СКВАЖИННАЯ КЛАПАННАЯ СИСТЕМА
DOWNHOLE VALVE SYSTEM

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к скважинной клапанной системе и способу управления притоком или закачиванием текучей среды в пласт и из пласта.
Уровень техники
Управление клапанами можно осуществлять разными способами. Обсадные колонны, содержащие средства для управления клапанами в скважине, часто называют интеллектуальным оборудованием скважин. В обычном интеллектуальном оборудовании скважин применяют линии управления - чаще всего километры гидравлических и/или электрических линий управления. Эти линии управления требуют больших затрат, и часто они подвержены сбоям из-за неисправности соединений или повреждения линии управления. Отремонтировать или заменить поврежденные линии управления практически невозможно, так как они расположены снаружи эксплуатационной обсадной колонны. Кроме того, компоненты, из которых состоит интеллектуальное оборудование, обязательно занимают некоторое пространство, что приводит к меньшему диаметру обсадной колонны, чем в случае неинтеллектуального оборудования скважин, не имеющего таких линий управления. Уменьшение диаметра обсадной колонны приводит к уменьшению площади поперечного сечения просвета, т.е. области, в которой протекает текучая среда. Поэтому в сравнении с обычным оборудованием обсадные трубы интеллектуального оборудования скважин, как правило, имеют существенно уменьшенную площадь поперечного сечения, в пределах которого течет поток. Часто площадь проходного сечения, т.е. просвета, бывает уменьшена на 65% или больше. Следовательно, в сравнении с обычными скважинами максимальный поток текучей среды значительно понижается, в результате чего общая рентабельность скважины может быть поставлена под угрозу.
Раскрытые сущности изобретения
Задача настоящего изобретения состоит в полном или частичном устранении вышеупомянутых недостатков уровня техники. Более конкретно, задача настоящего изобретения состоит в создании усовершенствованной системы для управления потоком в скважину и из скважины, вызывающей меньшее снижение потока текучей среды в обсадной колонне и/или не выходящей из строя так часто, как интеллектуальное оборудование с линиями управления.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, выполнены в решении согласно настоящему изобретению посредством скважинной клапанной системы для управления потоком текучей среды в пласт и из пласта, содержащей:
- обсадную колонну, имеющую внутреннюю поверхность, наружный диаметр и внутренний диаметр, а также поперечное сечение, определенное внутренним диаметром, причем обсадная колонна содержит:
- множество клапанов, расположенных на расстоянии друг от друга и предназначенных для управления потоком текучей среды в пласт и из пласта через обсадную колонну; и
- множество автономных регулировочных устройств, каждое из которых управляет одним из множества клапанов и содержит корпус, имеющий наружный диаметр корпуса и поперечное сечение корпуса, причем указанное множество автономных регулировочных устройств закреплено внутри обсадной колонны для обеспечения возможности протекания текучей среды между наружным диаметром корпуса автономного регулировочного устройства и обсадной колонной.
Таким образом, обеспечена возможность управления потоком посредством скважинной клапанной системы с минимальными ограничениями в отношении времени реакции на изменение притока из пласта. Причина состоит в том, что обеспечено наличие автономных регулировочных устройств для управления клапаном в обсадной колонне. При этом нет необходимости извлекать указанные автономные регулировочные устройства на поверхность после использования. Это возможно благодаря тому, что каждое автономное регулировочное устройство ограничивает поток текучей среды меньше, чем обсадная колонна, содержащая аналогичные средства управления. Следовательно, автономное регулировочное устройство просто находится внутри обсадной колонны скважины до следующего применения. При расположении автономного регулировочного устройства для управления клапаном, обеспечивающим управление притоком внутри обсадной колонны, возможно использовать максимальный диаметр обсадной колонны. В такой системе нет необходимости уменьшать обсадную колонну для обеспечения объема, предназначенного для вмещения в него любого компонента для управления клапаном, тем не менее, эта система считается интеллектуальной системой. В некотором объеме, т.е. в корпусе каждого автономного регулировочного устройства, обязательно должны содержаться физические компоненты, необходимые для обеспечения управления. Однако поперечное сечение корпуса каждого автономного устройства ограничивает поперечное сечение меньше, чем в случае, когда средства управления должны быть заключены в стенку обсадной колонны. Традиционный монтаж средств управления, например, содержащихся в обсадной колонне, требует уменьшения поперечного сечения от периферии внутреннего диаметра в направлении центра обсадной колонны. Однако если такое уменьшение простирается вдоль всей периферии обсадной колонны, оно вызывает более сильное уменьшение общей площади поперечного сечения, чем случае, когда тот же компонент устанавливают в центре обсадной колонны. Кроме того, применение автономного регулировочного устройства повышает эксплуатационную надежность и исключает необходимость в линиях управления.
Если автономные регулировочные устройства расположены в обсадной колонне, получают ряд возможностей регулировки. Потоком текучей среды из пласта управляют путем регулировки потока от каждого из клапанов. Клапаны могут быть расположены в разных продуктивных зонах, следовательно, могут регулировать смешение текучей среды, чтобы получить желаемые свойства, например, в отношении подъема из скважины или в связи с последующей обработкой текучей среды. При расположении интеллектуальных средств управления обсадной колонной или клапаном в автономном регулировочном устройстве возможно принятие решения относительно того, как текучая среда должна проходить через корпус, необходимый для вмещения в него интеллектуальных средств.
Следовательно, поскольку каждый клапан системы снабжен средством для управления клапанами, нет необходимости, например, применять кабельные инструменты, чтобы изменять поток через клапан. Следовательно, система обеспечивает более быстрый отклик на изменения потока текучей среды. Поэтому скважину всегда могут непрерывно оптимизировать, обеспечивая необходимое качество текучей среды. Система может представлять собой телеметрическую систему.
Кроме того, в процессе закачивания текучей среды в пласт, например, в процессе гидравлического разрыва, аналогично ситуации с управлением потоком из пласта, улучшается управление закачиванием.
Кроме того, благодаря наличию корпуса автономного регулировочного устройства, имеющего небольшую площадь поперечного сечения, увеличивается поперечное сечение прохода в компонентах обсадной колонны в сравнении с известным интеллектуальным оборудованием скважины. Это достигается благодаря тому, что указанные компоненты расположены вблизи центра обсадной колонны, а не заключены в обсадную колонну.
Поперечное сечение корпуса автономного регулировочного устройства может составлять менее 50% поперечного сечения обсадной колонны, определенного внутренним диаметром, предпочтительно менее 40%, предпочтительнее менее 30%.
Таким образом, достигают того, что в сравнении с традиционными интеллектуальными клапанами и обсадными колоннами, могут получить больший поток текучей среды. Оборудование для управления клапанами в интеллектуальном оборудовании скважины расположено вне эксплуатационной обсадной колонны. Таким образом, чтобы обеспечить пространство для оборудования, делают намного меньший диаметр эксплуатационной обсадной колонны, чем в случае неинтеллектуального оборудования для того же ствола скважины. В настоящем изобретении большую площадь и, следовательно, больший поток получают благодаря тому, что объем, занимаемый оборудованием для управления клапаном, содержится внутри обсадной колонны, например, в пространстве, определенном цилиндром, а не в объеме, окружающем обсадную колонну. Таким образом, объем/пространство, занимаемое оборудованием для обеспечения работы клапанов, в настоящем изобретении значительно меньше, чем в интеллектуальном оборудовании скважин, так как диаметр обсадной колонны не уменьшен. Увеличенный поток текучей среды предпочтителен, так как он обеспечивает больше возможностей для регулировки скважины до необходимой продуктивности.
В одном из вариантов осуществления изобретения каждый клапан может иметь профиль.
Кроме того, каждый клапан может иметь скользящую муфту, имеющую профиль.
Дополнительно, профиль может представлять собой канавку или канавки в клапане или скользящей муфте клапана.
Также, профиль может представлять собой магнитный материал клапана.
Кроме того, автономное регулировочное устройство может содержать исполнительное средство, например ключ, предназначенный для вхождения в контакт с профилем.
Кроме того, исполнительное средство может быть выполнено с возможностью выдвижения из корпуса для вхождения в контакт с профилем клапана.
Дополнительно, исполнительное средство может быть выполнено с возможностью выдвижения из корпуса посредством механической энергии, например, посредством пружины.
При наличии автономного регулировочного устройства, имеющего механический привод, оно может быть установлено в обсадной колонне постоянно для обеспечения работы клапана.
Кроме того, исполнительное средство может быть выполнено с возможностью втягивания посредством гидравлики или электричества.
Также, исполнительное средство может представлять собой анкерное средство.
Дополнительно, каждое автономное регулировочное устройство может быть выполнено с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью клапана и/или обсадной колонны по меньшей мере в двух местах вдоль окружности клапана и/или обсадной колонны.
Кроме того, корпус автономного регулировочного устройства может быть расположен концентрически относительно обсадной колонны.
Также, корпус автономного регулировочного устройства может быть расположен эксцентрично относительно центральной оси внутреннего диаметра обсадной колонны.
Кроме того, корпус автономного регулировочного устройства может прилегать к внутренней поверхности обсадной колонны.
Вышеописанная система может содержать датчик для измерения параметров текучей среды, например, температуры, давления, прорыва воды в скважину, плотности или скорости потока.
Дополнительно, в каждом автономном регулировочном устройстве может быть расположен датчик.
Кроме того, датчик может быть расположен в обсадной колонне.
Кроме того, датчик может содержать средство обмена данными для обмена данными с автономным регулировочным устройством.
Каждое автономное регулировочное устройство может содержать процессор для расчета измеренных датчиком данных для управления клапаном.
Также, каждое автономное регулировочное устройство может работать, используя беспроводную связь.
Кроме того, каждое автономное регулировочное устройство может содержать ловильную шейку.
Дополнительно, каждое автономное регулировочное устройство может содержать батарею.
Кроме того, каждое автономное регулировочное устройство может содержать средство обмена данными.
В вышеописанной скважинной клапанной системе множество автономных регулировочных устройств может быть расположено в обсадной колонне друг за другом.
Дополнительно, каждое автономное регулировочное устройство может содержать средство отправки для отправки информационного устройства.
Помимо этого, каждое автономное регулировочное устройство может содержать средство обмена данными посредством импульсов давления для приема сигналов с поверхности и/или от другого автономного регулировочного устройства.
Также, каждый клапан может содержать перемещаемую часть для регулировки притока текучей среды.
Дополнительно, перемещаемая часть может содержать скользящую муфту или вращающуюся муфту.
Кроме того, каждое автономное регулировочное устройство может содержать модуль определения местоположения для определения местоположения перемещаемой части.
Устройство определения местоположения может содержать магниты.
Кроме того, каждое автономное регулировочное устройство может содержать анкерное средство для крепления автономного регулировочного устройства в обсадной колонне.
Дополнительно, каждое автономное регулировочное устройство может содержать разъединяющее средство для разъединения анкерного средства при превышении определенного значения тянущего усилия. Разъединяющее средство может представлять собой срезной штифт или срезной диск.
Также, каждое автономное регулировочное устройство может содержать исполнительное средство для управления подвижной частью.
Кроме того, исполнительное средство может содержать ключ.
Каждое исполнительное средство может содержать толкающее устройство, обеспечивающее осевой ход для перемещения перемещаемой части.
В вышеописанной скважинной клапанной системе клапан может содержать базовую часть, имеющую по меньшей мере одну первую метку.
Также, перемещаемая часть может содержать вторую метку.
Настоящее изобретение также относится к способу управления потоком текучей среды путем управления множеством клапанов вышеописанной скважинной клапанной системы, содержащему следующие этапы:
- расположение каждого автономного регулировочного устройства напротив одного из клапанов;
- крепление автономного регулировочного устройства к внутренней поверхности обсадной колонны;
- измерение параметров текучей среды; и
- управление клапаном на основе измеренных параметров текучей среды.
Этап расположения каждого автономного регулировочного устройства может быть осуществлен посредством средства развертывания, например, посредством кабеля или скважинного приводного модуля, причем способ может дополнительно содержать этап отсоединения автономного регулировочного устройства от средства развертывания.
Указанный способ может дополнительно содержать этап определения местоположения перемещаемой части относительно базовой части клапана.
Наконец, способ может дополнительно содержать этап регулировки местоположения перемещаемой части клапана.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение и его многочисленные преимущества описаны более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для целей иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:
- на фиг. 1 показан вид в частичном поперечном разрезе скважинной клапанной системы для управления притоком текучей среды из нескольких продуктивных зон в пласте;
- на фиг. 2а показана часть обсадной колонны без расположенных в ней автономных регулировочных устройств;
- на фиг. 2b показан вид в поперечном разрезе автономного регулировочного устройства, расположенного в обсадной колонне;
- на фиг. 3 показано автономное регулировочное устройство;
- на фиг. 4 показано другое автономное регулировочное устройство;
- на фиг. 5 показано еще одно автономное регулировочное устройство;
- на фиг. 6 показан вид в частичном поперечном разрезе обсадной колонны с клапаном, имеющим перемещаемую часть, и автономным регулировочным устройством, несимметрично расположенным в обсадной колонне;
- на фиг. 7 показан вид, в частичном поперечном разрезе вдоль обсадной колонны, скважинной клапанной системы, показанной на фиг. 6;
- на фиг. 8 показано автономное регулировочное устройство, концентрически установленное в обсадной колонне;
- на фиг. 9 показано еще одно автономное регулировочное устройство;
- на фиг. 10 показан вид в поперечном разрезе клапана в закрытом положении;
- на фиг. 11 показан клапан, показанный на фиг. 10, в открытом положении;
- на фиг. 12 показан вид в частичном поперечном разрезе модуля определения местоположения для определения местоположения перемещаемой части клапана.
Все чертежи выполнены схематически и не обязательно в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, другие же части не показаны или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
b
На фиг. 1 показана скважинная клапанная система 1 для управления притоком текучей среды из нескольких продуктивных зон 101 пласта 100. Система 1 содержит обсадную колонну 2, расположенную в стволе 21 скважины, и затрубные барьеры 20 для изоляции продуктивных зон 101. Обсадная колонна 2 содержит множество клапанов 4, 4а, 4b, 4c, расположенных на расстоянии друг от друга и предназначенных для управления притоком текучей среды из продуктивных зон 101 в обсадную колонну. Система 1 дополнительно содержит множество автономных регулировочных устройств 5, каждое из которых управляет одним из множества клапанов 4. Каждое автономное регулировочное устройство 5 содержит корпус 6, имеющий наружный диаметр OD корпуса (как показано на фиг. 2). Множество автономных регулировочных устройств 5 прикреплены к внутренней поверхности 3 обсадной колонны 2. Автономные регулировочные устройства 5 расположены в обсадной колонне 2 друг за другом, так что самое нижнее автономное регулировочное устройство 5 расположено первым напротив клапана 4c, следующее автономное регулировочное устройство 5 расположено напротив клапана 4b и т.д. Автономные регулировочные устройства 5 постоянно расположены в обсадной колонне для управления одним клапаном и не могут пройти мимо другого автономного регулировочного устройства 5. Каждое автономное регулировочное устройство 5 работает, используя беспроводную связь, и не соединено с поверхностью после развертывания.
b
c
с
c
b
с
Как показано на фиг. 2а и 2b, наружный диаметр OD корпуса автономного регулировочного устройства 5 меньше внутреннего диаметра ID обсадной колонны 2, что обеспечивает возможность протекания текучей среды между автономным регулировочным устройством и обсадной колонной. Как показано на фиг. 2а, обсадная колонна 2 имеет поперечное сечение А, определенное внутренним диаметром ID, и как показано на фиг. 2b, корпус 6 имеет поперечное сечение A корпуса. Поперечное сечение корпуса 6 автономного регулировочного устройства 5 составляет менее 50% поперечного сечения обсадной колонны 2, определенного внутренним диаметром, и в другом варианте осуществления изобретения оно составляет предпочтительно менее 40%, предпочтительнее менее 30%. Таким образом, проходное сечение между автономным регулировочным устройством 5 и обсадной колонной составляет более 50% поперечного сечения обсадной колонны 2. В известных интеллектуальных скважинах поперечное сечение обсадной колонны составляет приблизительно 35% поперечного сечения Аобсадной колонны, показанной на фиг. 2а, потому что линии управления и другое оборудование для обеспечения интеллектуальности скважины занимает значительную часть затрубного пространства между стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной колонны. Таким образом, при применении автономного регулировочного устройства 5 согласно настоящему изобретению результирующее проходное сечение получается намного больше, чем в известных интеллектуальных скважинах. В дальнейшем, например, через 5-10 лет, автономные регулировочные устройства могут быть заменены другими автономными регулировочными устройствами. Как видно из чертежей, корпус автономного регулировочного устройства расположен концентрически относительно обсадной колонны. Как показано на фиг. 6, корпус автономного регулировочного устройства расположен эксцентрично относительно центральной оси внутреннего диаметра обсадной колонны 2 и прилегает к внутренней поверхности обсадной колонны.
Как показано на фиг. 3, автономное регулировочное устройство 5 содержит датчик 7 для измерения параметров текучей среды, например, температуры, давления, прорыва воды в скважину, плотности или скорости потока. Как показано на фиг. 10, датчик 7 может быть расположен в обсадной колонне 2. При развертывании автономного регулировочного устройства (на чертеже не показано) автономное регулировочное устройство может быть предварительно запрограммировано в соответствии с характеристиками пласта, например, давлением и температурой, и если характеристики текучей среды внутри обсадной колонны изменяются слишком сильно относительно характеристик пласта, автономное регулировочное устройство 5 управляет клапаном так, чтобы открыть или уменьшить приток текучей среды, или даже закрыть клапан, если содержание воды стало слишком высоким. Каждое автономное регулировочное устройство содержит процессор 8 для расчета поступающих от датчика измеренных данных для управления клапаном.
Как показано на фиг. 3, каждое автономное регулировочное устройство содержит анкерное средство 23 для крепления автономного регулировочного устройства в обсадной колонне 2. Для осуществления регулировки клапана автономное регулировочное устройство 5 содержит исполнительное средство 15, например, ключ 22, выполненный с возможностью выдвижения из корпуса 6 для вхождения в контакт с соответствующим профилем 45 (см. фиг. 7) клапана. Исполнительное средство выдвигается из корпуса посредством механической энергии, например посредством пружины. Благодаря наличию механического привода автономное регулировочное устройство может быть установлено в обсадной колонне постоянно, чтобы управлять клапаном. Исполнительное средство втягивается посредством гидравлики или электричества, что означает, что для втягивания автономного регулировочного устройства часто требуется энергия, так как автономное регулировочное устройство может уже не иметь энергии для выхода из контакта.
Для регулировки притока текучей среды клапан содержит перемещаемую часть 14 (см. фиг. 12), например, скользящую в осевом направлении муфту. Если автономное регулировочное устройство 5 было закреплено внутри обсадной колонны 2, скользящая муфта входит в контакт посредством исполнительного средства 15, а затем толкающее устройство 24 обеспечивает осевой ход для перемещения перемещаемой части. Как показано на фиг. 3, толкающее устройство приводится в действие посредством насоса 25, управляемого электронными схемами 26 и получающего питание от батареи 27. Автономное регулировочное устройство 5 дополнительно содержит средство 9 обмена данными для обмена данными с поверхностью, другим автономным регулировочным устройством 5 и/или клапаном (не показано). Таким образом, датчик клапана может содержать средство обмена данными для обмена данными с автономным регулировочным устройством. Для извлечения автономного регулировочного устройства 5 из скважины в его верхней части расположена ловильная шейка 28.
Как показано на фиг. 4, автономное регулировочное устройство 5 содержит средство 10 отправки для отправки информационного устройства 11. Информационное устройство 11 может быть отправлено, если был отрегулирован клапан, или один раз в год, при этом передается информация о данных, измеренных датчиком, и регулировках клапана, произведенных на протяжении этого года.
Автономные регулировочные устройства 5 содержат средства обмена данными и выполнены с возможностью обмена данными друг с другом, например, если одно автономное регулировочное устройство 5 закрыло клапан, которым оно управляет, возможно, потребуется больше открыть смежный клапан. Кроме того, если скорость потока текучей среды снижается, может иметь смысл открыть один из клапанов, производя больше воды, чтобы поднять более тяжелую часть текучей среды.
Как показано на фиг. 4, автономное регулировочное устройство 5 дополнительно содержит средство 12 обмена данными посредством импульсов давления для приема сигналов с поверхности и/или от другого автономного регулировочного устройства или передачи сигналов на поверхность и/или другому автономному регулировочному устройству.
Как показано на фиг. 3, анкерное средство 23 выполнено с возможностью выдвижения из корпуса 6 в радиальном направлении посредством пружины или гидравлики. Как показано на фиг. 8 и 9, анкерное средство представляет собой три рычага 30, каждый из которых имеет две части 32 рычага, поворачивающиеся вокруг шарнирного соединения 31. Шарнирное соединение 31 имеет наружную поверхность, выполненную с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны. Части 32 рычага поворачиваются вокруг шарнирного соединения, чтобы войти в контакт и выйти из контакта с внутренней поверхностью обсадной колонны путем вращения шпинделя, входящего в контакт с одним концом рычагов посредством винтового соединения или посредством гидравлического давления. Каждое автономное регулировочное устройство содержит разъединяющее средство 33 (см. фиг. 9) для разъединения анкерного средства при превышении определенного значения тянущего усилия. Разъединяющее средство 33 может представлять собой срезной штифт или срезной диск. При извлечении автономного регулировочного устройства 5 инструмент захватывает ловильную шейку и тянет автономное регулировочное устройство 5 до тех пор, пока не будет достигнуто заданное тянущее усилие, срезающее срезной штифт или диск, и анкерное средство разъединяется.
Как показано на фиг. 5, автономное регулировочное устройство 5 содержит ловильную шейку 28 на одном конце и захватный инструмент 29 на другом конце, предназначенный для захвата автономного регулировочного устройства 5, расположенного ниже в скважине.
Как показано на фиг. 6 и 7, исполнительное средство 15 автономного регулировочного устройства 5 содержит два рычага 40, каждый из которых имеет две части 41 рычага, поворачивающиеся вокруг шарнирного соединения 31. Шарнирное соединение 31 имеет наружную поверхность 44, выполненную с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны. Части рычага поворачиваются вокруг шарнирного соединения, чтобы войти в контакт или выйти из контакта с профилем перемещаемой части 14 клапана 4 путем вращения шпинделя, входящего в контакт с одним концом рычагов посредством винтового соединения. Каждое автономное регулировочное устройство содержит разъединяющее средство 43 для разъединения исполнительного средства 15 при превышении определенного значения тянущего усилия. Разъединяющее средство 43 может представлять собой срезной штифт или срезной диск. При извлечении автономного регулировочного устройства 5 инструмент захватывает ловильную шейку (см. фиг. 5) и тянет автономное регулировочное устройство 5 до тех пор, пока не будет достигнуто заданное тянущее усилие, срезающее срезной штифт или диск, после чего исполнительное средство 15 разъединяется.
На фиг. 8 показано исполнительное средство 15 автономного регулировочного устройства 5 при наблюдении вдоль центральной оси обсадной колонны. Автономное регулировочное устройство 5 содержит три рычага 30, каждый из которых имеет две части 32 рычага (на чертеже видна только одна часть каждого рычага). Части 32 рычага поворачиваются вокруг шарнирного соединения 31. Шарнирное соединение 31 имеет наружную поверхность 36, выполненную с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью 3 обсадной колонны 2.
Как показано на фиг. 9, толкающее устройство 24 автономного регулировочного устройства 5 представляет собой линейный исполнительный механизм, приводимый в действие электрическим двигателем 34 без применения насоса. Прямолинейное движение может быть осуществлено посредством редукторного двигателя, соединенного с ходовым винтом. Линейный исполнительный механизм расположен в корпусе 6 автономного регулировочного устройства 5. Исполнительное средство содержит три рычага 30 (видны только два рычага), имеющих части 32 рычага. Шарнирное соединение 31 имеет наружную поверхность 36, выполненную с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью перемещаемой части (не показано).
На фиг. 10 показан другой вариант осуществления клапана 4, в котором перемещаемая часть образована тремя частями, первой муфтой 86 и второй муфтой 82, причем первая муфта разделена на первую часть 87 муфты и вторую часть 88 муфты. Клапан 4 содержит трубчатую базовую часть 73, имеющую продольную ось 74 и выполненную с возможностью установки в качестве части обсадной колонны 2. Трубчатая базовая часть 73 имеет первое отверстие 85, расположенное напротив ствола скважины. Первая муфта 86 расположена внутри трубчатой базовой части 73 и имеет первую часть 87 муфты и вторую часть 88 муфты со вторым отверстием 89. Первая муфта 86 выполнена с возможностью перемещения вдоль продольной оси 74 по меньшей мере до частичного совмещения первого отверстия 85 со вторым отверстием 89, так что может быть обеспечено соединение с возможностью передачи текучей среды между стволом скважины и внутренней частью обсадной колонны 2.
Кроме того, предусмотрено наличие второй муфты 82, по меньшей мере частично расположенной между второй частью 88 муфты и трубчатой базовой частью 73, и элемента 13 для вхождения в контакт, выполненного с возможностью вхождения в контакт с углублением 94 второй части 88 муфты в первом положении, представляющем собой положение, показанное на фиг. 10. В первом положении первое отверстие и второе отверстие не совмещены, и клапан 4 находится в закрытом положении, при котором предотвращено протекание скважинной текучей среды в обсадную колонну. Элемент 13 для вхождения в контакт дополнительно выполнен с возможностью выхода из контакта с углублением 94 второй части 88 муфты во втором положении, когда первая муфта 86 и вторая муфта 82 переместились скольжением вдоль оси 74 относительно трубчатой базовой части. Второе, открытое положение, показано на фиг. 11.
Если элемент 13 для вхождения в контакт находится в контакте с углублением 94 второй части 88 муфты, вторая муфта 82 будет скользить вдоль продольной оси 74 вместе с первой муфтой 86, пока элемент 13 для вхождения в контакт не выйдет из контакта с углублением 94, тем самым обеспечивая дальнейшее скольжение первой муфты 86 вдоль продольной оси 74, без скольжения второй муфты 82 вдоль продольной оси.
Когда клапан 4 находится в своем закрытом положении, первая и вторая муфты прилегают друг к другу, предотвращая осаждение осадков или осыпи, так как между ними нет отверстия, делающего возможным такое осаждение. Это устраняет недостатки, связанные с тем, что осадки и осыпь осаждаются в отверстиях и тем самым сводят к минимуму или даже полностью перекрывают поток через отверстия, когда они совмещены. Это объясняется тем, что отверстие в муфте не создается до тех пор, пока первая муфта не отодвинется от второй муфты.
Кроме того, как показано на фиг. 10, клапан 4 также содержит первый уплотняющий элемент 122 и второй уплотняющий элемент 123. Первый уплотняющий элемент 122 расположен в первой кольцевой канавке 124 на внутренней поверхности трубчатой базовой части 73, с первой стороны первого отверстия 85. Второй уплотняющий элемент 123 расположен во второй кольцевой канавке 125 трубчатой базовой части 73, со второй стороны первого отверстия 85, причем вторая сторона находится напротив первой стороны. Предпочтительно, уплотняющие элементы 122, 123 представляют собой шевронные уплотнения.
Первый уплотняющий элемент 122 расположен между первой частью 87 муфты и трубчатой базовой частью 73. В первом положении второй уплотняющий элемент 123 расположен между первой частью 87 муфты и трубчатой базовой частью 73, как показано на фиг.10, во втором положении - между второй муфтой 82 и трубчатой базовой частью 73, как показано на фиг. 11. Благодаря тому факту, что первая муфта и вторая муфта прилегают друг к другу при прохождении первого уплотняющего элемента и второго уплотняющего элемента, вероятность повреждения уплотняющих элементов сводится к минимуму, таким образом, получается, что их уплотняющие свойства сохраняются, поскольку отверстие не создается до тех пор, пока вторая муфта не пройдет второй уплотняющий элемент.
1,1
1,2
В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 10, первая часть 87 муфты и вторая часть 88 муфты представляют собой два отдельных элемента. Первая часть 87 муфты имеет первую толщину t и вторую толщину t, причем вторая толщина больше первой толщины. Между первой толщиной и второй толщиной расположена первая стенка 95. Первая толщина расположена ближе ко второй муфте 82.
2,1
2,2
2,1
2,1
2,2
Таким же образом вторая часть 88 муфты имеет первую толщину t и вторую толщину t, причем первая толщина больше второй толщины. Второе отверстие 89 расположено в той части второй части 88 муфты, которая имеет первую толщину t. Между первой толщиной t и второй толщиной t расположена вторая стенка 96. Первая стенка 95 и вторая стенка 96 расположены напротив друг друга, причем промежуток между ними определяет полость 97. В показанном варианте осуществления изобретения вторая часть 88 муфты выполнена с возможностью скольжения вдоль продольной оси 74, независимо от первой части 87 муфты, до тех пор, пока вторая стенка 96 не станет примыкать к первой стенке.
Кроме того, первая часть 87 муфты имеет первый конец 98 и второй конец 99, а вторая муфта 82 имеет первый конец 220 и второй конец 221, причем в первом положении первый конец 98 первой части 87 муфты примыкает ко второму концу 21 второй муфты 82, как показано на фиг. 10. Таким образом, вторая муфта 82 может способствовать скольжению первой части 87 муфты, когда вторая часть 88 муфты соединяется со второй муфтой 82 посредством элемента 13 для вхождения в контакт, и вторая часть 88 муфты перемещается вдоль продольной оси 74.
Как показано на фиг. 10, первая часть 87 муфты примыкает ко второй части 88 муфты, но первая часть 87 и вторая часть 88 муфты все еще могут скользить относительно друг друга. Первая часть 87 муфты расположена между второй частью 88 муфты и трубчатой базовой частью 73.
Как показано на фиг. 10, во второй муфте 82 имеется сквозное отверстие 126, в котором установлен элемент 13 для вхождения в контакт. Элемент 13 для вхождения в контакт имеет толщину, которая больше толщины второй муфты 82. Сквозное отверстие 126 значительно больше ширины элемента 13 для вхождения в контакт, а это означает, что в соединении с элементом 13 для вхождения в контакт может быть расположена пружина 127. Сила пружины 127 действует на элемент 13 для вхождения в контакт в направлении трубчатой базовой части 73, в результате чего элемент 13 для вхождения в контакт подпружинен при вхождении в контакт с углублением 94 во второй части 88 муфты, и выходит из контакта с углублением 94, как только становится возможным перемещение элемента 13 для вхождения в контакт в радиальном направлении от продольной оси 74. Как показано на фиг. 10, пружина 127 представляет собой пластинчатую пружину, однако могут быть использованы другие пружины, например, цилиндрическая винтовая пружина, расположенная вокруг элемента 13 для вхождения в контакт
В трубчатой базовой части 73 имеется выемка 128, выполненная напротив второй муфты 82. Выемка 128 предназначена для вмещения в себя элемента 13 для вхождения в контакт во втором положении, как показано на фиг. 11. Таким образом, когда муфты 86, 82 скользят вдоль продольной оси 74, элемент 13 для вхождения в контакт остается в углублении 94 до тех пор, пока он не достигнет выемки 128, обеспечивая возможность продвижения подпружиненного элемента 13 для вхождения в контакт в радиальном направлении и, таким образом, выход из контакта с углублением 94 в результате вхождения в контакт с выемкой 128.
Кроме того, вторая часть 88 муфты имеет внутреннюю поверхность 129 и по меньшей мере одну канавку 130 во внутренней поверхности 129, предназначенную для вхождения в контакт с исполнительным средством, например, с ключом (не показан). Как показано на фиг. 10, вторая часть 88 муфты имеет первый конец 131 и второй конец 132, и в каждом конце выполнена канавка 130. У первого конца 131 второй части 88 муфты между второй муфтой 82 и первым концом 131 выполнена внутренняя канавка 133, обеспечивающая возможность перемещения второй части 88 муфты относительно второй муфты 82, если элемент 13 для вхождения в контакт вышел из контакта с углублением 94 во второй части 88 муфты.
На фиг. 11 первая муфта 86 клапана 4 показана при открытом положении клапана 4, в котором первое и второе отверстие совмещены.
Как показано на фиг. 12, автономное регулировочное устройство 5 содержит модуль 35 определения местоположения для определения местоположения перемещаемой части. На фиг. 12 показан клапан 4 скважинной клапанной системы, содержащей обсадную колонну 2, клапан 4 и модуль 35 определения местоположения, расположенный в автономном регулировочном устройстве 5 для определения расстояния между первой меткой 75 трубчатой базовой части 73 клапана 4 и второй меткой 76 перемещаемой части 14. Поскольку перемещаемая часть 14 движется относительно трубчатой базовой части 73, расстояние между метками изменяется. Модуль 35 определения местоположения определяет местоположение меток одновременно, таким образом, это определение не зависит от времени. В этом варианте осуществления изобретения модуль 35 определения местоположения содержит восемь детекторов.
Как показано на фиг. 12, модуль 35 определения местоположения содержит промежуточные детекторы, расположенные между первым детектором 52 и вторым детектором 53. Общая дальность действия детектора представляет собой общую дальность действия всех восьми детекторов. Детекторы представляют собой магнитометры, при этом модуль 35 определения местоположения дополнительно содержит множество магнитов 56. Каждый магнит имеет северный полюс и южный полюс, как показано в увеличенном виде на фиг. 12, при этом два смежных магнита расположены так, что отталкивающиеся полюса расположены в противоположных направлениях. Детекторы расположены вдоль линии I, расположенной между двумя смежными магнитами, так что линии магнитного поля проходят через магнитометры по существу линейно. Детекторы расположены на определенном расстоянии z друг от друга, так что, когда два детектора обнаруживают метки, определяется местоположение перемещаемой части. Вдоль этой линии I линии магнитного поля по существу параллельны осевому направлению автономного регулировочного устройства 5, и когда магниты проходят метки, метки намагничиваются и отклоняют магнитное поле. Детекторы определяют это отклонение, и на основе обнаруженного отклонения может быть определено местоположение меток, так как расстояние между детекторами известно. Таким образом, расстояние между метками определяется благодаря одновременному обнаружению первой метки и второй метки двумя разными детекторами, а поскольку расстояние между двумя детекторами, обнаружившими первую или вторую метку, известно, может быть определено расстояние между метками. Если известно расстояние между метками, известно и положение перемещаемой части 14 относительно трубчатой базовой части 73. Если известно положение перемещаемой части 14 относительно трубчатой базовой части 73, известна и степень перекрытия отверстий 120, 121. В еще одном варианте осуществления изобретения магнитометры измеряют изменение направления или напряженности магнитного поля.
2
2
Показанные на фиг. 12 метки изготовлены из намагничивающегося материала, а перемещаемая часть 14 и трубчатая базовая часть 73 изготовлены из ненамагничивающегося материала. Метки также могут быть изготовлены из ферромагнитного материала, а детекторы могут представлять собой магнитометры. Дальность действия детектора больше расстояния Х между метками при полностью открытом положении компонента оснащенной скважины. Общая дальность действия детектора больше второго расстояния Х между метками, таким образом, модуль 35 определения местоположения метки может обнаруживать метки одновременно.
Кроме того, метка может представлять собой геометрический узор, выполненный путем изменения соответственно толщины базовой части и перемещаемой части. Детекторы могут представлять собой считыватели, например, считыватели RFID для считывания RFID-метки, счетчики Гейгера для считывания рентгеновских источников, представляющих собой метку, или магнитометры. Первая метка может отличаться от второй метки, первый детектор также может отличаться от второго детектора.
Клапан 4 может представлять собой скользящую муфту, как показано на фиг. 12, на которой перемещаемая часть 14 представляет собой скользящую муфту. Муфта окружена экраном.
Как показано на фиг. 12, автономное регулировочное устройство 5 содержит анкерное средство 23 и исполнительное средство 15. Модуль 35 определения местоположения содержит модуль 60 обмена данными.
Очевидно, что поток текучей среды может представлять собой приток текучей среды из пласта, но система согласно изобретению также может представлять собой систему для управления закачиванием текучей среды в пласт. Такое закачивание в пласт может быть выполнено в процессе гидравлического разрыва.
Толкающее устройство представляет собой устройство, обеспечивающее осевое усилие. Толкающее устройство приводится в действие электрическим двигателем для приведения в действие насоса. Насос всасывает текучую среду в корпус поршня для перемещения поршня, действующего в указанном цилиндре. Поршень расположен на штоке толкающего устройства. Насос может всасывать текучую среду в корпус поршня с одной стороны и одновременно высасывать текучую среду с другой стороны поршня.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной скважине или скважине, не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
Под обсадной колонной или эксплуатационной обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить автономное регулировочное устройство в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь выдвижные рычаги, имеющие колеса, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, выполненного с возможностью толкать или тянуть инструменты в скважине, например Well Tractor.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.