УСТРОЙСТВО РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОТОКА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ В СКВАЖИНЕ
WELL FLUID REGULATOR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин (патент РФ №2313659, Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007, бюл. №36).
Для реализации способа используют устройство, состоящее, по крайней мере, из одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного или несъемного типа. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Причем измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Причем регулирующее устройство выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Причем колонну труб оснащают скважинной камерой, в которую устанавливают с помощью кабеля или каната регулирующее устройство с измерительным преобразователем.
Недостатком этого устройства является сложность применения в горизонтальном стволе скважины, так как установка регулирующих устройств и измерительных преобразователей, а также кабелей (или импульсных трубок) затруднена малыми размерами ствола и часто сложностью его конфигурации, а в случае использования канатной техники вообще невозможна.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления (патент РФ №2488686, Е21В 43/12, 43/14, опубл. 27.07.2013, бюл. №21).
Устройство для осуществления способа включает колонну труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, перекрывающими внутрискважинное пространство, причем датчики связаны с блоком измерения на устье скважины, а регулирующие устройства связаны кабелем с блоком управления, при этом выше регулирующих устройств размещен насос для поднятия продукции на поверхность по трубному пространству. Причем скважину оборудуют горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, а пакеры размещены в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью, внутритрубное пространство разобщено заглушкой, над которой установлены друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками, причем вход нижнего регулирующего устройства сообщен с трубным пространством ниже заглушки, а выход - с трубным пространством выше заглушки, вход верхнего регулирующего устройства сообщен с внутрискважинным пространством, а выход - с внутритрубным пространством выше заглушки, с которым сообщен вход насоса, при этом скважинные пространства, отсеченные пакерами, с одинаковой или близкой проницаемостью собраны в две группы, каждая из которых сообщена с трубным пространством или внутрискважинным пространством посредством одного или нескольких патрубков, причем датчики и регулирующие устройства соединены соответственно с блоком измерения и блоком управления одним кабелем, при этом каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя.
Недостатками данного устройства являются:
- невозможность закачки в скважину через клапан рабочего агента, например, промывочной жидкости, так как шаровой клапан не фиксируется в открытом положении;
- высокая вероятность повреждения эластичных стенок компенсационной камеры устройства от резких перепадов давления в момент открытия (закрытия) клапана;
- высокая вероятность повреждения кабеля при спуске двух и более регулирующих устройств, так как свинчивание каждого последующего устройства с предыдущим приводит к скручиванию кабеля и его возможному обрыву;
- количество независимых интервалов добычи ограничено двумя зонами, объединяющими одинаковые по проницаемости интервалы. Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей при работе устройства в скважине с горизонтальным участком с возможностью независимого включения или выключения каждого из интервалов добычи и возможности закачки в скважину через клапан рабочего агента, а также повышение надежности устройства путем исключения резких перепадов давления на механизм привода клапана и возможности сборки, исключающей скручивание и повреждение кабеля.
Техническая задача решается устройством, включающим скважину с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, колонну труб с кабелем, электрические клапаны, измерительные датчики давления и температуры, один или несколько пакеров, перекрывающих внутрискважинное пространство, герметично отсекая зоны с различной проницаемостью, причем датчики связаны с узлом измерения на устье скважины, а клапаны связаны кабелем с блоком управления, при этом выше клапанов размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству, выходы клапанов сообщены с внутритрубным пространством, а входы кроме ближнего к забою клапана - с внутрискважинным пространством, причем каждый клапан выполнен в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которого соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем, пространство которого и корпус толкателя заполнены смазочной жидкостью, и шарового клапана, выполненного с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входными каналами.
Новым является то, что вход ближнего к устью клапана сообщен с внутрискважинным пространством, шар каждого клапана соединен при помощи корзины с толкателем с возможностью совместного перемещения, клапаны установлены напротив соответствующей зоны скважины для сообщения входными каналами с этой зоной, причем входные каналы каждого клапана оборудованы соответствующими датчиками давления и температуры, при этом стаканы клапанов герметично и жестко соединены с корпусом соответствующего клапана и снабжены, кроме ближнего к забою клапана, продольными переточными каналами, корпус каждого клапана, кроме ближнего к забою, снизу оборудован переходной втулкой, вставленной с возможностью вращения и фиксации в транспортном положении, причем полость внутри толкателя, снабженная плавающим поршнем, сообщена подпоршневым пространством технологическими каналами с внутритрубным пространством, а полость над поршнем каналами, выполненными в корпусе толкателя, сообщена с пространством выше толкателя.
На фиг.1 показано устройство - общий вид; на фиг.2 показан клапан (продольный разрез); на фиг.3 и фиг.4 - соответственно сечения А-А и Б-Б на фиг.2 (увеличено); на фиг.5 показан ближний к забою (нижний) клапан (продольный разрез).
Устройство регулирования потока текучей среды в скважине включает скважину 1 (фиг.1) с горизонтальным участком 2, колонну труб 3 с кабелем 4, электрические клапаны 5 и нижний 6 с измерительными датчиками давления 7 (фиг.2, 5) и температуры 8, один или несколько пакеров 9 (фиг.1), перекрывающих внутрискважинное пространство 10 горизонтального участка 2 скважины 1.
Датчики 7, 8 (фиг.2, 5) связаны кабелем 4 (фиг.1) с узлом измерения (на фиг. не показан) на устье скважины, а клапаны 5, 6 связаны тем же кабелем 4 с блоком управления (на фиг. не показан) клапанами. Выше клапанов 5, 6 в скважине 1 размещен насос (на фиг. не показан) для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству 11.
Горизонтальный участок 2 скважины 1 строят через пласт 12 с различными зонами проницаемости, герметично разделяя их по результатам геофизических исследований с помощью пакеров 9 на интервалы А, Б, В и т.д. При этом выходные отверстия 13 (фиг.2, 4, 5) клапанов 5, 6 (фиг.1) сообщены с внутритрубным пространством 11, а входные отверстия 14, 15 (фиг.2, 5) - с внутрискважинным пространством 10 (фиг.1) горизонтального участка 2 скважины 1.
Каждый клапан 5 или 6 выполнен в виде размещенных в корпусе 16 (фиг.2, 5) электродвигателя 17 с редуктором 18, вращающий вал 19 которых соединен посредством соединения «винт-гайка» 20 с толкателем 21. Причем внутреннее пространство 22 толкателя 21 и его корпус 23 заполнены смазочной жидкостью. Шаровой клапан 24 выполнен с возможностью герметичного взаимодействия с седлом 25, ниже которого размещен стакан 26 с радиальными входными каналами 14 (фиг.2, 3, 5) и центральным входным каналом 15.
При этом центральный входной канал 15 (фиг.5) стакана 26 нижнего клапана 6 (фиг.1) сообщен непосредственно с внутрискважинным пространством 10 горизонтального участка 2 скважины 1. Шаровой клапан 24 (фиг.2, 5) каждого клапана 5 (фиг.1) или 6 соединен при помощи корзины 27 (фиг.2, 4, 5) с толкателем 21 (фиг.2, 5) с возможностью совместного перемещения для осуществления (при необходимости) закачки через седло 25 шарового клапана 24 и далее через каналы 14 и 15 рабочего агента в интервал А, Б или В (фиг.1) горизонтального участка 2 скважины 1, напротив которого установлен соответствующий ему клапан 5 или 6.
Причем центральные входные каналы 15 (фиг.2, 5) каждого клапана сообщены с соответствующими датчиками давления 7 и температуры 8. Стаканы 26 клапанов герметично и жестко, например, с помощью конической резьбы или сварки, соединены с корпусом 16 соответствующего клапана 5 (фиг.1) или 6 и снабжены, кроме ближнего к забою 28 скважины 1 нижнего клапана 6, продольными переточными каналами 29 (фиг.2, 3, 5) для перетока продукции от нижележащих клапанов к устью скважины 1 (фиг.1), а также для проводки кабеля 4. Корпус 16 (фиг.2, 5) каждого, кроме нижнего клапана 6 (фиг.1), снизу герметично благодаря манжетам 30 (фиг.2) оборудован переходной втулкой 31, вставленной в корпус 16 с возможностью осевого вращения при сборке и фиксации (с помощью установочных винтов 32) в транспортном положении.
Полость 22 (фиг.2, 5) внутри толкателя 21 снабжена плавающим поршнем 33 и сообщена подпоршневым пространством 34 технологическими каналами 35 через выходные отверстия 13 (фиг.2, 4, 5) с внутритрубным пространством 11 (фиг.1), а полость 36 (фиг.2, 5) над поршнем 33 сообщена каналами 37, выполненными в корпусе 23 толкателя 21 с пространством 38 выше толкателя 21.
Устройство регулирования потока текучей среды в скважине работает следующим образом.
После строительства скважины 1 (фиг.1) с горизонтальным участком 2 и забоем 28 проводят геофизические исследования пласта 12 и определяют количество и длину интервалов нефтедобычи А, Б, В и т.д. с различными зонами проницаемости.
Затем на устье собирают и спускают в скважину 1 на колонне труб 3 компоновку, состоящую из клапанов 5 и 6 с измерительными датчиками давления 7 (фиг.2, 5) и температуры 8, кабеля 4 (фиг.1), одного или нескольких пакеров 9, располагая их на расчетном, благодаря соединительным патрубкам 39 разной длины, расстоянии между клапанами таким образом, чтобы в горизонтальном участке 2 скважины 1 клапаны 5 и 6 располагались напротив соответствующих интервалов А, Б, В и т.д., а пакеры 9 на границах этих зон, герметично разделяя внутрискважинное пространство 10. Для более качественного разобщения иногда применяют совместно с пакерами 9 профильные разобщители пластов 40, устанавливая их в горизонтальном участке 2 скважины 1 заранее.
При этом кабель 4 располагают внутри соединительных патрубков 39 и колонны труб 3, а клапаны 5 присоединяют свинчиванием переходной втулки 31 (фиг.2), вставленной в корпус 16 клапана 5 (фиг.1), с патрубками 39 (фиг.2), фиксируя затем ее от осевого вращения установочными винтами 32 (фиг.2), при этом кабель 4 (фиг.1), проходящий через клапан 5, не скручивается и не повреждается, а благодаря манжетам 30 (фиг.2) клапан остается герметичным.
Для лучшей заполняемости внутритрубного пространства 11 (фиг.1) продукцией скважины 1 клапаны 5 и 6 в транспортном положении открыты.
После завершения установки клапанов 5 и 6, пакеров 9, соединительных патрубков 39 и колонны труб 3 в горизонтальном участке 2 скважины 1 проводят анализ данных (давления и температуры) с каждого из интервалов А, Б, В и т.д., полученных благодаря датчикам 7, 8 (фиг.2, 5) через кабель 4 (фиг.1) на узел измерений на устье скважины 1. В зависимости от полученных данных с устьевого блока управления подают на соответствующей частоте по кабелю 4 сигналы на закрытие (или открытие) соответствующего шарового клапана 24 (фиг.2, 5), клапана 5 (фиг.1) или 6. Подъем продукции скважины 1 на устье осуществляют насосом по внутритрубному пространству 11.
Мониторинг данных, полученных с датчиков 7, 8 (фиг.2, 5), осуществляют на устье скважины. При необходимости изменяют пропускное сечение шарового клапана 24 клапанов 5 (фиг.1) или 6. Например, для увеличения нефтеотдачи с интервала А пласта 12 необходимо приоткрыть шаровой клапан 24 (фиг.2) верхнего клапана 5 (фиг.1). Для этого с блока управления на устье скважины 1 подают сигнал по кабелю 4 на верхний клапан 5. При этом электродвигатель 17 (фиг.2), расположенный в корпусе 16 верхнего клапана 5 (фиг.1), через редуктор 18 (фиг.2) начинает вращать в нужную сторону вал 19, который в свою очередь благодаря соединению «винт-гайка» 20 перемещает толкатель 21 вверх вместе с корзиной 27 и шаровым клапаном 24. Шаровой клапан 24 отходит от седла 25, увеличивая его пропускное сечение. Продукция скважины из внутрискважинного пространства 10 (фиг.1) интервала А проходит через входные каналы 14 (фиг.2) и 15 стакана 26, далее через седло 25 шарового клапана 24 и выходные отверстия 13 поднимается по внутритрубному пространству 11 (фиг.1) на вход насоса и далее на поверхность.
Тот же принцип работы осуществляют и для нижнего клапана 6. Продукция скважины при этом поступает в открытый клапан 6 непосредственно через центральный входной канал 15 (фиг.5) стакана 26 и далее на вход насоса через продольные переточные каналы 29 (фиг.2, 3) вышележащих клапанов 5 (фиг.1).
Если возникнет необходимость закачать в горизонтальный участок 2 скважины 1 рабочий агент (например, поверхностно-активное вещество или кислотный раствор, или кольматирующий состав и т.д. для обработки пласта 12), то шаровой клапан 24 (фиг.2, 5) благодаря корзине 27, фиксирующей его относительно толкателя 21, не будет препятствовать закачке рабочего агента через приоткрытое седло 25.
Для исключения нагрузки на соединение «винт-гайка» 20 от скважинного давления со стороны шарового клапана 24 и толкателя 21 в полости 22 внутри толкателя 21 размещают плавающий поршень 33, который передает давление продукции скважины из внутритрубного пространства 11 (фиг.1) через технологические каналы 35 (фиг.2, 5) в толкателе 21 в подпоршневое пространство 34, и далее через смазочную жидкость в полости 36 над поршнем 33 через каналы 37 в корпусе 23 толкателя 21 в пространство 38 над толкателем 21.
Таким образом давления ниже толкателя 21 и выше него уравновешиваются, снимая нагрузку на соединение «винт-гайка» 20 от скважинного давления и увеличивая тем самым срок службы соединения 20, а также вращающего вала 19, электродвигателя 17 и редуктора 18. Одновременно смазочная жидкость выполняет функцию смазки соединения «винт-гайка» 20.
Таким образом, использование изобретения позволяет расширить технологические возможности при работе устройства в скважине с горизонтальным участком, позволяя проводить независимый отбор продукции скважины из каждого интервала добычи или осуществлять закачку рабочего агента в скважину через клапаны за счет фиксации шарового клапана в открытом положении благодаря корзине, закрепленной на толкателе. При этом за счет размещения поршня во внутреннем пространстве толкателя, разделяющего продукцию скважины во внутритрубном пространстве и смазочную жидкость в корпусе толкателя, снимаются нагрузки на механизм привода клапана, повышая тем самым его надежность, а применение переходной соединительной втулки на конце клапана, имеющей возможность вращения относительно клапана, исключает скручивание и повреждение кабеля при сборке на устье скважины, повышая качество сборки.