N Jones | Fluid pressure operated bottom hole chemical injector |
| US2852080A (en) * | 1956-08-29 | 1958-09-16 | Harold Brown Company | Chemical injector for well tubing |
| US3712862A (en) * | 1967-02-13 | 1973-01-23 | Champion Chem Inc | Well treating fluid and methods |
| US3506379A (en) * | 1968-09-19 | 1970-04-14 | Baker Oil Tools Inc | Differential pressure liquid level control apparatus |
| US3521977A (en) * | 1968-10-03 | 1970-07-28 | Baker Oil Tools Inc | Differential control gas lift system |
| US3642070A (en) * | 1970-05-06 | 1972-02-15 | Otis Eng Co | Safety valve system for gas light wells |
| US3675720A (en) * | 1970-07-08 | 1972-07-11 | Otis Eng Corp | Well flow control system and method |
| US3780802A (en) * | 1972-05-10 | 1973-12-25 | Gray Tool Co | Concentric tubing hydraulic power unit, particularly for down-hole safety valve actuation |
-
1976
- 1976-10-01 US US05/728,683 patent/US4042033A/en not_active Expired - Lifetime
-
1977
- 1977-08-04 GB GB32731/77A patent/GB1569323A/en not_active Expired
- 1977-08-04 CA CA284,073A patent/CA1067820A/en not_active Expired
- 1977-08-04 AU AU27629/77A patent/AU511517B2/en not_active Expired
- 1977-08-06 DE DE2735602A patent/DE2735602C2/de not_active Expired
- 1977-09-01 NO NO773032A patent/NO773032L/no unknown
- 1977-09-30 FR FR7729582A patent/FR2366440A1/fr active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE2735602A1 (de) | 1978-04-06 |
| GB1569323A (en) | 1980-06-11 |
| CA1067820A (en) | 1979-12-11 |
| FR2366440A1 (fr) | 1978-04-28 |
| AU511517B2 (en) | 1980-08-21 |
| US4042033A (en) | 1977-08-16 |
| FR2366440B1 (no) | 1984-05-18 |
| DE2735602C2 (de) | 1986-01-23 |
| AU2762977A (en) | 1979-02-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO773032L (no) | Apparat for kontroll av stroemmen av fluider gjennom en borestreng | |
| US3603409A (en) | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures | |
| US3675720A (en) | Well flow control system and method | |
| NO344578B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for brønnhodeomløp | |
| US4705114A (en) | Offshore hydrocarbon production system | |
| NO312481B1 (no) | Fremgangsmåter for utvinning av hydrokarboner fra underjordiske formasjoner | |
| US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| NO813121L (no) | Nedsenkbar pumpeinstallasjon. | |
| US3642070A (en) | Safety valve system for gas light wells | |
| NO176774B (no) | Reguleringsventil for bruk ved brönntesting | |
| NO336111B1 (no) | System og fremgangsmåte for avstengning av gass i en brønn | |
| US5460227A (en) | Undersea integrated repressurization system and method | |
| NO330497B1 (no) | System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn | |
| NO315581B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for fjernstyring av flerlaterale brönner | |
| US4440227A (en) | Well completion for injecting high purity oxygen in a fire flooding process | |
| NO337872B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for kontinuerlig injisering av fluid i en brønnboring samtidig med at sikker ventiloperasjon opprettholdes | |
| NO336090B1 (no) | Fremgangsmåte for hindring av hydratdannelse | |
| NO321323B1 (no) | Anordning for styring av stromning i et bronnhull | |
| NO20110509L (no) | Fremgangsmate ved utvinning av produksjonsfluider fra en bronn som har et ventiltre | |
| US5394943A (en) | Subsurface shutdown safety valve and arrangement system | |
| NO20130011A1 (no) | Sidelomme gassloftsperreventil og rorstamme | |
| NO20121054A1 (no) | Røroppheng-setteverktøy med integrert trykkfrigjøringsventil | |
| US2889880A (en) | Method of producing hydrocarbons | |
| NO20140319A1 (no) | En undervanns brønnhodesammenstilling, undervannsinstallasjon som benytter nevnte brønnhodesammenstilling, og en fremgangsmåte for komplettering av en brønnhodesammenstilling | |
| GB2083531A (en) | Well flow control apparatus |