Способ и устройство (варианты) контроля пластового флюида для нефтегазовых скважин

 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и предназначено для избирательного контроля прохождения потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность. Подают в один из концов корпуса устройства, размещенного в скважине, с поверхности жидкость. Воздействуют жидкостью на поршень в корпусе, создавая разность усилий, и при достижении определенной величины открывают другой конец корпуса. Пластовый флюид поступает через корпус, колонну труб на поверхность. Образуют кольцевой зазор и устанавливают в нем пакер. Поддерживают заданное давление в пласте. Изменяют разность усилий на поршне. Повышается надежность избирательного контроля потока пластового флюида в колонне труб. 3 с. и 4 з.п.ф-лы, 5 ил.

Настоящее изобретение относится к устройству контроля флюида, предназначенному для использования на нефтяной и/или газовой скважине, и, более конкретно, к такому устройству, предназначенному для избирательного контроля прохождения потока пластового флюида из продуктивного пласта, прилегающего к скважине, через скважину и вплоть до дневной поверхности.

На типичной нефтяной или газовой эксплуатационной скважине предусмотрено наличие облицовывающей скважину обсадной трубы с отверстиями на уровне продуктивного пласта для приема пластового флюида. Внутрь обсадной трубы введена насосно-компрессорная колонна, диаметр которой меньше диаметра внутренней стенки обсадной трубы, что ведет к образованию кольцевого зазора. В кольцевом зазоре размещен пакер, предназначенный для того, чтобы направлять пластовый флюид в нижний конец насосно-компрессорной колонны для прохождения вверх по насосно-компрессорной колонне и отбора на поверхности.

Часто бывает желательно, а иногда и необходимо использовать пакеры с гидравлическим исполнительным механизмом и другие вспомогательные устройства, в особенности при работе на наклонных или горизонтальных участках скважины. С этой целью блокируют поток пластового флюида, поступающий в насосно-компрессорную колонну и проходящий по ней, а скважинный флюид подают в насосно-компрессорную колонну с дневной поверхности с целью создания относительно высокого давления, которое используется для приведения в действие этих устройств. После завершения этой операции насосно-компрессорную колонну следует открыть, чтобы пропустить поток пластового флюида по колонне на дневную поверхность. Поэтому в насосно-компрессорной колонне часто применяют откачивающие заглушки, которые обычно препятствуют прохождению потока флюида по колонне и которые выталкиваются из колонны в момент, когда требуется пропустить пластовый флюид. Однако эти заглушки относительно велики и при выталкивании должны или извлекаться из ствола скважины с помощью труб в бухтах и т.п., что требует значительных затрат, или оставаться в стволе скважины, что может вызвать проблемы в процессе эксплуатации скважины.

Кроме того, применяют дисковые переходники, включающие в себя диск, который обычно блокирует прохождение потока флюида по насосно-компрессорной колонне и который разрушается под давлением флюида, воздействующего на него, когда требуется пропускание потока. Однако недостатком этих дисковых переходников является то, что давление, которое требуется приложить для разрушения диска, часто бывает избыточным и непредсказуемым. Поэтому были разработаны другие способы разрушения дисков с целью пропуска потока флюида. Так, например, используют стальные стержни, которые сбрасывают в скважину или опускают на вспомогательном тросе или трубе в бухтах. Недостаток этого способа заключается в том, что разбитый диск образует в стволе скважины обломки, а также в том, что в случае, если в скважине имеется наклонный или горизонтальный участок, сбрасывание стержня или опускание его на тросе оказывается очень ненадежным.

Еще одним способом избирательного блокирования потока пластового флюида в насосно-компрессорной колонне является применение заглушек, устанавливаемых и извлекаемых с помощью вспомогательного троса. Однако для этих устройств требуются "профильные" переходники, которые должны добавляться к насосно-компрессорной колонне и требуют применения троса, а также ведут к повышению риска и расходов.

Из книги Попова А.А. "Ударные воздействия на призабойную зону скважин". Москва, Недра, с.68, известны способ и устройство для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность.

Устройство содержит корпус, жестко связанный одним концом с насосно-компрессорной колонной для его ввода в скважину и образующий кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, диафрагму, пакер и циркуляционный клапан, состоящий из втулки с каналами и поршня со штоком.

Способ контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность заключается в закачке рабочей жидкости в кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины и последующего воздействия давлением этой жидкости на поршень со штоком через каналы для разрыва диафрагмы, перекрытия каналов и разобщения внутренней полости корпуса от действия межколонной скважинной жидкости.

Однако эти способ и устройство предназначены скорее для создания глубокой депрессии на пласт нежели для избирательного контроля потока пластового флюида в насосно-компрессорной колонне.

Поэтому существует необходимость в относительно недорогом и надежном устройстве, предназначенном для избирательного контроля потока пластового флюида в насосно-компрессорной колонне, установленной в нефтяной и/или газовой скважине, и позволяющем свести к минимуму количество обломков, остающихся в стволе скважины, которое может при этом приводиться в действие с помощью предсказуемого и относительно низкого давления флюида. Кроме того, требуется устройство указанного типа, которое не требует профильного переходника или иного исполнительного механизма, который нужно сбрасывать в насосно-компрессорную колонну или опускать в колонну на вспомогательном тросе или трубе в бухтах.

В соответствии со сказанным настоящее изобретение согласно первому своему аспекту относится к устройству для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащему корпус, приспособленный для соединения одним концом с насосно-компрессорной колонной для его ввода в скважину и образующий кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, причем один конец корпуса открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности; заглушку на другом конце корпуса для повышения давления скважинного флюида в корпусе; поршень, расположенный в корпусе; множество срезных штифтов, соединенных с поршнем для удержания в нормальном состоянии поршня в корпусе, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня в корпусе в направлении заглушки для удаления заглушки из корпуса и открывания другого конца корпуса для пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта через корпус и насосно-компрессорную колонну на дневную поверхность; пакер, расположенный в кольцевом зазоре, причем часть кольцевого зазора, простирающаяся между пакером и продуктивным пластом, содержит скважинный флюид под давлением, нормально удерживающий пластовый флюид в продуктивном пласте; и порт, выполненный в стенке корпуса для пропускания скважинного флюида в корпус для воздействия на поршень.

Изобретение согласно второму своему аспекту относится к способу контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащему операции соединения одного конца корпуса с насосно-компрессорной колонной для его ввода по вертикали в скважину; подачи скважинного флюида с дневной поверхности в один из концов корпуса; закрытия в нормальном состоянии другого конца корпуса для создания давления скважинного флюида в корпусе; удерживания в корпусе поршня таким образом, что скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня, причем площадь поверхности верхнего конца поршня превышает площадь поверхности нижнего конца поршня, так что флюид воздействует на соответствующие концы поршня, создавая разность усилий; скольжения поршня в корпусе вниз под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение, для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность; образования кольцевого зазора между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины; установки пакера в кольцевом зазоре; сохранения сжатого скважинного флюида в кольцевом зазоре, простирающемся между пакером и продуктивным пластом для нормального удерживания пластового флюида в продуктивном пласте; пропуска скважинного флюида в корпус и воздействия на поршень для изменения разности усилий.

Предпочтительно, чтобы заглушка закрывала другой конец корпуса, а поршень разрушал заглушку.

Целесообразно, чтобы способ содержал также операцию удерживания поршня в корпусе с помощью множества срезных штифтов, причем срезные штифты реагировали на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня.

Изобретение согласно третьему своему аспекту относится к устройству для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащему корпус, соединенный с насосно-компрессорной колонной для его ввода по вертикали в скважину, один конец которого открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности, а другой конец которого закрыт для создания давления скважинного флюида в корпусе; поршень, удерживаемый в корпусе таким образом, что скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня, причем площадь поверхности верхнего конца поршня превышает площадь поверхности нижнего конца поршня, так что флюид воздействует на соответствующие концы поршня, создавая разность усилий и заставляя поршень скользить в корпусе вниз под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение, для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность; кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины; пакер, установленный в кольцевом зазоре для сохранения сжатого скважинного флюида в части кольцевого зазора, простирающейся между пакером и продуктивным пластом, с нормальным удерживанием пластового флюида в продуктивном пласту и с прохождением скважинного флюида в корпус и его воздействием на поршень для изменения разности усилий.

Предпочтительно, чтобы заглушка была выполнена с возможностью закрытия другого конца корпуса, а поршень был выполнен с возможностью разрушения заглушки.

Целесообразно, чтобы устройство содержало множество срезных штифтов, удерживающих поршень в корпусе, причем срезные штифты были выполнены с возможностью допуска скользящего перемещения поршня вниз при превышении давления скважинного флюида в корпусе заданного значения для срезания штифтов.

Устройство и способ, являющиеся предметом настоящего изобретения, обладают рядом преимуществ. Так, например, они относительно недороги и надежны, обеспечивая при этом сведение к минимуму количества обломков в стволе скважины. Кроме того, устройство может приводиться в действие с помощью предсказуемого и относительно низкого давления флюида и не требует профильного переходника или иного исполнительного механизма, который нужно сбрасывать в насосно-компрессорную колонну или опускать в колонну на вспомогательном тросе или трубе в бухтах.

Краткое описание чертежей На фиг.1 показано изображение спереди с частным разрезом, представляющее установку в нефтяной и/или газовой скважине, включая устройство, являющееся предметом настоящего изобретения; на фиг. 2 и 3 показаны вертикальные изображения в разрезе устройства, являющегося предметом настоящего изобретения, с представлением двух режимов работы устройства; на фиг. 4 и 5 показаны изображения, идентичные показанным на фиг.2 и 3 соответственно, но с представлением иного варианта осуществления устройства, являющегося предметом настоящего изобретения.

Описание предпочтительного варианта осуществления изобретения Устройство контроля скважинного флюида, являющееся предметом настоящего изобретения, предназначено для использования внутри нефтяной и/или газовой скважины, изображенной на фиг. 1. Ссылочным номером 10 обозначена в целом обсадная труба, ограничивающая ствол скважины и вмещающая насосно-компрессорную колонну 12, наружный диаметр которой меньше диаметра обсадной трубы, что ведет к образованию кольцевого зазора 14 между насосно-компрессорной колонной и обсадной трубой. Насосно-компрессорная колонна 12 может быть опущена в обсадную трубу 10 с дневной поверхности любым подходящим способом, таким как применение вспомогательного троса, труб в бухтах и т.п. Как показано на фиг.1, пакер 16 располагается в кольцевом зазоре 14 и охватывает нижнюю часть насосно-компрессорной колонны 12. Пакер 16 предпочтительно снабжают гидравлическим исполнительным механизмом, и, поскольку он является типичным, он не будет описан в деталях. Ниже конца насосно-компрессорной колонны 12 в обсадной трубе 10 выполнено множество сквозных отверстий 10а. Отверстия 10а позволяют пластовому флюиду из продуктивного пласта F поступать в обсадную трубу 10 и описанным далее способом по насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность.

Устройство контроля, являющееся предметом настоящего изобретения, обозначено в целом ссылочным номером 20 и прикреплено к нижней части насосно-компрессорной колонны 12. Устройство 20 контроля предназначено для избирательного контроля поступления пластового флюида по насосно-компрессорной колонне 12 вплоть до дневной поверхности и для пропуска скважинного флюида с дневной поверхности в насосно-компрессорную колонну 12 при его сжатии, достаточном для приведения в действие пакера и любых вспомогательных устройств.

Для этого, как показано на фиг.2, устройство 20 контроля содержит переходник 22, снабженный, как показано на фиг.2, в своей верхней части 22а внутренней резьбой, совместимой с соответствующей наружной резьбой насосно-компрессорной колонны 12 (фиг.1). Устройство 20 контроля содержит также трубчатый корпус 24, верхний конец 24а которого снабжен внутренней резьбой, входящей в зацепление с соответствующей наружной резьбой нижнего конца 22b переходника 22. По окружности верхнего конца 24а корпуса 24 на одинаковом угловом расстоянии между собой расположено множество установочных винтов 26, один из которых показан на фиг.2, пропущенных сквозь совмещенное отверстие в последнем конце и в нижнем конце 22b переходника 22 с целью закрепить переходник на корпусе. Кольцевой уплотнитель 28 располагается между наружной поверхностью переходника 22 и соответствующей внутренней поверхностью корпуса 24.

Имеется также нижний переходник 30, верхний конец 30a которого выполнен с внутренней резьбой, совместимой с соответствующей наружной резьбой нижнего конца 24b корпуса 24. По окружности верхнего конца 30а нижнего переходника 30 на расстоянии между собой расположено множество установочных винтов 32, один из которых показан на фиг.2, пропущенных сквозь совмещенное отверстие в последнем конце и в нижнем конце 24b корпуса 24 с целью закрепить переходник на корпусе. Кольцевой уплотнитель 34 располагается между наружной поверхностью корпуса 24 и соответствующей внутренней поверхностью переходника 30. Нижний конец нижнего переходника 30 снабжен наружной резьбой, так чтобы при необходимости дать возможность присоединить переходники с внутренней резьбой вспомогательного оборудования (не показано) к устройству 20.

Трубчатый поршень 40 установлен с возможностью скольжения в корпусе 24, причем его наружная поверхность выполнена уступами, определяя верхний участок 40а, промежуточный участок 40b, располагающийся непосредственно под верхним участком, и участок 40с, располагающийся от промежуточного участка 40b до нижнего конца поршня. Наружный диаметр промежуточного участка 40b больше диаметра участков 40а и 40с, а пара аксиально разнесенных кольцевых уплотнителей 42а и 42b расположена между наружной поверхностью промежуточного участка 40b и соответствующей внутренней поверхностью корпуса 24. Нижний конец поршня 40 сходит на конус с относительным заострением по причинам, которые будут описаны ниже.

Кольцо 46 располагается в пространстве между наружной поверхностью верхнего участка 40а поршня 40 и соответствующей внутренней поверхностью корпуса 24. Кольцо 46 содержит множество размещенных на расстоянии срезных штифтов 48, пропущенных сквозь совмещенные отверстия в кольце 46 и на верхнем участке поршня 40. Срезные штифты 48 обычно удерживают таким образом поршень 40 в его верхнем положении, показанном на фиг.2, но приспособлены к срезанию под воздействием приложенного к ним заданного срезающего усилия, что ведет к освобождению поршня и его скользящему движению в корпусе 24 вниз, как будет описано ниже. Множество размещенных на расстоянии сквозных отверстий 40d, одно из которых показано на чертежах, расположено на верхнем участке 40а поршня 40 непосредственно под отверстиями, в которые вставлены срезные штифты 48, что объясняется причинами, которые также будут объяснены далее.

Внутренняя поверхность корпуса 24 выполнена уступами, так что внутренний диаметр его нижней части меньше диаметра верхней части, образуя кольцевую камеру 50 между внутренней поверхностью верхней части корпуса 24 и соответствующей наружной поверхностью поршня 40. Имеющий относительно большой диаметр промежуточный участок 40b поршня 40 образует верхнюю границу камеры 50, а имеющая меньший диаметр часть корпуса 24 образует нижнюю границу. В камере 50 происходит перемещение промежуточного участка 40b поршня 40 при его движении вниз. Кольцевой уплотнитель 52 располагается между наружной поверхностью участка поршня 40с и соответствующей внутренней поверхностью части корпуса 24, имеющей уменьшенный диаметр. Таким образом, камера 50 располагается между кольцевыми уплотнителями 42b и 52, позволяющими изолировать камеру от флюидов и по причинам, которые будут указаны ниже, поддерживать в камере давление на уровне атмосферного.

Нижний переходник 30 имеет ступенчатую внутреннюю поверхность, ограничивающую буртик, на котором размещается хрупкий диск 56, а между буртиком и диском размещается кольцевой уплотнитель 58. Диск 56 выполнен из хрупкого материала, который разрушается при ударе об него с достаточной силой заостренного нижнего конца поршня 40. Конец корпуса 24 упирается в диск 56, а между указанным концом и диском размещается кольцевой уплотнитель 60. Кольцевой уплотнитель 62 размещается между наружной поверхностью диска 56 и соответствующей внутренней поверхностью переходника 30. Диск 56 может выдерживать относительно большие перепады давлений, воздействующие соответственно на верхнюю и нижнюю поверхности и далеко превышающие усилие, требующееся для того, чтобы срезать штифты 48, как будет описано далее.

В процессе работы скважинный флюид подают в обсадную трубу 12 с дневной поверхности под давлением, достаточным для того, чтобы заблокировать поступление пластового флюида из продуктивного пласта F (фиг.1) через отверстия 10а в обсадную трубу 10. Когда требуется извлекать пластовый флюид, в обсадную трубу 10 опускают насосно-компрессорную колонну 12 с устройством 20, прикрепленным к нижнему концу колонны, и с пакером 16, установленным на участке колонны, расположенном непосредственно над устройством 20.

Наличие диска 56 в нижней части устройства 20 позволяет подавать скважинный флюид с дневной поверхности в насосно-компрессорную колонну 12 под повышенным давлением, создавая гидростатическую нагрузку и обеспечивая обычную гидростатическую настройку пакера 16 и/или любых вспомогательных устройств. Во время этой операции давление скважинного флюида в устройстве 20 воздействует сверху вниз на верхний конец поршня 40 и снизу вверх на нижний конец поршня. Поскольку площадь кольцевой поверхности верхнего конца поршня 40 больше площади кольцевой поверхности его нижнего конца, возникает разность усилий, прилагающая срезающее усилие к штифтам 48. Однако конструкция штифтов 48 обычно обеспечивает сопротивление этому усилию и удерживает таким образом поршень в верхнем, статическом положении, показанном на фиг.2. Это повышенное давление флюида в устройстве 20 контролируется таким образом, чтобы полученный в результате перепад давления на диске 56, созданный последним давлением, воздействующим на верхнюю поверхность диска 56, и находящимся в кольцевом зазоре 14 скважинным флюидом, воздействующим на нижнюю поверхность диска, не превышал предельного значения, предусмотренного конструкцией диска.

После установки в соответствии со сказанным выше пакера 16 и любого другого вспомогательного устройства, когда требуется приступить к извлечению пластового флюида из продуктивного пласта F, повышают давление скважинного флюида в насосно-компрессорной колонне 12. Поскольку поверхность верхнего конца поршня 40 имеет большую площадь, чем поверхность его нижнего конца, произойдет увеличение срезающего усилия, приложенного к штифтам 48, вплоть до срезания штифтов, а отверстия 40d будут способствовать увеличению объема скважинного флюида, воздействующего на верхнюю поверхность поршня 40. Таким образом поршень 40 с усилием смещается вниз, и заостренный нижний конец ударяет по диску 56 с силой, достаточной для его разрушения. Следует отметить, что относительно низкое атмосферное давление, поддерживаемое в камере 50, не мешает перемещению поршня 40 вниз и что указанное увеличение гидростатической нагрузки подбирают таким образом, что диск 56 может противостоять полученному перепаду давлений, воздействующих на верхнюю и нижнюю поверхности. Затем давление скважинного флюида в насосно-компрессорной колонне 12 уменьшают настолько, насколько это необходимо для того, чтобы пропустить в кольцевой зазор скважинный флюид, а затем позволить потоку пластового флюида из продуктивного пласта F проходить через устройство 20 и насосно-компрессорную колонну 12 на дневную поверхность с последующим отбором.

Таким образом, устройство 20 обладает рядом преимуществ. Так, например, оно относительно недорого и надежно, при этом может противостоять значительному перепаду давлений флюида и приводиться в действие предсказуемым и относительно низким давлением флюида. Кроме того, сводится к минимуму количество обломков, остающихся в стволе скважины, поскольку для изготовления хрупкого диска 56 используют такой материал, который, будучи разрушен поршнем 40, распадается на мелкие осколки или частицы, которые могут быть откачаны из скважины. Кроме того, устройство 20 не ограничивает внутреннего диаметра ствола скважины и допускает пропускание через него других инструментов, не требует применения профильного переходника или любого исполнительного механизма, который должен быть сброшен в насосно-компрессорную колонну или опущен в нее на вспомогательном тросе или трубе в бухте.

Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг.4 и 5, подобен варианту осуществления изобретения с фиг.2 и 3, и идентичные компоненты обозначены теми же цифровыми позициями. Согласно варианту осуществления изобретения по фиг. 4 и 5, предлагается устройство 20', идентичное устройству 20 варианта осуществления изобретения по фиг.2 и 3, за исключением того, что в первом устройстве в стенке корпуса 24 выполнено множество размещенных на расстояниях сквозных портов, один из которых обозначен позицией 24с на фиг.4 и 5. Порты 24с располагаются аксиально относительно корпуса 24, так что они совпадают с нижней частью камеры 50, когда поршень 40 удерживается срезными штифтами 48 в верхнем, статическом положении, как показано на фиг.4. Таким образом, упомянутый скважинный флюид, находящийся первоначально в кольцевом зазоре 14 и удерживающий пластовый флюид в продуктивном пласте F, как было показано выше, поступит через порты 24с в камеру 50 и приложит направленное вверх давление к нижней кольцевой поверхности участка 40b поршня 40, имеющего относительно большой диаметр.

Как и в предыдущем варианте осуществления изобретения, верхняя поверхность поршня 40 имеет площадь поверхности, превышающую за счет участка с относительно большим диаметром 40b площадь нижней поверхности. Поэтому имеет место усилие, направленное вниз и создаваемое скважинным флюидом, находящимся внутри корпуса 24 и воздействующим на верхнюю поверхность поршня 40, как описано выше, и усилие, направленное вверх и создаваемое скважинным флюидом, находящимся внутри корпуса и воздействующим на нижнюю поверхность поршня так же, как описано выше. Кроме того, имеет место дополнительное усилие, направленное вверх и создаваемое скважинным флюидом, находящимся в кольцевом зазоре 14, воздействующее на нижнюю кольцевую поверхность участка 40b поршня с относительно большим диаметром. Кроме того, как и в предшествующем варианте осуществления изобретения, конструкция срезных штифтов 48 предусматривает их срезание при заданном срезающем усилии, приложенном к ним и основанном на разности указанных усилий, воздействующих на поршень 40. Однако в этом варианте осуществления изобретения срезающее усилие может быть гораздо меньше, чем в варианте, показанном на фиг.2 и 3, что связано с последним из упомянутых усилий, направленных вверх. В противном случае работа устройства 20' идентична работе устройства 20 варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.2 и 3.

Таким образом, устройство 20' варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.4 и 5, обладает всеми преимуществами устройства 20 варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.2 и 3, причем величина срезающего усилия, требующегося для срезания штифтов 48 и, соответственно, приведения в действие поршня 40 первого устройства, значительно меньше, чем у последнего устройства.

Очевидна возможность внесения изменений в описанные выше варианты осуществления изобретения без выхода за объем патентных притязаний изобретения. Так, например, хотя насосно-компрессорная колонна 12 и устройства 20 и 20' показаны стоящими вертикально, понятно, что этот вариант может служить только примером и что на практике возможно их размещение под углом к вертикали. Поэтому применение терминов "верхний", "нижний", "вверх", "вниз" и т.п. предназначено только для целей иллюстрации и не ограничивает конкретную ориентацию и положение любых рассмотренных выше компонентов.

Очевидно, что в предшествующем описании предусматриваются иные модификации, изменения и замены, и в некоторых случаях возможно применение некоторых признаков изобретения без соответствующего использования других признаков. Соответственно прилагаемые пункты формулы изобретения должны толковаться в широком смысле и способом, совпадающим с объемом патентных притязаний изобретения.

Формула изобретения

1. Устройство для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащее корпус, приспособленный для соединения одним концом с насосно-компрессорной колонной, для его ввода в скважину и образующий кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, причем один конец корпуса открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности, заглушку на другом конце корпуса для повышения давления скважинного флюида в корпусе; поршень, расположенный в корпусе, множество срезных штифтов, соединенных с поршнем для удержания в нормальном состоянии поршня в корпусе, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня в корпусе в направлении заглушки для удаления заглушки из корпуса и открывания другого конца корпуса для пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта через корпус и насосно-компрессорную колонну на дневную поверхность, пакер, расположенный в кольцевом зазоре, причем часть кольцевого зазора, простирающаяся между пакером и продуктивным пластом, содержит скважинный флюид под давлением, нормально удерживающий пластовый флюид в продуктивном пласте, и порт, выполненный в стенке корпуса для пропускания скважинного флюида в корпус для воздействия на поршень.

2. Способ контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащий следующие операции: соединение одного конца корпуса с насосно-компрессорной колонной для его ввода по вертикали в скважину, подачу скважинного флюида с дневной поверхности в один из концов корпуса, закрытие в нормальном состоянии другого конца корпуса для создания давления скважинного флюида в корпусе, удерживание в корпусе поршня таким образом, что скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня, причем площадь поверхности верхнего конца поршня превышает площадь поверхности нижнего конца поршня, так что флюид воздействует на соответствующие концы поршня, создавая разность усилий, скольжение поршня в корпусе вниз под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение, для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность, образование кольцевого зазора между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, установку пакера в кольцевом зазоре, сохранение сжатого скважинного флюида в кольцевом зазоре, простирающемся между пакером и продуктивным пластом для нормального удерживания пластового флюида в продуктивном пласте, и пропуск скважинного флюида в корпус и воздействие на поршень для изменения разности усилий.

3. Способ по п.2, в котором заглушка закрывает другой конец корпуса, а поршень разрушает заглушку.

4. Способ по п.2, который содержит также операцию удерживания поршня в корпусе с помощью множества срезных штифтов, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня.

5. Устройство для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащее корпус, соединенный с насосно-компрессорной колонной для его ввода по вертикали в скважину, один конец которого открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности, а другой конец которого закрыт для создания давления скважинного флюида в корпусе, поршень, удерживаемый в корпусе таким образом, что скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня, причем площадь поверхности верхнего конца поршня превышает площадь поверхности нижнего конца поршня, так что флюид воздействует на соответствующие концы поршня, создавая разность усилий и заставляя поршень скользить в корпусе вниз под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение, для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность, кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, пакер, установленный в кольцевом зазоре для сохранения сжатого скважинного флюида в части кольцевого зазора, простирающейся между пакером и продуктивным пластом, с нормальным удерживанием пластового флюида в продуктивном пласте и с прохождением скважинного флюида в корпус и его воздействием на поршень для изменения разности усилий.

6. Устройство по п.5, в котором заглушка выполнена с возможностью закрытия другого конца корпуса, а поршень выполнен с возможностью разрушения заглушки.

7. Устройство по п. 5, которое содержит множество срезных штифтов, удерживающих поршень в корпусе, причем срезные штифты выполнены с возможностью допуска скользящего перемещения поршня вниз при превышении давления скважинного флюида в корпусе заданного значения для срезания штифтов.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5