СИСТЕМА С ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИМ КЛАПАНОМ И СПОСОБ ДОБЫЧИ ГАЗА
CROSSOVER VALVE SYSTEM AND METHOD FOR GAS PRODUCTION

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к клапану и способу повышения производительности газовых скважин, и, в частности, газовых скважин с низкими давлениями истечения потока и нестабильным давлением в выкидной линии от устья скважины.
Уровень техники
2
Газовые скважины, в частности скважины с высокосернистым нефтяным газом, содержащим различные количества HS, создают во всем Западно-Канадском осадочном бассейне. Даже если давление в пласте понижается (т.е. газовый пласт истощается), в пласте месторождения обычно остаются значительные объемы газа. Задача, которую следует решить в этой связи, заключается в добыче остающихся запасов с низкими давлениями истечения и нестабильными давлениями в выкидной линии.
Скважины с высокосернистым нефтяным газом обычно снабжают пакером, чтобы изолировать добычу высокосернистого газа от кольцевого затрубного пространства, образованного между внутренним диаметром обсадной трубы и внешним диаметром насосно-компрессорной колонны. Пакер предотвращает выход газа из кольцевого пространства и коррозию обсадной колонны, которая создает барьер между стволом скважины и какими-либо находящимися вблизи грунтовыми водами или водоносной зоной.
Кроме того, обычно кольцевое пространство выше пакера заполняют ингибированным соляным раствором для увеличения защиты от коррозии и создания дополнительного барьера, предотвращающего проникновение сернистого газа в указанное межтрубное кольцевое пространство.
Все газовые скважины в процессе добычи газа производят некоторое количество жидкой фазы. Скопление жидкости на забое является симптомом неспособности скважины к выдаче жидкой фазы, которая, конечно же, добывается в период продуктивной жизни скважины, и это является наиболее распространенной причиной снижения дебита газовой скважины. Помимо скопления жидкости на забое существует ряд других причин, по которым скважины не будут выдавать газ на максимальном уровне. Если в одном и том же пласте пробурен ряд скважин и истощение газа происходит быстрее, чем с нормальной скоростью, взаимное влияние скважин при дренировании пласта будет уменьшать добычу. В отдельном пласте, размеры которого ограничены из-за недостатка сообщения между проницаемыми участками пласта, возможны проблемы добычи. Кроме того, добыча может быть ограничена из-за нарушения эксплуатационных свойств пласта, его повреждения, причиненного призабойной зоной при бурении определенной скважины или при последующих работах, проводимых с установкой для ремонта скважин, или, возможно, внутреннего повреждения призабойной зоны, вызванное скоплением жидкости в забое или внутренними эффектами образования отложений из притекающих к скважине добываемых газа и жидкости.
Когда скважина пробурена первоначально, как правило, пробурена на неразработанном участке пласта месторождения, давление пласта и количество газа обычно имеют весьма значительные величины. Наземные производственные трубопроводные линии, которые будут транспортировать газ и жидкую фракцию углеводородов, работают при давлениях, обеспечивающих протекание потока из скважины к поверхности. Разность между давлением в наземных трубопроводных линиях и забойным гидродинамическим давлением в скважине будет определять объем флюидов, который может выдавать скважина. Непосредственное отношение к этому имеют также другие факторы, такие как плотность газа, влияние трения, плотность жидкости и глубина скважины. По мере старения скважины и снижения забойного гидродинамического давления скважина при добыче будет демонстрировать уменьшенную производительность.
Хорошо известно, что скопление жидкости на забое влияет на добычу газа, если скорость газа снижается ниже уровня, необходимого для транспортирования капель жидкости вверх и известного как критическая скорость газа. Указанная критическая скорость газа является функцией давления притока флюидов, плотностей газа и жидкой фазы, размера капель, поверхностного натяжения, температуры и диаметра трубопровода.
Один из способов увеличения скорости газа заключается в изменении размеров трубопроводов или снижении давления на устье скважины, и в случае применения таких решений воздействие на способность скважин к удалению жидкой фазы из призабойной зоны может быть существенным. Однако эти решения могут быть полезными лишь до тех пор, пока давление внизу продуктивного пласта позволяет выдавать газ, несмотря на изменения условий.
К сожалению, для большинства скважин с сернистым нефтяным газом вариант с изменением системы трубопроводов или уменьшением давления на устье скважины во многих случаях является неэкономичным, и скважину консервируют задолго до истощения полезных запасов. При этом замена трубной продукции (буровая установка, комплект для бурения, оборудование, обеспечивающее безопасность работ, насосные агрегаты и т.п.) связана с высокими затратами, и существует значительная опасность возможного повреждения пласта, что может иметь место, поскольку скважина должна быть заглушена с помощью жидкости, имеющей при остановке скважины гидростатическое давление, равное или больше, чем пластовое давление. Во многих случаях глубина скважины и низкое пластовое давление не будут удерживать полный столб жидкости для глушения скважины, и эта жидкость будет образовывать трещины на поверхности пласта, что приводит к повреждению, которое не может быть восстановлено.
Устьевое давление может быть уменьшено за счет использования компрессора для снижения динамического давления на устье ствола скважины. Затраты будут непосредственно связаны с размерами компрессора, необходимыми для обеспечения достаточного давления всасывания, которое позволяет скважине разгружать жидкость с повышенной скоростью, необходимой для подачи газа в линии газосборной трубопроводной системы. При этом необходимо, чтобы большинство компрессоров для сернистого газа было оборудовано множеством систем аварийного останова, дорогостоящими охладителями для отвода теплоты сжатого газа и средствами контроля шумности.
Компрессорный газлифт в этих скважинах является затруднительным для осуществления. Большинство типов скважинных механических или электрических насосов не работают достаточно хорошо в условиях высокого содержания газа вследствие срыва подачи нефти из-за газовой пробки и явления кавитации. Кроме того, могут быть чрезмерно большими затраты на модификации или дополнительные компоненты эксплуатационного оборудования скважины, необходимые для приспособления насосных систем к эффективной работе в условиях высокого содержания газа.
В связи с этим в уровне техники существует потребность в инновационных и экономичных решениях по добыче газа из таких стареющих пластов месторождений.
Раскрытие изобретения
Согласно одному аспекту изобретение включает в себя переключающий клапан, расположенный в забое скважины, представляющий собой часть действующей системы, которая для добычи газа использует пластовую энергию и нагнетаемый газ. В одном воплощении добываемый газ и закачиваемый в скважину газ может активировать плунжер, который совершает возвратно-поступательное движение вверх и вниз в стволе скважины и образует границу раздела между добываемой жидкостью и добываемом газом, откачивая при этом всю жидкость к поверхности. Плунжер может в течение дня многократно совершать циклические перемещения, и частота циклических повторений зависит только от того, какое количество газа имеется в наличии для каждого цикла.
В связи с изложенным согласно одному аспекту изобретение включает в себя способ выработки запасов вертикальной, наклонной или горизонтальной газовой скважины, в которой образовано кольцевое пространство между обсадной трубой и концентрично расположенной насосно-компрессорной колонной (колонной НКТ), при этом скважина имеет нижнюю продуктивную зону, которая сообщается с насосно-компрессорной колонной; кроме того, указанное кольцевое пространство изолировано от нижней продуктивной зоны посредством пакера. Предлагаемый способ включает следующие этапы:
(а) открытие канала сообщения с кольцевым пространством через насосно-компрессорные трубы, и, в случае необходимости, отвод какой-либо жидкости, находящейся в указанном кольцевом пространстве;
(b) установка по меньшей мере одного переключающего клапана внутри насосно-компрессорной колонны так, что он находится под воздействием условий, имеющих место в кольцевом пространстве, при этом переключающий клапан содержит управляющую часть с предварительно заданным давлением закрытия, силовую часть и перепускной гидравлический канал; и
(с) нагнетание в кольцевое пространство газа, по меньшей мере, до достижения заданного давления закрытия для активирования управляющей части, при этом силовая часть находится в условиях воздействия кольцевого пространства, при этом происходит открытие перепускного гидравлического канала, нагнетаемый газ поступает в насосно-компрессорную колонну, в которой этот нагнетаемый газ поднимает (посредством газлифта) жидкую фазу, находящуюся в насосно-компрессорной колонне, к поверхности.
В одном воплощении, внутри насосно-компрессорной колонны, в сплошной или составной насосно-компрессорной трубе, установлен по меньшей мере один переключающий клапан, или он опущен в насосно-компрессорную колонну с помощью каната.
В другом аспекте изобретение может включать в себя клапанное переключающее устройство, приспособленное для ввода в насосно-компрессорную колонну или встроенное в насосно-компрессорную колонну, содержащее:
(а) внешний корпус;
(b) внутреннюю добывающую (технологическую) трубу;
(с) управляющую часть, реагирующую на внешнее давление, превышающее предварительно заданное давление, для открытия канала активирования;
(d) силовую часть, чувствительную к давлению в канале активирования для открытия нагнетательного отверстия; и
(е) переключающий клапан, реагирующий на внешнее давление для открытия перепускного отверстия, обеспечивая сообщение по текучей среде от внешней стороны внешнего корпуса к внутренней технологической трубе.
В одном воплощении изобретение включает в себя клапанное переключающее устройство, содержащее:
(а) управляющую часть, содержащую внешний корпус и внутреннюю добывающую трубу, концентрично размещенную внутри корпуса с образованием между ними кольцевого пространства, клапанное управляющее устройство внутри кольцевого пространства, содержащее седло клапана и управляющий поршень, установленный с возможностью перемещения между закрытым положением и открытым положением, камеру управления, в которую воздействие передается через управляющее отверстие во внешнем корпусе, и пружину для смещения управляющего поршня в направлении закрытого положения;
(b) силовую часть, содержащую внешний корпус и внутреннюю добывающую трубу, концентрично размещенную внутри корпуса с образованием между ними кольцевого зазора, силовое клапанное устройство, размещенное внутри кольцевого пространства и содержащее седло клапана, мандрель клапана и поршень активирования, при этом указанные мандрель клапана и поршень активирования установлены с возможностью перемещения между закрытым положением и открытым положением, при этом силовая часть образует камеру активирования;
(с) гидравлический канал активирования между камерой управления и камерой активирования, который закрывается, когда управляющий поршень находится в закрытом положении, и открывается, когда управляющий поршень находится в открытом положении, и при этом давление жидкости в гидравлическом канале активирования перемещает поршень активирования и мандрель клапана к положению открытия;
(d) гидравлический канал перепуска, который проходит через внешний корпус силового участка и внутреннюю добывающую трубу силовой части, и закрывается, когда поршень активирования и мандрель клапана находятся в закрытом положении.
В одном воплощении управляющий поршень смещается в закрытое положение под действием предварительно заданного давления закрытия, создаваемого с помощью механической пружины, в частности, спиральной пружины, или газовой пружины, или с помощью и механической, и газовой пружин, действующих внутри управляющей части. Силовая часть может содержать канал выравнивания между камерой активирования и открытым к внешней стороне внешним корпусом, при этом указанный канал выравнивания ограничивает прохождение газового потока в большей степени, чем канал активирования. В одном воплощении газовая пружина присоединена к линии подачи газа, которая может быть активирована для повышения или снижения давления газовой пружины, и тем самым для повышения или снижения давления закрытия.
В одном воплощении клапанное переключающее устройство содержит модуль электрического управления, функционально связанный с устройством дистанционного управления, содержащий электромагнит и регулятор управляющего давления, который открывается, подвергая управляющую часть воздействию внешнего давления, и закрывается, чтобы изолировать управляющую часть от внешнего давления.
В одном воплощении клапанное переключающее устройство дополнительно содержит модуль электрического управления, функционально связанный с устройством дистанционного управления, содержащим линию подачи управляющего газа и регулятор управляющего газа, для дистанционно управляемой зарядки и разрядки газовой пружины.
Согласно другому аспекту изобретение может включать в себя систему для выработки запаса вертикальной, наклонной или горизонтальной газовой скважины, в которой имеется кольцевое пространство, образованное обсадной трубой и концентрично расположенной насосно-компрессорной колонной, при этом в указанной скважине имеется кольцевое пространство и нижняя продуктивная зона, сообщающиеся с насосно-компрессорной колонной, причем кольцевое пространство изолировано от нижней продуктивной зоны пакером; при этом система содержит:
(а) соединительный канал, проходящий через насосно-компрессорную колонну в кольцевое пространство;
(b) по меньшей мере один переключающий клапан внутри насосно-компрессорной колонны, находящийся в условиях воздействия кольцевого пространства посредством соединительного канала;
(с) нагнетатель газа с поверхности и средства газоснабжения для нагнетания газа в кольцевое пространство для открытия переключающего клапана и поступления газа в насосно-компрессорную колонну;
(d) плунжер для возвратно-поступательного движения внутри насосно-компрессорной колонны; и
(е) контроллер для управления нагнетателем газа, при этом указанный контроллер реагирует на сигнал, показывающий один или более параметров из следующих: положение плунжера, давление в кольцевом пространстве, давление, расход газа в насосно-компрессорной колонне, уровень флюида в насосно-компрессорной колонне или разность давлений между насосно-компрессорной колонной и кольцевым пространством.
В одном воплощении по меньшей мере один переключающий клапан установлен в сплошной или составной насосно-компрессорной трубе, размещенной внутри обсадной трубы. В одном воплощении система дополнительно может содержать плунжер для возвратно-поступательного перемещения внутри насосно-компрессорной колонны. Указанная система дополнительно может содержать контроллер для управления нагнетателем газа, при этом указанный контроллер реагирует на сигнал, показывающий один или большее число параметров из следующих: положение плунжера, давление в кольцевом пространстве, давление или расход газа в насосно-компрессорной колонне, уровень флюида в насосно-компрессорной колонне или разность давлений между насосно-компрессорной колонной и кольцевым пространством.
Краткое описание чертежей
На всех чертежах одинаковые элементы конструкции обозначены одинаковыми ссылочными номерами позиции. Чертежи не обязательно выполнены в масштабе, при этом особое внимание уделено основным идеям настоящего изобретения. Кроме того, каждое из представленных на чертежах воплощений является только одним из большого числа возможных воплощений, использующих основные идеи настоящего изобретения. Чертежи кратко описаны ниже следующим образом.
На фиг. 1 показано схематическое изображение, в вертикальном разрезе по высоте, ствола скважины с кольцевым затрубным пространством и нижней продуктивной зоной, и с отображением окончания насосно-компрессорной колонны переключающим клапанным устройством;
на фиг. 2 – схематическое изображение клапанного переключающего устройства, на виде в разрезе по его длине для иллюстрации всех рабочих элементов;
на фиг. 3 – более подробный укрупненный вид зоны А, показанной на фиг. 2, отображающий конструкцию силовой части клапанного устройства;
на фиг. 4 – более подробный укрупненный вид зоны В, показанной на фиг. 2, отображающий конструкцию управляющей части клапанного устройства;
на фиг. 5 – вид в поперечном разрезе по линии С-С на фиг. 2;
на фиг. 6 – переключающее клапанное устройство согласно фиг. 2, показано с управляющим клапаном в сборе, вид в разрезе;
на фиг. 7 – силовая часть переключающего клапанного устройства, показанного на фиг. 2, с отображением силового клапана в сборе в открытом положении, вид в разрезе;
на фиг. 8 – силовая часть переключающего клапанного устройства, показанного на фиг. 2, с отображением клапана RCV в открытом положении, вид в разрезе;
на фиг. 9 – схематическое изображение одного воплощения клапанного переключающего устройства, содержащего модуль электрического управления;
на фиг. 10 – схематическое изображение одного воплощения переключающего клапанного устройства с непосредственным активированием управляющей части с помощью электромагнита.
Осуществление изобретения
При описании настоящего изобретения все термины, определения которых здесь не даны, имеют их обычные принятые в данной области техники значения. Постольку, поскольку нижеследующее описание относится к определенному воплощению или конкретному случаю использования, следует понимать, что оно является лишь иллюстративным и не ограничивающим заявленное изобретение.
Настоящее изобретение относится к регулируемому переключающему клапанному устройству и системам, которые содержат такое клапанное устройство, предназначенным для увеличения добычи газа с помощью рабочих процессов, включающих газлифт или рециркуляционный газ. Во время рабочих процессов с использованием газлифта или рециркуляционного газа рабочее тело представляет собой нагнетаемый газ, который транспортируется с внешней стороны насосно-компрессорной колонны внутрь этой колонны.
В одном воплощении устройство в соответствии с настоящим изобретением предназначено для содействия отдаче газовых скважин с низкими давлениями потока и/или нестабильным давлением в выкидной линии от устья скважины, и, в частности, газовых скважин с сернистым газом. Используемый здесь термин «флюид» означает как жидкие фракции, так и газы.
2
Как показано на фиг. 1, продуктивная газовая скважина содержит обсадную колонну 1 и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 2, между которыми образовано кольцевое затрубное пространство. В кольцевом пространстве установлен пакер 3, который создает уплотнение между внешним диаметром насосно-компрессорной колонны и внутренним диаметром обсадной колонны и изолирует кольцевое пространство вверху от продуктивной зоны. Пакер предотвращает переток добываемых жидкой фракции и газа в зону выше пакера и защищает обсадную колонну от коррозии, обычно связанной с присутствием HS, поскольку обсадная колонна является единственным барьером между стволом скважины и окружающей природной формацией.
Многие площадки для скважин с сернистым газом снабжаются обессеренным остаточным газом высокого давления, предназначенным для работы технического оборудования. Этот исходный газ может также служить исключительной средой для затрубной циркуляции газа. В связи с этим, согласно одному аспекту изобретение включает в себя способ добычи природного газа из отдельной зоны, например зоны сернистого газа, за счет использования нагнетаемого обессеренного газа для подъема (газлифта) жидких фракций в насосно-компрессорной колонне к поверхности. В другом аспекте устройство согласно настоящему изобретению, в общем и целом, представляет собой клапанное переключающее устройство, которое открывается в соответствии с давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны, или в результате прямого управления, чтобы обеспечить протекание потока флюида из кольцевого пространства в насосно-компрессорную трубу.
Клапанное переключающее устройство 10 содержит ряд внутренних трубчатых элементов 11, соединенных вместе с образованием внутреннего канала для продуктивного потока, и внешний корпус 12. Различные функциональные элементы, описанные ниже, размещены в кольцевом зазоре между трубчатыми элементами 11 и внешним корпусом 12. В одном воплощении указанное клапанное устройство содержит управляющую часть 13 и силовую (приводную) часть 14, соединенные с помощью промежуточного отрезка трубы 16, в котором сформован кольцевой гидравлический канал 17. В одном воплощении клапанное устройство 10 выполнено с возможностью перемещения на стальном канате, или смонтировано в сплошной или составной насосно-компрессорной трубе. В одном воплощении клапан может быть встроенным элементом насосно-компрессорной трубы.
Управляющая часть содержит концентричный скользящий управляющий поршень 18, седло 20 управляющего клапана и кольцевое отверстие 22 во внешнем корпусе 12 для передачи давления. В закрытом положении, иллюстрируемом на фиг. 2 и фиг. 4, нижний конец управляющего поршня 18 плотно прижат к седлу 20 клапана, перекрывая канал 17 для жидкости, выполненный в отрезке трубы, от воздействия внешнего давления. Управляющий поршень 18 надлежащим образом уплотнен с помощью уплотнений, которые скользят, находясь в контакте с внутренней поверхностью корпуса 12 и внешней поверхностью внутренней подъемной трубы 11.
Управляющий поршень 18 смещается в направлении его закрытого положения с помощью механической пружины 26 или газовой пружины 28 или с использованием комбинации механической пружины и газовой пружины. Камера 28 управляющего давления, в соответствии с фиг. 2, заполняется газом, предпочтительно инертным газом, таким как азот, через клапан 24 и оказывает сопротивление перемещению управляющего поршня 18 вверх. Внешнее давление в затрубном кольцевом пространстве, необходимое для активирования управляющей части 13 клапанного устройства, должно превысить давление закрытия, которое является суммой давления газа в камере 28 и давления, которое оказывает механическая пружина.
Для активирования клапанного переключающего устройства в затрубное кольцевое пространство нагнетают газ G, причем до тех пор, пока давление в кольцевом пространстве не будет больше, чем давление закрытия. Нагнетаемый газ оказывает давление на управляющий поршень 18 через отверстие 22 для доступа внешнего давления, и управляющий поршень 18 побуждается к перемещению вверх, когда нагнетаемый газ заполняет управляющую камеру 23, до тех пор, пока внешнее давление не будет равно давлению закрытия, обусловленному действием механической пружины и газовой пружины. Когда управляющий поршень 18 приподнимается с места посадки, нагнетаемый газ перемещается в управляющей камере 23 через гидравлический канал в отрезке трубы и поступает в камеру активирования в силовой части 14, оказывая давление на силовой поршень 30, который является также уплотненным концентричным скользящим поршнем. В одном воплощении силовой поршень смещается в положение закрытия с помощью механической пружины 31.
Силовой приводной поршень 30 давит на мандрель 32, имеющую контактную поверхность 34 седла клапана, которая плотно прижимается к входному отверстию 36 для нагнетания газа, проходящему через внешний корпус. Входное отверстие 36 для нагнетания газа может быть выполнено в периферийной канавке 38 вокруг внешнего корпуса, который имеет угловой конический участок. Контактная поверхность 34 седла клапана имеет соответствующий конический участок, который при закрытии входит в герметизирующее контактное сцепление с входным отверстием 36 для нагнетания газа.
Когда нагнетаемый газ G, транспортируемый через кольцевое затрубное пространство, поступает в силовую часть 14 через входное отверстие 36 для газа, он проходит через клапанное устройство между внутренним трубчатым элементом 11А силовой части и внешним корпусом 12, пока не достигнет дублирующего контрольного клапана или клапана RC 50. Нагнетаемый газ имеет достаточное давление для того, чтобы открыть клапан, после чего он проходит через поперечное перепускное отверстие 52 и входит во внутренний канал клапанного устройства 10, предназначенный для продуктивного потока. Клапан RC 50 при смещении закрывается с помощью механической пружины 51, усилие которой может быть преодолено давлением нагнетаемого газа. Клапан RC 50 на фиг. 6 показан прилегающим к седлу (закрытым), а на фиг. 8 – неприлегающим к седлу (открытым).
Когда внешнее давление в кольцевом пространстве снаружи клапанного устройства падает ниже давления закрытия управляющей части устройства, управляющий поршень 18 побуждается к перемещению в направлении положения закрытия до тех пор, пока не окажется плотно прижатым к седлу клапана 20, что инициирует последовательность операций по закрытию переключающего клапанного устройства. Если давление в кольцевом пространстве продолжает падать, давление флюида в гидравлическом канале 17 отрезка трубы и камере активирования медленно выравнивается до более низкого давления, существующего во внешнем кольцевом пространстве, с помощью ограничительного перепускного канала 42, который имеется между внутренним трубчатым элементом 11А и внешним корпусом 12 вокруг силового поршня 30. Как только давление в камере активирования становится ниже, чем усилие смещения, создаваемое механической пружиной 31 силовой части, силовой поршень 30 возвращается в свое закрытое положение. Если силовой поршень возвращается в закрытое положение, контактная поверхность 34 клапана плотно прижата и закрывает входное отверстие 36 для нагнетания газа. Клапан RC 50 затем закрывается, и переключающее клапанное устройство 10 вновь изолирует кольцевое пространство от насосно-компрессорной колонны.
Ограничительный перепускной канал 42 всегда открыт, но обеспечивает достаточное гидравлическое сопротивление для газового потока, позволяющее давлению газа из управляющей части открывать силовой поршень через канал активирования, и в то же время выравнивание давлений обеспечивается в пределах достаточно короткого периода времени, составляющего в одном воплощении порядка нескольких минут.
Таким образом, клапанное устройство 10 открывает нагнетательное отверстие при давлении в кольцевом затрубном пространстве, превышающем давление закрытия в управляющей части, и начинает осуществлять последовательность закрытия отверстия в том случае, если давление в затрубном пространстве падает ниже давления закрытия. В одном воплощении давление закрытия управляющей части клапанного устройства регулируют путем регулирования упругости (сопротивления деформации) механической пружины и газовой пружины, если используются обе. Выбранное давление закрытия может быть определено с учетом глубины скважины, располагаемого объема кольцевого пространства и соотношения газ-жидкость. В одном воплощении давление закрытия управляющей части будет установлено значительно более высоким, чем минимальное давление в насосно-компрессорной колонне, и в результате сернистый газ в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне может перетекать в кольцевое пространство через клапанное устройство 10. Например, давление закрытия может быть выбрано на 500 КПа выше минимального давления в колонне. В этом случае клапанное устройство всегда будет закрыто, за исключением случаев, когда в затрубном пространстве давление будет значительно более высоким, что, в особенности, важно при отсутствии в кольцевом пространстве ингибированного флюида, предотвращающего перемещения сернистого газа в кольцевое пространство. Кроме того, клапан может быть снабжен изолирующими механизмами (или барьерами) между внутренним диаметром насосно-компрессорной колонны, где находится сернистый газ, и кольцевым затрубным пространством, которое необходимо поддерживать обессеренным.
В одном воплощении газовая пружина может быть заряжена до очень высокого давления во время сборки клапанного переключающего устройства 10, перед его использованием в месторождении, и затем может регулироваться до желаемого давления с учетом конкретных забойных условий, которые будут установлены перед сооружением забоя скважины. Механическая пружина обеспечивает фиксированное давление закрытия, в то время как газовая пружина может обеспечить переменное приспосабливаемое давление закрытия.
В одном воплощении газовая пружина может быть соединена с газовыми капиллярными линиями, регулятором и контроллером. При этом газовая пружина может быть заряжена газом для увеличения управляющего давления закрытия, или газ может быть разряжен для уменьшения управляющего давления закрытия, после установки, по желанию.
Таким образом, в одном воплощении переключающее клапанное устройство содержит три приводных компонента, а именно, управляющую часть, силовую часть и клапан RC, которые взаимодействуют посредством давления газа, а не за счет механической связи. Управляющая часть, сообщающаяся с внешним давлением, подвергает его воздействию камеру активирования, и тем самым активируется силовая часть, которая открывает нагнетательное отверстие, в результате чего затем открывается клапан RC.
В одном воплощении функционирования клапанного устройства, иллюстрируемом на фиг. 1, внизу насосно-компрессорной трубы установлен контрольный клапан 8А забоя скважины, который функционирует для предотвращения нагнетания в пласт газа, поступающего от наземного источника, когда скважина завершена, но пропускает поток газа из пласта в насосно-компрессорную трубу.
Переключающее клапанное устройство 10 можно перемещать, используя канатную технику или технику гибких непрерывных насосно-компрессорных труб или составных насосно-компрессорных труб, которые хорошо известны в промышленности, и необходимость в их дополнительном описании здесь отсутствует. Если частью насосно-компрессорной колонны является имеющаяся скользящая муфта для открытия отверстий в колонне, она может быть открытой. В качестве альтернативы, насосно-компрессорная колонна 2 может быть выполнена с перфорацией выше изолирующего пакера. Клапанное устройство 10 опускают выше изолирующего пакера 3, на уровень открытой скользящей муфты или перфорации в насосно-компрессорной колонне. При этом клапанное устройство размещают между уплотнительными элементами 4, 5 непосредственно в насосно-компрессорной колонне, которые изолируют насосно-компрессорную колонну 2 выше и ниже клапанного устройства 10. Любое количество газа из кольцевого пространства может поступать в насосно-компрессорную колонну только через клапанное устройство 10. Подходящие конструкции приспособления, закрепляющего обсадную колонну в скважине, и конструкции пакера описаны, например, в патентном документе US7347273 B2 (один из авторов этого изобретения является также соавтором рассматриваемого изобретения), полное содержание которого включено в настоящее описание посредством ссылки (в допустимых пределах).
Любой ингибированный флюид в кольцевом пространстве может быть удален с помощью общеизвестных средств, к примеру, посредством циркуляции газообразного азота.
Сразу после установки скважинного глубинного оборудования и удаления любого количества ингибированного флюида компрессор 102 для некорродирующего обессеренного газа может подвергнуть сжатию небольшие объемы газа из линий питания 104 газом технического оборудования, и нагнетать сжатый газ вниз затрубного кольцевого пространства. Если давление в кольцевом пространстве превышает давление закрытия переключающего клапанного устройства 10, нагнетаемый некорродирующий газ G будет проходить через клапан 10 в насосно-компрессорную колонну, преодолевать гидродинамическое забойное давление в работающей скважине, и инициировать закрытие нижнего обратного клапана 8А. Таким образом, весь некорродирующий газ G в кольцевом пространстве будет перемещаться в насосно-компрессорной колонне вверх. Это будет обуславливать повышение скорости газа, предпочтительно до величины, превышающей критическую скорость, и перемещение любого столба жидкости, находящейся в насосно-компрессорной колонне, к поверхности.
После создания столба жидкости давление в кольцевом пространстве может быть уменьшено с закрытием клапанного устройства 10, при этом всё ещё поддерживается положительный перепад давления, преодолевающий сопротивление насосно-компрессорной колонны. При удалении из скважины жидкостного гидростатического столба скважина может работать в полную силу, транспортируя флюиды через нижний обратный клапан 8А. Рабочий цикл повторяется, если давление нагнетаемого газа в кольцевом пространстве достигает необходимой величины для повторного открытия переключающего клапанного устройства 10.
В насосно-компрессорную трубу может быть введен плунжер (не показан), что позволяет скважине работать при более низких скоростях, что хорошо известно в уровне техники. Плунжер действует в качестве границы раздела между столбом жидкости и нагнетаемым газом. Поскольку этот плунжер является динамическим уплотнением с малым зазором между телом плунжера и стенкой насосно-компрессорной трубы (в отличие от совершенного уплотнения), для перемещения жидкости вверх от отверстия все же необходимо наличие скоростного потока, при этом поперечное сечение плунжера, в сочетании со скоростью газа, стремящегося проходить снаружи, создает снизу перепад давления, который приводит в действие плунжер и направляет столб жидкости к поверхности.
В альтернативном воплощении переключающее клапанное устройство 100 содержит описанные выше компоненты и дополнительно содержит модуль 110 электрического управления или, сокращенно, МЭУ. МЭУ 110 функционирует для изменения работы переключающего клапанного устройства 100, осуществляемого за счет регулирования подвода управляющего газа для зарядки пружины управляющим газом или разрядки этой газовой пружины, или, в иных случаях, путем регулирования или перерегулирования управляющей части, или посредством обоих способов.
Как показано на фиг. 9, регулятор 120 управляющего газа соединен с помощью капиллярной линии 122 с источником подачи управляющего газа, который может находиться на поверхности.
Основной контроллер (не показан) соединен с указанным регулятором 120 посредством линии 124 управления и приводит в действие регулятор 120 для открытия или закрытия клапана 126, чтобы осуществить, при необходимости, зарядку или разрядку газовой пружины.
Другая линия 130 управления соединяет контроллер (не показан) с соленоидом 132, который приводит в действие управляющий распределитель 134. При открытии управляющий распределитель 134 передает на управляющую часть конструкции переключающего клапанного устройства 100 давление 102 газа, нагнетаемого в кольцевое затрубное пространство. В случае закрытия управляющая часть остается изолированной от давления в кольцевом пространстве, и, следовательно, управляющая часть не может приводить в действие силовую часть для открытия переключающего клапанного устройства. Таким образом, контроллер может дезактивировать клапанное переключающее устройство 100, при этом газ всё ещё нагнетается в кольцевое пространство при давлении, превышающем давление закрытия управляющей части.
В альтернативном воплощении, представленном на фиг. 10, управляющая часть 202 переключающего клапанного устройства 200 регулируется непосредственно с помощью управляющего сигнала, поступающего по линии 204 управления, которая подключена к контроллеру (не показан). Датчик 208 давления воспринимает давление 206 нагнетания газа, созданное в кольцевом затрубном пространстве, и может быть подключен к линии 204 управления через контроллер 209 и реле 210. Соответственно, при предварительно заданном давлении в кольцевом пространстве, воспринимаемом датчиком давления, контроллер будет приводить в действие соленоид 212 для дезактивирования управляющей части. Нагнетаемый газ затем будет активировать управляющую часть, описанную выше. В этом случае давление закрытия управляющей части определяется комбинированным действием датчика давления, контроллера и соленоида, а не какого-либо механического средства смещения, имеющегося в управляющей части. Управляющий сигнал может затем закрывать управляющую часть после желаемого периода времени, или при предварительно заданном давлении, определяемом датчиком давления.
В одном воплощении система может обеспечивать электронный мониторинг и регистрацию давления для того, чтобы определить, когда система должна работать, например, с использованием ПЛК (программируемого логического контроллера) с различными аналоговыми и цифровыми входами и выходами, который может считывать и записывать сигналы от внешних датчиков, таких как датчики давления или расходомеры. Эти датчики (первичные преобразователи) постоянно производят отбор давлений в скважине и будут подавать сигналы на блок управления программируемого логического контроллера для открытия затрубных задвижек для потока флюидов или для приостановки скважины. Контроллер ПЛК может также содержать дистанционный датчик, который определяет достижение плунжером поверхности и регистрирует моменты времени и расходы. За счет использования этих контрольно-измерительных приборов скважина, после ввода в контроллер циклов регулирования расхода, может быть оставлена без вмешательства оператора. Эти заданные моменты времени и давления можно регулировать, чтобы согласовать их с изменениями скважинных условий.
Существуют альтернативные средства завершения производственного рабочего цикла, включающие, но не в качестве ограничения, фиксацию и уплотнение конструкции мандрели (что является хорошо известным в уровне техники), с контактным сцеплением и уплотнением в имеющейся избирательной установочной муфте, встроенной в насосно-компрессорную трубу. Такое решение может обеспечить замену пакера 5 для насосно-компрессорных труб, показанного на фиг. 1. Указанное выполнение возможно, если избирательная установочная муфта имеется в наличии и расположена в скважине легко доступной в отношении местоположения коммуникационных отверстий, проходящих через стенку насосно-компрессорной колонны.
Согласно другой альтернативе инструмент для работы с колонной может быть опущен к забою через открытую скользящую манжету (служащую для открытия отверстий в колонне), обеспечивающую сообщение с кольцевым пространством через стенку насосно-компрессорной колонны. Все элементы указанного инструмента для работы с колонной могут быть спроектированы с возможностью прохождения через самое большое отверстие стандартной избирательной установочной муфты для того, чтобы легко можно было опустить указанный инструмент для работы с колонной через имеющуюся скользящую манжету (снабженную установочной муфтой) или ниже имеющейся установочной муфты в случае сложной геометрии скважины.