Газлифтная нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов, способ добычи нефтепродуктов из газлифтной скважины и способ действия газлифтной нефтяной скважины

Изобретение относится к газлифтной нефтяной скважине для разработки пластовых флюидов и способу, которые используют пластовый газ для добычи, а также к использованию скважинного клапана с электронным управлением. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретения: скважина содержит насосно-компрессорную колонну буровой скважины, проходящую внутри ствола скважины, проходящего через нефтеносную и газоносную зоны, скважинный электрически управляемый клапан. Этот клапан связан с насосно-компрессорной колонной и приспособлен для управления потоком скважинного газа под давлением. Имеется соединитель для подачи газа из газоносной зоны в скважинный клапан. Согласно изобретению устройство имеет индукционный дроссель, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны рядом со скважинным клапаном для передачи электрической энергии и управляющих сигналов через насосно-компрессорную колонну к скважинному клапану через первый и второй выводы. Эти выводы подсоединены к насосно-компрессорной колонне, соответственно, на стороне источника и на стороне цепи обратного тока индукционного дросселя. Способ по изобретению предусматривает использование вышеописанной скважины с описанием приемов и последовательности действий, в том числе по электрическому управлению исполнительными узлами. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Настоящее изобретение относится к газлифтной нефтяной скважине для разработки пластовых флюидов, которая использует пластовый газ для добычи. В одном аспекте настоящее изобретение относится к системе и способу использования скважинного клапана с электронным управлением и скважинного газа под давлением для подъема флюидов буровой скважины в целях добычи нефти.

Газлифт широко используется для создания искусственного подъема в нефтяных скважинах, имеющих недостаточное пластовое давление для вытеснения пластовых флюидов на поверхность. В современной практике транспортирующий газ подается в буровую скважину с помощью поверхностных компрессоров, связанных через инжекционный регулирующий клапан с кольцевым пространством, образованным между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной буровой скважины. Поток газа проходит вниз в кольцевое пространство к скважинному газлифтному клапану, который обеспечивает связь кольцевого пространства с внутренней частью насосно-компрессорной колонны для прохождения флюидов. Газлифтный клапан может быть расположен только выше зоны добычи нефти, и подъем создается посредством комбинации пониженной плотности в столбе флюида, заполняющем насосно-компрессорную колонну, вызываемой пузырьками газа, поступающими из газлифтного клапана, и посредством увлеченного потока флюидов за счет восходящего потока газа в насосно-компрессорной колонне.

Разнообразные режимы потока в насосно-компрессорной колонне распознаются и определяются скоростью потока газа в газлифтном клапане. Пузырьки газа в насосно-компрессорной колонне уменьшают давление при их подъеме по насосно-компрессорной колонне, потому что напор столба флюида наверху падает при подъеме пузырьков. Это понижение давления вызывает расширение пузырьков, поэтому режимы потока внутри насосно-компрессорной колонны можно изменять в верхней части насосно-компрессорной колонны в зависимости от отношения объема пузырей к объему жидкости. Другими факторами, которые вносят вклад в определение режима потока, являются высота столба флюида, состав флюида и наличие фаз, диаметр насосно-компрессорной колонны, глубина скважины, температура, обратное давление, устанавливаемое с помощью эксплуатационного регулирующего клапана, и физические характеристики поверхностной системы сбора данных. Для эффективного использования газлифта важным обстоятельством является управление скоростью нагнетания транспортирующего газа.

Скорость нагнетания в газлифтном клапане обычно определяют с помощью разности давлений на входе и выходе клапана и размера его отверстия. В существующей практике давление на стороне кольца определяется скоростью потока подачи газа в наземной арматуре. На внутренней стороне насосно-компрессорной колонны газлифтного клапана давление определяется множеством факторов, особенно гидростатическим давлением столба флюида выше клапана, скоростью потока флюидов вверх по насосно-компрессорной колонне, пластовым давлением и скоростью поступления в зоне добычи нефти. Размер отверстия газлифтного клапана обычно задают путем отбора во время установки клапана и в дальнейшем его нельзя изменить без замены клапана, которая требует подъема буровой скважины и остановки процесса добычи.

Непрерывная подача сжатого транспортирующего газа является главным определяющим фактором стоимости добычи. Стоимость включает в себя комбинацию капиталовложений для обеспечения инфраструктуры компрессоров и месторождения для доставки газа в каждую скважину и текущие эксплуатационные расходы на работу компрессоров и их техническое обслуживание.

Многочисленные нефтяные пласты имеют газовые шапки высокого давления или подстилающие зоны с газом высокого давления, отделенные от нефтеносных зон непроницаемыми слоями. Однако в большинстве случаев природный пластовый газ не используется для подъема нефти из-за отсутствия способа контроля и управления скважинными операциями. Попытки использования пластового газа для подъема предпринимались, например, в патентах США №№3814545 и 4545731 и в работе "Системы для подъема тяжелой нефти", Отис Энджиниэрин пабликэйшн, август 1980 (Отчет о разработке месторождений, ОЕС 5228, Отис Корпорэйшн, Даллас, шт. Техас, 1980 документ). Вместо этого, там, где необходимо выполнять подъем нефти, используется газлифтная скважина со сжатым газом, который вырабатывается на поверхности и заставляет подниматься нефть по скважине из зон нефтедобычи. Следовательно, имеется потребность в способе управляемого использования природного газа высокого давления, уже присутствующего в скважине в одной зоне для выполнения газлифта для нефти в другой зоне. Изобретение, удовлетворяющее этой потребности, позволяет значительно увеличить рентабельность с точки зрения стоимости добычи нефтепродуктов с использованием газлифтной скважины.

Известна газлифтная нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов с использованием скважинного газа под давлением, содержащая обсадную колонну буровой скважины, проходящую внутри ствола скважины, скважинный газлифтный клапан, связанный с насосно-компрессорной колонной и приспособленный для управления потоком скважинного газа под давлением, и соединитель для подачи газа в скважинный газлифтный клапан (см., например, патент РФ №2129208, 20.04.1999).

Из указанного патента известен также способ добычи нефтепродуктов из газлифтной скважины с использованием скважинного газа под давлением из подземной зоны под давлением с обеспечением протекания скважинного газа под давлением из газоносной зоны в обсадную колонну буровой скважины, регулировкой потока скважинного газа под давлением, поступающего из внутренней части обсадной колонны во внутреннюю часть эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, проходящей внутри обсадной колонны, обеспечением протекания нефти из подземной нефтеносной зоны в насосно-компрессорную колонну, подъемом нефти в насосно-компрессорной колонне с использованием, по меньшей мере, части пузырьков газа скважинного газа под давлением, подачей нефтепродуктов из насосно-компрессорной колонны на поверхность.

В данном патенте раскрыт также способ действия нефтяной скважины с изолированием продуктивного пласта, подачей питания в скважинное устройство, позволяющее в рабочем состоянии обеспечить канал для прохождения флюида между пластами, направлением газа из продуктивного пласта с использованием скважинного устройства, добычей нефти из продуктивного пласта с использованием направленного газа, способствующего подъему нефти.

Известные пакеры описаны в патентах США №№6148915, 6123148, 3566963 и 3602305.

Все ссылки, приведенные здесь, содержат в себе ссылку на максимальный объем изобретения, разрешенный законом. Ссылка на объем изобретения может содержаться здесь не полностью, она предназначена для описания предшествующего уровня техники и показывает знания специалистов.

Проблемы и потребности, отмеченные выше, в значительной степени решены и удовлетворены с помощью настоящего изобретения.

В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения создана газлифтная нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов с использованием скважинного газа под давлением, содержащая насосно-компрессорную колонну буровой скважины, проходящую внутри ствола скважины, проходящего через нефтеносную и газоносную зоны, скважинный электрически управляемый клапан, связанный с насосно-компрессорной колонной и приспособленный для управления потоком скважинного газа под давлением, и соединитель для подачи газа из газоносной зоны в скважинный клапан. Согласно изобретению скважина имеет индукционный дроссель, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны рядом со скважинным клапаном для передачи электрической энергии и управляющих сигналов через насосно-компрессорную колонну к скважинному клапану через первый и второй выводы, подсоединенные к насосно-компрессорной колонне, соответственно, на стороне источника и на стороне цепи обратного тока индукционного дросселя.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать электрически управляемый клапан пакера, адаптированный для управления потоком скважинного газа под давлением из газоносной зоны от одной стороны пакера до другой его стороны.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать второй индукционный дроссель, расположенный вокруг другой части насосно-компрессорной колонны.

Скважинный клапан может быть газлифтным клапаном, выполненным с возможностью открытия, закрытия, регулировки или непрерывного дросселирования в ответ на электрический сигнал.

Обсадная колонна может проходить вдоль и внутри ствола скважины и содержит первую перфорированную секцию, расположенную в нефтеносной зоне, и вторую перфорированную секцию, расположенную в зоне газа под давлением.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать датчик, адаптированный для измерения физической величины.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать модуль связи и управления.

Газлифтная нефтяная скважина может содержать датчик, адаптированный для измерения давления пластового газа, а модуль связи и управления приспособлен для дросселирования притока газа из газоносной зоны в насосно-компрессорную колонну.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать источник изменяющегося во времени тока, подаваемого к насосно-компрессорной колонне или обсадной колонне.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать скважинный модем, адаптированный для передачи и приема сигналов связи вдоль насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать модуль нагнетания индикатора, адаптированный для управляемого нагнетания вещества в протекающий поток в ответ на электрический сигнал.

Газлифтная нефтяная скважина может дополнительно содержать множество пакеров для разделения множества зон.

Согласно другому аспекту изобретения создан способ добычи нефтепродуктов из газлифтной скважины с использованием скважинного газа под давлением из подземной зоны газа под давлением, содержащий следующие этапы:

обеспечение протекания скважинного газа под давлением из газоносной зоны в обсадную колонну буровой скважины;

регулировка потока скважинного газа под давлением, поступающего из внутренней части обсадной колонны во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны, проходящей внутри обсадной колонны;

обеспечение протекания нефти из подземной нефтеносной зоны в насосно-компрессорную колонну;

подъем нефти в насосно-компрессорной колонне с использованием, по меньшей мере, части пузырьков газа скважинного газа под давлением;

подача нефтепродуктов из насосно-компрессорной колонны на поверхность.

Согласно изобретению в способе осуществляют направление переменного тока через насосно-компрессорную колонну к электрически управляемому газлифтному клапану, используя индукционный дроссель, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны рядом с электрически управляемым газлифтным клапаном и первый, и второй выводы, подсоединенные к насосно-компрессорной колонне, соответственно, на стороне источника и стороне цепи обратного тока индукционного дросселя.

Способ может дополнительно содержать регулировку потока скважинного газа под давлением между одним пространством внутри обсадной колонны и другим пространством внутри обсадной колонны с помощью управляемого пакера, содержащего электрически управляемый клапан пакера.

Согласно еще одному аспекту изобретения создан способ действия нефтяной скважины, содержащей следующие этапы:

изолирование газового продуктивного пласта от нефтяного продуктивного пласта;

использование скважинного устройства, обеспечивающего в рабочем состоянии канал для прохождения флюида между пластами;

направление газа из газового продуктивного пласта в нефтяной продуктивный пласт с использованием скважинного устройства;

добыча нефти из нефтяного продуктивного пласта с использованием направленного газа, способствующий подъему нефти на поверхность.

Согласно изобретению способ включает использование индукционного дросселя, расположенного вокруг трубопроводной структуры буровой скважины рядом со скважинным устройством, соединение первого и второго выводов к трубопроводной структуре, соответственно, на стороне источника и стороне цепи обратного тока индукционного дросселя, подача питания в скважинное устройство путем подачи сигнала переменного тока в трубопроводную структуру буровой скважины и передачи сигнала переменного тока от трубопроводной структуры к скважинному устройству через первый и второй выводы.

Способ может дополнительно содержать следующие этапы:

подача питания на датчик с использованием сигнала переменного тока;

обнаружение скважинной физической величины с помощью датчика;

передача данных, соответствующих скважинной физической величине, из датчика.

Способ может дополнительно содержать регулировку скважинного устройства на основании данных, поступающих из датчика, для регулировки количества направленного газа.

Способ может дополнительно содержать передачу данных скважинной физической величины в компьютер, расположенный на поверхности, с использованием трубопроводной структуры в качестве проводника.

Способ может дополнительно содержать следующие этапы:

введение изменяющегося во времени сигнала в насосно-компрессорную колонну трубопроводной структуры;

направление части сигнала в скважинное устройство, электрически подсоединенное к насосно-компрессорной колонне с использованием индукционного дросселя, расположенного вокруг насосно-компрессорной колонны, при этом скважинное устройство содержит электрически управляемый газлифтный клапан;

управление электрически управляемым газлифтным клапаном на основании изменяющегося во времени сигнала.

Способ может дополнительно содержать следующие этапы:

подача изменяющегося во времени тока в насосно-компрессорную колонну; направление части указанного сигнала в скважинный датчик с использованием индукционного дросселя, расположенного вокруг насосно-компрессорной колонны, причем датчик электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне;

подача питания на датчик с помощью сигнала;

обнаружение скважинной физической величины с помощью датчика;

подача электрического сигнала, соответствующего скважинной физической величине, в скважинный модем из датчика;

передача электрического сигнала в другой модем с использованием скважинного модема и через насосно-компрессорную колонну.

В качестве другого модема можно использовать поверхностный модем.

В качестве другого скважинного модема можно использовать релейный модем.

Можно использовать скважинное устройство, содержащее управляемый газлифтный клапан.

Можно использовать скважинное устройство, содержащее пакер, имеющий управляемый клапан.

Настоящее изобретение предусматривает системы и способы использования пластового газа для подъема нефти из нефтеносных зон. Системы и способы настоящего изобретения заменяют или дополняют использование сжатого газа, подаваемого с помощью поверхностного оборудования. Такая замена или дополнение являются, по-видимому, гораздо менее дорогостоящими и более экологически чистыми, чем простая подача сжатого газа с помощью поверхностного оборудования.

Возможно использование альтернативных способов подачи электрического питания с поверхности в скважинные модули и установления двухсторонней связи для данных и команд, которые должны проходить между поверхностными и скважинными модулями с использованием поверхностных и скважинных модемов. В предпочтительном варианте осуществления изобретения в качестве токопроводящего пути между поверхностным и скважинным оборудованием используются эксплуатационная насосно-компрессорная колонна и обсадная колонна буровой скважины. Уменьшение стоимости и упрощение процедур установки благодаря устранению потребности в электрических кабелях для подачи питания и обеспечения функций регистрации и управления в скважине способствуют более широкому развертыванию активного скважинного оборудования в процессе добычи.

Скважинные устройства могут содержать индивидуально адресуемые модемы, выполняющие связи с поверхностными или с другими скважинными устройствами. Скважинные устройства могут также содержать датчики или преобразователи для абсолютного давления, перепада давления, температуры и/или скорости потока, и такие измерения могут передаваться на поверхность или использоваться локально в качестве основания для принятия решения по управлению. Скважинные устройства могут дополнительно содержать компоненты управления, такие как клапаны с сервоприводом или регуляторы давления, установки или заданные значения которых могут изменяться с помощью команд, поступающих с поверхности, или команд, вырабатываемых локально в скважинном устройстве.

В настоящем изобретении такие скважинные устройства обеспечивают необходимую степень измерения и управления в реальном времени при использовании скважинных источников газа высокого давления для подъема. То есть скважинные датчики позволяют контролировать работу буровой скважины, поскольку скважинные источники газа направляются управляемыми клапанами для подъема нефти так, как это необходимо или желательно.

Другие цели и преимущества настоящего изобретения приведены в следующем подробном описании со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 схематически изображает вертикальную секцию газлифтной нефтяной эксплуатационной скважины, включающей пакер с электрическим управлением;

фиг.2 изображает упрощенную электрическую схему системы буровой скважины, показанной на фиг.1;

фиг.3 изображает в увеличенном виде схему управляемого пакера, показанного на фиг.1;

фиг.4 схематически изображает вертикальную секцию газлифтного скважинного оборудования согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения; и

фиг.5 схематически изображает газлифтное скважинное оборудование согласно другому предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

Ниже приводится описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения со ссылкой на чертежи, на которых одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы на всех различных видах, и описание других возможных вариантов осуществления настоящего изобретения. Представленные фигуры не обязательно выполнены в масштабе, и в некоторых случаях чертежи увеличены и/или упрощены в определенных пространствах для удобства изображения. Специалисты могут оценить многие возможные применения и изменения настоящего изобретения на основании приведенных здесь примеров возможных вариантов осуществления настоящего изобретения, а также на основании тех вариантов осуществления, изображенных и обсужденных в родственных заявках, которые включены здесь в качестве ссылки в максимальной степени, разрешенной законом.

Следует отметить, что термин "модем" используется здесь, в общем, для ссылки на любое устройство связи для передачи и/или приема электрических сигналов связи через электрический проводник (например, металл). Следовательно, термин "модем", который используется здесь, не ограничен акронимом для модулятора (устройства, которое преобразовывает голос или сигнал данных к виду, пригодному для передачи)/демодулятора (устройства, которое восстанавливает первоначальный сигнал, которым была промодулирована высокочастная несущая). Кроме того, термин "модем", который используется здесь, не ограничен известными компьютерными модемами, которые преобразовывают цифровые сигналы в аналоговые сигналы и наоборот (например, для передачи цифровых информационных сигналов по аналоговой коммутируемой телефонной сети общего пользования). Например, если датчик выдает данные измерений в аналоговом формате, то такие измерения можно только модулировать (например, с использованием модуляции с расширением спектра) и передавать и, следовательно, не нужно выполнять аналого-цифрового преобразования. В качестве другого примера релейный/подчиненный модем или устройство связи должны только идентифицировать, фильтровать, усиливать и/или ретранслировать принимаемый сигнал.

Термин "клапан", который используется здесь, обычно относится к любому устройству, которое выполняет функции регулировки потока флюида. Примеры клапанов включают в себя, но не ограничиваются, сильфонные газлифтные клапаны и управляемые газлифтные клапаны, каждый из которых можно использовать для регулировки потока транспортирующего газа в насосно-компрессорную колонну буровой скважины. Внутренняя работа клапанов может в значительной степени отличаться, и в настоящей заявке не ограничиваются клапанами, описанными с любой конкретной конфигурацией, до тех пор, пока клапан выполняет функции регулировки потока. Некоторые из различных типов механизмов регулировки потока включают в себя, но не ограничиваются, шаровой клапан, игольчатый клапан, запорный клапан и клетевой клапан. Способы установки клапанов, обсужденных в настоящей заявке, могут в значительной степени отличаться.

Термин "клапан с электрическим управлением", который используется здесь, обычно относится к "клапану" (как описано выше), который можно открывать, закрывать, регулировать, изменять или дросселировать непрерывно в ответ на электрический сигнал управления (например, сигнал из компьютера, расположенного на поверхности, или из скважинного модуля электронного контроллера). Механизм, который фактически изменяет состояние клапана, может содержать, но не ограничиваться этим, электродвигатель, электрический серводвигатель, электрический соленоид, электрический переключатель, гидравлический привод, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, пневматический привод, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, или устройство с отклоняемой пружиной в комбинации с, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями. "Клапан с электрическим управлением" может включать или не включать датчик обратной связи по положению для подачи сигнала обратной связи, соответствующего фактическому положению клапана.

Термин "беспроводный", который используется в настоящей заявке, означает отсутствие известного, изолированного электрического провода, например, проходящий от скважинного устройства до поверхности. Использование насосно-компрессорной колонны и/или обсадной колонны в качестве проводника рассматривается как "беспроводный".

Термин "датчик", который используется здесь, относится к любому устройству, которое обнаруживает, определяет, контролирует, записывает или, по-другому, регистрирует абсолютное значение или изменение значения физической величины. Датчик, как описано здесь, можно использовать для измерения значений таких физических величин, но не ограничено этим, как температура, давление (абсолютное и перепад давления), скорость потока, сейсмические данные, акустические данные, уровень рН, уровни солености, положения клапана или практически любые другие физические данные.

Следует обратить внимание, что термины "первое местоположение" и "второе местоположение", которые используются здесь, обозначают, в общем, часть, секцию или область трубопроводной структуры, которая может проходить или не проходить вдоль трубопроводной структуры, которая может быть расположена в любом выбранном месте вдоль трубопроводной структуры и которая может охватывать или не охватывать наиболее близкие концы трубопроводной структуры.

Аналогично, в соответствии с известной терминологией, употребляемой в практике нефтяного промысла, определения "верхний", "нижний", "вверх по стволу скважины" и "скважинный" являются относительными и касаются расстояния, измеренного вдоль ствола скважины вглубь от поверхности, которое в наклонных или горизонтальных скважинах может совпадать или не совпадать с вертикальной проекцией, измеренной по отношению к данным наблюдений.

На фиг.1, в общем, изображена конструкция верхней и средней частей газлифтной нефтяной скважины 38, в состав которой входит пакер 40 с электрическим управлением, изолирующая соединительная муфта 46 для насосно-компрессорных труб и ферромагнитный индукционный дроссель 48 для обеспечения питания и связи с пакером 40 согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения. Нефтяная эксплуатационная скважина 38, показанная на фиг.1, подобна известной буровой скважине по конструкции, но в составе настоящего изобретения. Пакер 40 содержит устройство 42 с электропитанием и размещается в буровой скважине 38 тем же самым способом, как и известный пакер для разделения зон в пласте. В предпочтительном варианте осуществления устройство 42 пакера 40 содержит клапан 44 с электрическим управлением, который работает как перепускной клапан.

На фиг.3 изображена в увеличенном масштабе схема, показывающая пакер 40 с электрическим управлением, показанный на фиг.1. Как показано на фиг.3, поясняющей размещение пакера 40 внутри обсадной колонны 22 буровой скважины, пакер 40 привинчивается к эксплуатационной насосно-компрессорной колонне 24. Пакер 40 имеет хвостовую часть 26, которая может заканчиваться открытым или закрытым концом, или хвостовая часть 26 может привинчиваться к насосно-компрессорной колонне (не показана на фиг.1, 3), которая проходит в нижние области буровой скважины 38. Пакер 40 имеет секцию скользящей клиновой плашки 28 и уплотнительную секцию 30. Скользящие клиновые плашки 28 и уплотнительная секция 30 могут проходить свободно внутри обсадной колонны 22 буровой скважины во время размещения и приводятся в действие с помощью гидравлического привода 32. Когда пакер 40 находится в своем конечном местоположении в обсадной колонне 22, гидравлический привод 32 используется для приложения механических усилий на скользящие клиновые плашки 28 и уплотнительные секции 30, которые вызывают их расширение в обсадной колонне. Скользящие клиновые плашки 40 блокируют пакер 40 в определенном месте, захватывая внутреннюю поверхность обсадной колонны 22 так, чтобы пакер не мог смещаться за счет перепада давления между пространствами выше и ниже пакера. Уплотнительная секция 30 создает водонепроницаемое уплотнение между пространствами выше и ниже пакера 40. Гидравлический привод 32 приводится в движение с использованием масла под высоким давлением, которое подается с поверхности (не показана) с помощью управляющей трубки 34.

Как показано на фиг.1, обсадная колонна 22 буровой скважины и насосно-компрессорная колонна 24 действуют для системы как электрические проводники. Изолирующая соединительная муфта 46 для насосно-компрессорных труб и индукционный дроссель 48 входят в состав системы для выбора пути тока, изменяющегося во времени, через эти проводники. Изолирующая соединительная муфта 46 для насосно-компрессорных труб расположена рядом с устьем скважины для электрической изоляции нижних секций насосно-компрессорной колонны 24 от обсадной колонны 22. Таким образом, изолирующая муфта 46 предотвращает короткое замыкание между нижними секциями насосно-компрессорной колонны 24 и обсадной колонны 22 на подвеске 64 насосно-компрессорной колонны. Подвеска 64 обеспечивает механическое сцепление и поддержку насосно-компрессорной колонны 24 за счет перемещения весовой нагрузки насосно-компрессорной колонны 24 в обсадную колонну 22. Индукционный дроссель 48 прикреплен вокруг насосно-компрессорной колонны 24 во второй скважинной части 52 выше пакера 40. Компьютерная система 56, содержащая главный модем 58 и источник тока 60, изменяющегося во времени, электрически подсоединена к насосно-компрессорной колонне 24 ниже изолирующей соединительной муфты 46 для насосно-компрессорных труб с помощью первого вывода 61 источника. Первый вывод 61 источника изолирован от подвески 46, где он проходит через него. Второй вывод 62 источника электрически подсоединен к обсадной колонне 22 буровой скважины, или напрямую (как на фиг.2) или через подвеску 64 (не показано). В качестве альтернативы или дополнения к изолирующей соединительной муфте 46 для насосно-компрессорных труб в насосно-компрессорной колонне можно разместить другой индукционный дроссель (не показан) вокруг насосно-компрессорной колонны 24 выше местоположения электрического соединения для первого вывода 61 источника.

Источник 60 тока, изменяющегося во времени, обеспечивает подачу тока, который обеспечивает питание и сигналы связи в скважине. Ток, изменяющийся во времени, является предпочтительно переменным током, но он может быть также изменяющимся во времени постоянным током. Сигналы связи могут быть выработаны с помощью главного модема 58 и введены в ток, вырабатываемый источником 60. Сигнал связи, предпочтительно, является сигналом с расширенным спектром, но альтернативно можно использовать и другие виды модуляции.

Как показано на фиг.1, устройство 42 с электропитанием в пакере 40 содержит два вывода 71, 72 и, при необходимости, можно предусмотреть и другие выводы устройства для других вариантов осуществления или применений. Первый вывод 71 электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне 24 на стороне источника 81 индукционного дросселя 48, который в этом случае находится выше индукционного дросселя. Аналогично, второй вывод 72 электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне 24 на стороне 82 цепи обратного тока индукционного дросселя 48, который в этом случае находится ниже индукционного дросселя. В этом предпочтительном варианте осуществления скользящие клиновые плашки 28 пакера 40 обеспечивают электрическое соединение между насосно-компрессорной колонной 24 и обсадной колонной 22 буровой скважины. Однако, как будет ясно специалистам, электрическое соединение между насосно-компрессорной колонной 24 и обсадной колонной 22 буровой скважины может быть выполнено многочисленными способами, некоторые из которых приведены в родственных заявках, включая (но не ограничивая) другой пакер (известный или управляемый), электропроводный флюид в кольце между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной буровой скважины, электропроводный центратор или любую их комбинацию. Следовательно, электрическая цепь образована с использованием насосно-компрессорной колонны 24 и обсадной колонны 22 буровой скважины в качестве проводников для скважинного устройства 42 внутри пакера 40.

На фиг.2 изображена упрощенная электрическая схема электрической цепи, образованной в буровой скважине 38, показанной на фиг.1. Изолирующая соединительная муфта 46 для насосно-компрессорных труб и индукционный дроссель 48 эффективно образует изолированную секцию насосно-компрессорной колонны 24, которая препятствует прохождению между ними большого по величине тока, изменяющегося во времени. Соответственно, между изолированной секцией насосно-компрессорной колонны 24 и обсадной колонной 22 буровой скважины возникает разность потенциалов при протекании переменного тока через насосно-компрессорную колонну. Аналогично, разность потенциалов создается также между насосно-компрессорной колонной 24 на стороне источника 81 индукционного дросселя 48 и насосно-компрессорной колонной 24 на стороне 82 цепи обратного тока индукционного дросселя 48 при протекании переменного тока через насосно-компрессорную колонну. В предпочтительном варианте осуществления устройство 42 с электропитанием в пакере 40 электрически подсоединено к местам, где возникает разность потенциалов между стороной 81 источника и стороной 82 цепи обратного тока насосно-компрессорной колонны 24. Однако в альтернативном варианте устройство 42 можно электрически подсоединить к местам, где возникает разность потенциалов между насосно-компрессорной колонной 24 и обсадной колонной 22, или к местам, где возникает разность потенциалов между насосно-компрессорной колонной 24 и частью пакера 40 (например, скользящие клиновые плашки 28), если эта часть пакера находится в электрическом контакте с обсадной колонной 22 буровой скважины. Таким образом, часть тока, которая проходит через насосно-компрессорную колонну 24 и обсадную колонну 22, направляется через устройство 42 благодаря индукционному дросселю 48.

В соответствии с общепринятой практикой проектирования буровых скважин центраторы будут монтироваться в насосно-компрессорной колонне 24 и 81 (фиг.1) для поддержания механического центрирования между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной 22. Электрическая эквивалентная цепь (фиг.2) ясно дает понять, что все центраторы, расположенные на насосно-компрессорной колонне между изоляционным элементом 47 и дросселем 48, должны быть электрически изолированы и расположены так, чтобы они не создавали короткозамкнутую цепь между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной. Подходящие центраторы могут состоять из цельно формованной или механически обработанной пластмассы или могут представлять собой тип рессоры, снабженной соответствующими изолирующими элементами для поддержания электрической изоляции между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной.

Другие альтернативные способы образования электрической цепи с использованием трубопроводной структуры и, по меньшей мере, одного индукционного дросселя описаны в родственных заявках, многие из которых можно применить совместно с настоящим изобретением для обеспечения питания и/или связи с устройством 42 с электропитанием, пакера 40 и формирования других вариантов осуществления настоящего изобретения.

Как показано на фиг.3, управляемый пакер 40 подобен известному пакеру 20, но с добавлением устройства 42 с электропитанием, содержащего клапан 44 с электрическим управлением и модуль 84 связи и управления. Модуль 84 связи и управления запитывается и поддерживает связь с компьютерной системой 56, расположенной на поверхности 54, через насосно-компрессорной колонну 24 и/или обсадную колонну 22. Модуль 84 связи и управления может содержать модем 86, силовой трансформатор (не показан), микропроцессор (не показан) и/или другие различные электронные компоненты (не показаны), которые необходимы для варианта осуществления. Модуль 84 связи и управления принимает электрические сигналы из компьютерной системы 56 на поверхности 54 и декодирует команды для управления клапаном 44 с электрическим управлением, который действует как перепускной клапан. При использовании декодированных команд модуль 84 связи и управления управляет слаботочным электродвигателем, который приводит в действие перепускной клапан 44. Таким образом, клапан 44 можно открывать, закрывать, регулировать, изменять или дросселировать непрерывно с помощью компьютерной системы 56 с поверхности 54 через насосно-компрессорной колонну 24 и обсадную колонну 22 буровой скважины.

Перепускной клапан 44 (фиг.3) регулирует поток через обводную трубу 88, которая соединяет впускное и выпускное отверстия 90, 92 с нижней и верхней частей пакера 40. Отверстия 90, 92 сообщаются свободно с кольцевыми пространствами 94, 96 (между обсадной колонной 22 и насосно-компрессорной колонной 24), расположенными выше и ниже пакера 40. Поэтому перепускной регулирующий клапан 44 регулирует обмен флюидом между этими пространствами 94, 96, и этот обмен можно изменять в режиме реального времени с использованием команд, посланных из компьютерной системы 56 и полученных с помощью управляемого пакера 40.

Механическая конструкция пакера 40, изображенная на фиг.3, является иллюстративной, и альтернативные варианты осуществления, имеющие другие механические особенности и выполняющие те же самые функции пакера (то есть изоляцию от флюида и герметизацию одной секции обсадной колонны от другой секции обсадной колонны в скважине, и в случае управляемого пакера, регулировку и управление потоком флюида между этими изолированными секциями обсадной колонны), возможны и выполнены в рамках настоящего изобретения. Например, входное и выходное отверстия 90, 92 могут меняться для прохождения флюидов из кольцевого пространства 94 выше пакера 40 в пространство 96 ниже пакера. Кроме того, модуль 84 связи и управления и перепускной регулирующий клапан 44 могут быть расположены в верхней части пакера 40 выше скользящей клиновой плашки 28. Управляемый пакер 40 может также содержать датчики (не показаны), электрически подсоединенные к или внутри модуля 84 связи и управления, для измерения давления или температуры в кольцевых пространствах 94, 96 или внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 24. Следовательно, данные измерений можно передавать в компьютерную систему 56, расположенную на поверхности 54, с использованием модуля 84 связи и управления и в режиме реального времени в условиях скважины.

В других возможных вариантах осуществления настоящего изобретения устройство 42 с электропитанием пакера 40 может содержать модем 86, датчик (не показано), микропроцессор (не показано), клапан 44 пакера, модуль нагнетания индикатора (не показано), электрически управляемый газлифтный клапан (например, для управления потоком газа из кольцевого пространства во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны) (не показано), клапан насосно-компрессорной колонны (например, для изменения потока в секции насосно-компрессорной колонны, как в приложении, имеющем многочисленные ответвления или отводы трубы) (не показано), модуль 84 связи и управления, логическая схема (не показана), релейный модем (не показан), при необходимости другие электронные компоненты (не показаны) или любую их комбинацию.

Кроме того, в других возможных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы многочисленные управляемые пакеры и/или многочисленные индукционные дросселя. В приложении, где имеются многочисленные управляемые пакеры или дополнительные известные пакеры, объединенные настоящим изобретением, может потребоваться электрическая изоляция некоторых или всех пакеров для того, чтобы пакер не создавал короткого замыкания между насосно-компрессорной колонной 24 и обсадной колонной 22, где такое короткое замыкание нежелательно. Такую электрическую изоляцию пакера можно достигнуть различными способами, очевидными специалистам, включающими в себя (но не ограничивающими) изоляционную оплетку вокруг насосно-компрессорной колонны в местоположении пакера, резиновую или уретановую часть на радиальной протяженности скользящих клиновых плашек пакера, изоляционное покрытие на насосно-компрессорной колонне в местоположении пакера, формирование скользящей клиновой плашки из неэлектропроводных материалов, другие известные средства изоляции или любую их комбинацию.

На фиг.4 изображена схема скважинной части газлифтной нефтяной скважины 98 согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения. В примере, показанном на фиг.4, обсадная колонна 22 буровой скважины проходит внутри ствола скважины, проходящей через подземную нефтеносную эксплуатационную зону 100 и подземную зону 102 газа под давлением пласта 104. На фиг.4 изображена скважинная зона 102 газа высокого давления, находящаяся в нефтеносной эксплуатационной зоне 100. Другие части пласта 104 могут представлять собой непродуктивные зоны или непроницаемые зоны. Обсадная колонна 22 буровой скважины имеет первую перфорированную секцию 111, расположенную в нефтеносной зоне 100. Кроме того, обсадная колонна 22 буровой скважины имеет вторую перфорированную секцию 112, расположенную в зоне газа 102 под давлением. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 24 простирается внутри обсадной колонны 22 буровой скважины. Насосно-компрессорная колонна 24 имеет отверстия 120, сформированные в ней в нефтеносной зоне 100. Насосно-компрессорная колонна 24 имеет закрытый конец 122, но в другом варианте насосно-компрессорная колонна может проходить в другую нефтеносную зону или заканчиваться в другом местоположении.

На фиг.4 первый пакер 131 расположен выше первой перфорированной секции 111 обсадной колонны. Второй пакер 132 расположен между первой и второй перфорированными секциями 111, 112 обсадной колонны. Следовательно, пакеры образуют три изолированных пространства внутри обсадной колонны. Первое пространство 141 образовано между насосно-компрессорной колонной 24 и обсадной колонной 22 выше первого пакера 131. Второе пространство 142 образовано внутри обсадной колонны 22 между первым и вторым пакерами 131, 132 и третье пространство 143 образовано внутри обсадной колонны ниже второго пакера. Хотя только часть буровой скважины 98 показана на фиг.4, возможно наличие гораздо большего числа изолированных пространств, образованных внутри обсадной колонны 22 с использованием большего количества пакеров.

На фиг.4 первый пакер 131 представляет собой управляемый пакер, содержащий электрически управляемый клапан 44, такой как управляемый пакер 40, описанный выше и показанный на фиг.3. Второй пакер 132 - это обычный пакер с двумя отверстиями, известный в технике. Следовательно, нефтяная зона 100 изолирована от других частей буровой скважины с помощью управляемого пакера 131 наверху нефтеносной эксплуатационной зоны и обычного пакера 132 на дне нефтеносной эксплуатационной зоны. Хотя первый пакер 131 является управляемым пакером, а второй пакер 132 является обычным, специалистам ясно, что в альтернативном варианте второй пакер может быть управляемым пакером, а первый пакер может быть обычным. Аналогично, оба пакера 131, 132 могут быть управляемыми пакерами. Следовательно, возможно наличие одного или более электрически управляемых клапанов 44 пакера в одном или двух пакерах.

Перепускной канал 146 сообщает третье пространство 143 с первым пространством 141 через электрически управляемый клапан 44 пакера. Следовательно, перепускной канал 146 производит выбор пути для газа из зоны 102 газа под давлением для прохождения из третьего пространства 143 в первое пространство 141 без смешивания с нефтью и обхода нефти из нефтеносной зоны 100 во втором пространстве 142. Перепускной канал 146 содержит трубу, соединяющую одно отверстие обычного пакера 132 со впускным отверстием электрически управляемого клапана 44 пакера в управляемом пакере 131.

На фиг.4 газоносная эксплуатационная зона 102 изолирована от нефтеносной эксплуатационной зоны 100 с помощью водопроницаемых и непроницаемых слоев в пласте 104 и обычного пакера 132. Во время нефтедобычи из буровой скважины 98 перфорации в первой перфорированной секции 111 обсадной колонны 22 позволяют протекать нефти во второе пространство 142. Перфорации или отверстия 120, образованные в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне 24, позволяют протекать нефти из второго пространства 142 в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 24. Перфорации во второй перфорированной секции 112 обсадной колонны 22 позволяют сформировать канал для прохождения газа высокого давления из газоносной зоны 102 в третье пространство 143 внутри обсадной колонны ниже второго пакера 132. Газ высокого давления из третьего пространства 143 поступает через перепускной канал 146 в первое пространство 141 выше первого пакера 131. Этот поток газа регулируется с помощью электрически управляемого клапана 44 пакера в управляемом пакере 131. Газлифтный клапан 148 на части насосно-компрессорной колонны 24 внутри первого пространства 141 позволяет вводить газ высокого давления (теперь внутри первого пространства 141) в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и, таким образом, поднимать нефть наверх и из буровой скважины 98. С другой стороны, газ высокого давления можно непосредственно подать через канал 146 в газлифтный клапан 148. Газлифтный клапан 148 может быть обычным или управляемым, как описано в родственных заявках. Поэтому нефть и газ можно добывать с использованием скважинного природного газа под давлением для выполнения искусственного подъема скважинной нефти. Следовательно, известный способ перекачки газа под давлением в первое пространство 141 с поверхности 54 может быть дополнен или полностью заменен способом использования скважинного газа под давлением из газоносной зоны 102 согласно настоящему изобретению.

Использованием пластового природного газа можно управлять с помощью электрически управляемого клапана 44 пакера в управляемом пакере 131. Электрически управляемый клапан 44 пакера можно открыть, регулировать, закрывать или непрерывно дросселировать с помощью команд, посланных с поверхности 54 в устройство 42 с электропитанием (например, модуль 84 управления и связи, содержащий модем 86) управляемого пакера 131. В общем виде преобразователь или датчик давления (не показан) может быть дополнительно включен в управляемый пакер 131 для непрерывного контроля давления пластового газа. В существующей практике это необходимо, так как давление пластового газа не регулируется в отличие от сжатого газа, который подается с поверхности. Следовательно, комбинация измерения и управления в реальном времени, выполняемых с помощью управляемого пакера 131, согласно настоящему изобретению учитывает практическое и управляемое использование пластового газа высокого давления для операций подъема в нефтяной эксплуатационной скважине 98.

На фиг.5 изображена схема скважинной части газлифтной нефтяной скважины 150 согласно другому предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения, где пласт 102 газа высокого давления расположен вверху относительно нефтеносной эксплуатационной зоны 100. Обсадная колонна 22 буровой скважины проходит внутри ствола скважины, проходящего через подземную нефтеносную эксплуатационную зону 100 и подземную зону 102 газа высокого давления. Хотя на фиг.5 изображена вертикальная буровая скважина, где скважинная зона 102 газа под давлением находится выше нефтеносной эксплуатационной зоны 100, понятно, что настоящее изобретение применимо и к сильно отклоненным и горизонтальным скважинам. Вариант осуществления, показанный на фиг.5, не имеет перепускного канала 146, как показано в варианте осуществления фиг.4. Обсадная колонна 22 имеет первую перфорированную секцию 111 в газовой зоне 102 и вторую перфорированную секцию 112 в нефтеносной зоне 100. Насосно-компрессорная колонна 24 завершается и имеет открытый конец 152 в нефтеносной зоне 100, но в других вариантах осуществления насосно-компрессорная колонна может проходить, кроме того, в другие зоны и иметь перфорированную секцию в насосно-компрессорной колонне в нефтеносной зоне. Два пакера 131, 132 используются в созданных изолированных пространствах. Первый пакер 131 находится выше первой перфорированной секции 111 обсадной колонны. Первый пакер 131 является управляемым пакером, содержащим электрически управляемый клапан 44, такой как управляемый пакер 40, описанный выше и показанный на фиг.3. Второй пакер 132 расположен между первой и второй перфорированными секциями 111, 112 обсадной колонны, и он представляет собой стандартный или обычный пакер, известный в технике. Снова различные комбинации управляемых и обычных пакеров можно использовать в зависимости от положений зон и характеристик и требуемой производительности буровой скважины. Таким образом, первое пространство 141 образовано между обсадной колонной 22 и насосно-компрессорной колонной 24 выше первого пакера 131, второе пространство 142 образовано внутри обсадной колонны 22 между пакерами 131, 132 и третье пространство 143 образовано ниже второго пакера 132.

Во время работы буровой скважины 150 нефть из нефтеносной эксплуатационной зоны 100 вводится в третье пространство 143 внутри обсадной колонны 22 через перфорации во второй перфорированной секции 112 обсадной колонны, и нефть течет в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 24 через отверстие 120 на ее открытом конце 152. Нефтеносная эксплуатационная зона 100 изолирована от газоносной зоны 102 высокого давления с помощью пластовых слоев 104 и стандартного эксплуатационного пакера 132. Газоносная зона 102 и второе пространство 142 изолированы от верхней части буровой скважины (первое пространство 141) с помощью управляемого пакера 131. Газ проходит из газоносной зоны 102 во второе кольцевое пространство 142 (расположенное между обсадной колонной 22 и насосно-компрессорной колонной 24) через перфорации в первой перфорированной секции 111 обсадной колонны. Газлифтный клапан 148 связан с насосно-компрессорной колонной 24 в газоносной зоне 102 внутри второго пространства 142. Газлифтный клапан 148 регулирует поток газа высокого давления из второго пространства 142 в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 24 и, таким образом, подъем нефти в буровой скважине 150, так как газ, нагнетаемый в насосно-компрессорной колонну, поднимается на поверхность 54.

Газлифтная скважина обычно имеет многочисленные газлифтные клапаны 148, 154 вдоль насосно-компрессорной колонны 24. При работе газлифтная скважина 150 позволяет произвести выброс или выпуск с помощью сжатого газа, подаваемого с поверхности в насосно-компрессорной колонну 24, через верхние выпускные газлифтные клапаны 154 способом, известным на практике. Обычно после выпуска и во время добычи только самый низкий газлифтный клапан 148 используется для нагнетания газа в насосно-компрессорную колонну 24. При использовании настоящего изобретения во время добычи можно выполнить подъем с помощью газа из скважинной газоносной зоны 102 высокого давления через газлифтный клапан 148 во втором пространстве 142. В альтернативном варианте электрически управляемый клапан 44 пакера в управляемом пакере позволяет регулировать и направлять поток газа из скважинной пластовой газоносной зоны 102 в первое пространство 141 с тем, чтобы дополнить или заменить использование газового, вводимого с поверхности 54. Датчик давления (не показан) можно снова включить в состав управляемого пакера 131 для выполнения измерений давления газа в первом пространстве 141 и втором пространстве 142. Такие измерения можно использовать для того, чтобы знать, как регулировать поток газа, вводимого в первое пространство 141 с помощью электрически управляемого клапана 44 пакера. Следовательно, природный пластовый газ можно также использовать с возможностью управления во время операций выброса для подачи газа высокого давления в первое пространство 141.

В предпочтительном варианте осуществления нижний газлифтный клапан 148, который обычно больше всего используется во время добычи, является клапаном с электрическим управлением. Кроме того, любой из других газлифтных клапанов 154, которые чаще всего используются во время выброса, может быть также клапаном с электрическим управлением. Как описано также в родственных заявках, электрически управляемый газлифтный клапан может иметь многочисленные преимущества, а также повысить управляемость, эффективность и надежность добычи. Один или более управляемых газлифтных клапанов можно использовать совместно с известными газлифтными клапанами в различных вариантах осуществления настоящего изобретения.

Настоящее изобретение можно использовать много раз в одной нефтяной скважине, имеющей многочисленные нефтеносные и газоносные зоны, или в нефтяной скважине, имеющей многочисленные отводы или горизонтальные ответвления, проходящие из нее. Следовательно, насосно-компрессорная колонна 24 может иметь многочисленные отверстия для ввода нефти из многочисленных нефтеносных зон, и обсадная колонна 22 может иметь многочисленные перфорированные секции для многочисленных зон. Так как конфигурация буровой скважины зависит от естественного расположения пластов и местоположения нефтеносных и газоносных зон, конфигурацию и размещение варианта осуществления настоящего изобретения можно соответственно изменять подходящим способом в зависимости от расположения пласта. Кроме того, единственное пространство внутри обсадной колонны 22, нуждающееся в газе высокого давления, можно обеспечить газом из многочисленных газоносных зон через многочисленные перепускные каналы и управляемые пакеры. Кроме того, можно использовать многочисленные индукционные дроссели и/или трансформаторы для выбора пути тока через данную трубопроводную структуру и обеспечить питание и/или связь в многочисленных скважинных устройствах, подключенных к электропитанию (например, клапаны с электрическим управлением, датчики, модемы). Кроме того, в буровой скважине можно использовать любую комбинацию и число управляемых пакеров совместно с традиционными пакерами или только управляемые пакеры.

Настоящее изобретение позволяет добывать одновременно нефть и газ из одной буровой скважины и независимо управлять количеством добытой нефти и газа. При добыче нефти с использованием газлифта существует нижний предел количества газа, необходимого для поддержания напора, но ниже этого нижнего предела можно добыть любое количество газа в пределах ограничений для пласта и буровой скважины. Возможность управляемой добычи нефти и газа из одной буровой скважины значительно повышает эксплуатационную гибкость, удовлетворяет требованиям, предъявляемым к процессам создания нагнетательного потока, и позволяет это выполнить способом, необходимым с точки зрения экономии и экологии.

Настоящее изобретение также может применяться и в других типах скважин (отличающихся от нефтяных скважин), таких как водозаборная скважина.

Специалистам будет ясно, что настоящее изобретение предусматривает пакер, содержащий устройство, с электропитанием, а также нефтяную эксплуатационную скважину, включающую такой пакер. Следует понимать, что чертежи и подробное описание приведены здесь в иллюстративных, а не в ограничительных целях, и не предназначены для ограничения изобретения конкретными формами и раскрытыми примерами. Напротив, изобретение включает в себя любые дополнительные модификации, изменения, перестановки, замены, альтернативные варианты, выбор конструкции и варианты осуществления, ясные специалистам, без отклонения от сущности и масштаба настоящего изобретения, определенного в следующей ниже формуле изобретения. Таким образом, подразумевается, что следующая ниже формула изобретения охватывает все такие дополнительные модификации, изменения, перестановки, замены, альтернативы, выбор конструкции и варианты осуществления.

1. Газлифтная нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов с использованием скважинного газа под давлением, содержащая насосно-компрессорную колонну буровой скважины, проходящую внутри ствола скважины, проходящего через нефтеносную и газоносную зоны, скважинный электрически управляемый клапан, связанный с насосно-компрессорной колонной и приспособленный для управления потоком скважинного газа под давлением, и соединитель для подачи газа из газоносной зоны в скважинный клапан, отличающаяся тем, что имеет индукционный дроссель, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны рядом со скважинным клапаном для передачи электрической энергии и управляющих сигналов через насосно-компрессорную колонну к скважинному клапану через первый и второй выводы, подсоединенные к насосно-компрессорной колонне, соответственно, на стороне источника и на стороне цепи обратного тока индукционного дросселя.

2. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит электрически управляемый клапан пакера, адаптированный для управления потоком скважинного газа под давлением из газоносной зоны от одной стороны пакера до другой его стороны.

3. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй индукционный дроссель, расположенный вокруг другой части насосно-компрессорной колонны.

4. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что скважинный клапан является газлифтным клапаном, выполненным с возможностью открытия, закрытия, регулировки или непрерывного дросселирования в ответ на электрический сигнал.

5. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что обсадная колонна проходит вдоль и внутри ствола скважины и содержит первую перфорированную секцию, расположенную в нефтеносной зоне, и вторую перфорированную секцию, расположенную в зоне газа под давлением.

6. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит датчик, адаптированный для измерения физической величины.

7. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит модуль связи и управления.

8. Газлифтная нефтяная скважина по п.7, отличающаяся тем, что содержит датчик, адаптированный для измерения давления пластового газа, а модуль связи и управления приспособлен для дросселирования притока газа из газоносной зоны в насосно-компрессорную колонну.

9. Газлифтная нефтяная скважина по п.5, отличающаяся тем, что дополнительно содержит источник изменяющегося во времени тока, подаваемого к насосно-компрессорной колонне или обсадной колонне.

10. Газлифтная нефтяная скважина по п.9, отличающаяся тем, что дополнительно содержит скважинный модем, адаптированный для передачи и приема сигналов связи вдоль насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны.

11. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит модуль нагнетания индикатора, адаптированный для управляемого нагнетания вещества в протекающий поток в ответ на электрический сигнал.

12. Газлифтная нефтяная скважина по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит множество пакеров для разделения множества зон.

13. Способ добычи нефтепродуктов из газлифтной скважины с использованием скважинного газа под давлением из подземной зоны газа под давлением, содержащий следующие этапы: обеспечение протекания скважинного газа под давлением из газоносной зоны в обсадную колонну буровой скважины; регулировка потока скважинного газа под давлением, поступающего из внутренней части обсадной колонны во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны, проходящей внутри обсадной колонны; обеспечение протекания нефти из подземной нефтеносной зоны в насосно-компрессорную колонну; подъем нефти в насосно-компрессорной колонне с использованием по меньшей мере, части пузырьков газа скважинного газа под давлением; подача нефтепродуктов из насосно-компрессорной колонны на поверхность, и отличающийся тем, что осуществляют направление переменного тока через насосно-компрессорную колонну к электрически управляемому газлифтному клапану, используя индукционный дроссель, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны рядом с электрически управляемым газлифтным клапаном и первый и второй выводы, подсоединенные к насосно-компрессорной колонне, соответственно, на стороне источника и стороне цепи обратного тока индукционного дросселя.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что дополнительно содержит регулировку потока скважинного газа под давлением между одним пространством внутри обсадной колонны и другим пространством внутри обсадной колонны с помощью управляемого пакера, содержащего электрически управляемый клапан пакера.

15. Способ действия газлифтной нефтяной скважины, содержащей следующие этапы: изолирование газового продуктивного пласта от нефтяного продуктивного пласта; использование скважинного устройства, обеспечивающего в рабочем состоянии канал для прохождения флюида между пластами; направление газа из газового продуктивного пласта в нефтяной продуктивный пласт с использованием скважинного устройства; добыча нефти из нефтяного продуктивного пласта с использованием направленного газа, способствующий подъему нефти на поверхность, и отличающийся тем, что включает использование индукционного дросселя, расположенного вокруг трубопроводной структуры буровой скважины рядом со скважинным устройством, соединение первого и второго выводов к трубопроводной структуре, соответственно, на стороне источника и стороне цепи обратного тока индукционного дросселя, подача питания в скважинное устройство путем подачи сигнала переменного тока в трубопроводную структуру буровой скважины и передачи сигнала переменного тока от трубопроводной структуры к скважинному устройству через первый и второй выводы.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что дополнительно содержит следующие этапы: подача питания на датчик с использованием сигнала переменного тока; обнаружение скважинной физической величины с помощью датчика; передача данных, соответствующих скважинной физической величине, из датчика.

17. Способ по п.15, отличающийся тем, что дополнительно содержит регулировку скважинного устройства на основании данных, поступающих из датчика, для регулировки количества направленного газа.

18. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительно содержит передачу данных скважинной физической величины в компьютер, расположенный на поверхности, с использованием трубопроводной структуры в качестве проводника.

19. Способ по п.15, отличающийся тем, что дополнительно содержит следующие этапы: введение изменяющегося во времени сигнала в насосно-компрессорную колонну трубопроводной структуры; направление части сигнала в скважинное устройство, электрически подсоединенное к насосно-компрессорной колонне с использованием индукционного дросселя, расположенного вокруг насосно-компрессорной колонны, при этом скважинное устройство содержит электрически управляемый газлифтный клапан; управление электрически управляемым газлифтным клапаном на основании изменяющегося во времени сигнала.

20. Способ по п.19, отличающийся тем, что дополнительно содержит следующие этапы: подача изменяющегося во времени тока в насосно-компрессорную колонну; направление части указанного сигнала в скважинный датчик с использованием индукционного дросселя, расположенного вокруг насосно-компрессорной колонны, причем датчик электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне; подача питания на датчик с помощью сигнала; обнаружение скважинной физической величины с помощью датчика; подача электрического сигнала, соответствующего скважинной физической величине, в скважинный модем из датчика; передача электрического сигнала в другой модем с использованием скважинного модема и через насосно-компрессорную колонну.

21. Способ по п.20, отличающийся тем, что в качестве другого модема используют поверхностный модем.

22. Способ по п.20, отличающийся тем, что в качестве другого скважинного модема используют релейный модем.

23. Способ по п.15, отличающийся тем, что используют скважинное устройство, содержащее управляемый газлифтный клапан.

24. Способ по п.15, отличающийся тем, что используют скважинное устройство, содержащее пакер, имеющий управляемый клапан.