Системы непроникающего управления продуктивным пластом
В изобретении представлены системы и методы надежного принудительного закрытия секции ствола скважины, что обеспечивает управление пластом. Обеспечивается повышение надежности перекрытия действующей скважины за счет исключения прохождения потока флюида между затрубным пространством верхней секции оборудования для заканчивания скважины и центральным каналом нижней секции до тех пор, пока нижняя секция закрыта для прохождения потока флюида. Сущность изобретения: устройство имеет корпус клапана управления, снабженный анкерным устройством для избирательной посадки корпуса клапана управления в пакер внутри ствола скважины и отверстие для потока флюида, выполненное в корпусе клапана. Устройство имеет также первую скользящую муфту. Она установлена с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой. Имеется вторая скользящая муфта. Она установлена с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой, 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 23 ил.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение в общем относится к системам и способам избирательной изоляции части ствола скважины.
Уровень техники
В процессе эксплуатации скважины по добыче углеводородов, время от времени возникает необходимость в закрытии или глушении скважины для прохождения потока флюидов ниже определенного уровня. Если скважина останется неперекрытой, например, при извлечении насоса, флюиды, находящиеся под давлением, могут быть с большой скоростью выброшены на поверхность, что приведет к возникновению опасной ситуации в устье скважины и к потенциальному ухудшению возможностей дальнейшей добычи для этой скважины. В одной из известных технологий глушение скважины осуществляется путем подачи флюидов, например морской воды, в поверхностную часть скважины для увеличения гидростатического давления внутри скважины до величины, которая превышает пластовое давление. Однако применение такой технологии создает дополнительные проблемы в связи с тем, что обычно нежелательно вводить флюиды в нижележащий пласт, поскольку это может снизить качество и количество продукции, которая может быть впоследствии получена из этой скважины.
Другой способ изоляции скважины заключается в установке запорного клапана ниже насоса, который должен быть извлечен, и в последующем закрытии этого клапана в случае необходимости извлечения насоса из скважины. Обычно используемый запорный клапан - это золотниковый клапан, в котором имеются боковые отверстия для флюида, снабженный внутренней муфтой (гильзой), которая может перемещаться в аксиальном направлении между положениями открытия и закрытия проходов флюида. Такой золотниковый запорный клапан со скользящей муфтой раскрыт, например, в патентах США №5,156,220 и №5,316,084 (Forehand и др. и Murray и др. соответственно). Указанные патенты принадлежат заявителю заявки на настоящее изобретение и вводятся в данное описание посредством ссылки. Такой запорный клапан, модель CMQ-22, предлагается на рынке компанией Baker Oil Tools, которая является подразделением компании Baker Hughes Incorporated.
Операции по открытию-закрытию запорного клапана, хотя и являются простыми, однако представляют ряд практических проблем. Поскольку скважина является действующей, обычно на запорном клапане возникает значительный перепад давлений. Авторами настоящего изобретения было обнаружено, что в случае, если не обеспечивается надежное закрытие клапана во время извлечения насоса, флюиды из зоны скважины, расположенной ниже насоса, могут под давлением прорваться вверх. Если муфта клапана закрывается подъемом насоса из скважины, клапан не будет закрыт полностью до тех пор, пока насос не будет поднят в скважине на некоторую высоту, то есть произойдет проникновение вверх такого давления из нижней части скважины.
В основу настоящего изобретения положена задача устранения подобных проблем известных технологий.
Краткое изложение сущности изобретения
Для решения поставленной задачи в изобретении предлагаются улучшенные системы и методы надежного закрытия секции ствола скважины для обеспечения контроля пласта (потоков флюидов внутри скважины). Предлагаются устройства и способ для избирательного закрытия секции ствола скважины от прохода флюидов. Затем секция оборудования для заканчивания скважины может быть снова открыта для прохождения потока флюидов после восстановления соединения между верхней и нижней секциями оборудования для заканчивания скважины. Преимуществом представленных в настоящем изобретении устройств и способа является то, что они в основном исключают сообщение для флюидов между затрубным пространством верхней секции оборудования для заканчивания скважины и центральным каналом нижней секции до тех пор, пока нижняя секция закрыта для прохождения потока флюидов.
В одном описанном предпочтительном варианте осуществления изобретения используется клапан управления пластом, имеющий верхнюю и нижнюю скользящие муфты, которые встроены, соответственно, в верхнюю и нижнюю секции оборудования для заканчивания скважины. Верхнюю скользящую муфту избирательно открывают повышением давления в затрубном пространстве так, что поток флюида может быть перекрыт до тех пор, пока в нем не возникнет необходимость, что обеспечивает надежное управление процессом добычи флюида из пласта. Положением нижней скользящей муфты управляют удалением верхней секции оборудования для заканчивания скважины от нижней секции и обратной установкой верхней секции на нижнюю секцию.
Во втором предпочтительном варианте предлагается устройство управления пластом, в котором клапан управления пластом содержит корпус клапана со встроенными внутренней и внешней скользящими муфтами.
Внешнюю муфту открывают повышением давления в затрубном пространстве внутри ствола скважины. Внутреннюю муфту открывают перемещением верхней секции оборудования для заканчивания скважины, в результате которого на внутреннюю муфту действует замковое средство.
Предлагаемые в настоящем изобретении устройства и способ являются непроникающими в том смысле, что они не требуют вторжения в скважину с использованием вспомогательных канатов или гибких НКТ малого диаметра для закрытия нижней секции оборудования для заканчивания скважины перед подъемом верхней секции из ствола скважины.
Краткое описание чертежей
Специалист среднего уровня в данной области техники легко поймет преимущества и другие особенности изобретения из ниже приведенного подробного описания и прилагаемых чертежей, на которых одинаковые ссылочные обозначения относятся к одинаковым или сходным элементам нескольких чертежей. На чертежах показано:
на фиг.1 - вид сбоку сечения примера скважины, в которой имеется гравийный фильтр и колонна для заканчивания скважины,
на фиг.2 - увеличенный вид сечения системы управления пластом внутри ствола скважины, представленной на фиг.1,
на фиг.3 - вид сбоку сечения системы управления пластом, представленной на фиг.2, с верхней скользящей муфтой в положении открытия,
на фиг.4 - вид сбоку сечения системы управления пластом, представленной на фиг.2 и 3, с нижней скользящей муфтой, переведенной в положение закрытия,
на фиг.5 - вид сбоку сечения системы управления пластом, представленной на фиг.2, 3 и 4, с верхней секцией колонны от нижней секции,
на фиг.6 - вид сбоку сечения системы управления пластом, представленной на фиг.2-5, на котором нижняя скользящая муфта зафиксирована в положении закрытия,
на фиг.7 - схематичный вид сечения альтернативной системы управления пластом, которая построена в соответствии с настоящим изобретением и содержит гравийный фильтр и колонну для заканчивания скважины,
на фиг.8 - схематичный вид сечения системы управления пластом, которая представлена на фиг.7 и в которой верхняя секция колонны размещается поверх нижней секции,
на фиг.9 изображена система управления пластом, представленная на фиг.7 и 8, с внутренней скользящей муфтой в положении открытия,
на фиг.10 иллюстрируется система управления пластом, представленная на фиг.7-9, с внешней скользящей муфтой в положении, открывающем проход для потока флюидов вверх в верхнюю секцию колонны,
на фиг.11 иллюстрируется система управления пластом, представленная на фиг.7-10, с верхней секцией колонны, извлекаемой из ствола скважины,
на фиг.12А-12Е - вид четверти сечения клапана управления пластом, в качестве примера клапана, используемого в системе, описанной в связи с фиг.7-11,
на фиг.13А-13Е - вид четверти сечения клапана управления пластом, в качестве примера клапана, используемого в системе, описанной в связи с фиг.7-11, с клапаном управления в положении, обеспечивающем открытие внутренней скользящей муфты.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
На фиг.1 в качестве примера изображена скважина 10, пробуренная сквозь толщу земли 12 в продуктивный пласт 14. Ствол скважины 10 содержит колонну (оборудование) 16 для заканчивания скважины для подъема на поверхность (не показана) добываемого продукта из пласта. Между колонной 16 для заканчивания скважины и внутренней стенкой 20 ствола скважины 10 образовано кольцевое затрубное пространство 18. Колонна 16 для заканчивания скважины включает верхнюю секцию 22 и нижнюю секцию 24 колонны (секции оборудования для заканчивания скважины), соединенные с возможностью разъединения посредством узла клапана управления пластом, который в целом обозначен ссылочным номером 25 и подробно будет описан ниже.
Нижняя секция 24 колонны содержит переводник 26 колонны с отверстиями или фильтром, прилегающий к пласту 14. Перфорационные отверстия 28 в пласте 14 способствуют созданию потока углеводородов из пласта 14 в переводник 26. По длине верхней и нижней секций 22, 24 колонны образован аксиальный центральный канал 32 для прохода потока. Внутрь затрубного пространства 18, окружающего переводник 26 ниже пакера 30, набивается гравий 34. В процессе штатной работы углеводородные продукты поступают из пласта 14 в переводник 26 и далее в основном по центральному каналу 32 ствола скважины 10 в направлении поверхности.
На фиг.2, 3, 4 и 5 более подробно изображены детали узла 25 клапана управления пластом и окружающих компонентов. Верхняя секция 22 колонны включает колонну 36 насосно-компрессорных труб (НКТ), которая проходит в скважине 10 до самой поверхности. К нижнему концу колонны 36 НКТ присоединен электрический погружной насос 38. Насос 38, имеющий обычную конструкцию, используемую в отрасли для перекачивания углеводородных продуктов по эксплуатационной колонне, содержит секцию двигателя 40 и впускную секцию 42. Впускная секция 42 содержит ряд отверстий 44 для входа флюида, через которые флюид из затрубного пространства 18 поступает во впускную секцию 42, и далее по колонне 36 НКТ он может подаваться на поверхность по стволу скважины 10. От поверхности по стволу скважины 10 вниз проходит электрический кабель 46, по которому подается питание на секцию 40 двигателя насоса 38.
К нижнему концу насоса 38 подсоединен перфорированный переводник 48. Переводник 48 содержит боковые отверстия (проходы) 50 для потока флюида и верхнюю скользящую муфту 52, которая радиально охватывает перфорированный переводник 48 и может перемещаться по нему аксиально, избирательно открывая или закрывая отверстия 50. Таким образом, обеспечивается сообщение для флюида между затрубным пространством 18 и внутренним пространством перфорированного переводника 48. Когда узел 25 клапана управления пластом вначале помещается в скважину 10, муфта 52 находится в закрытом положении (как показано на фиг.2), в котором проход флюида через отверстия 50 перекрыт муфтой 52. Скользящая муфта 52 может приводиться в действие увеличением давления флюида в затрубном пространстве 18. Повышенное давление в затрубном пространстве действует на поверхность 54 поршня на верхнем конце муфты 52 и перемещает муфту 52 вниз в положение, показанное на фиг.3, в котором открываются отверстия 50.
К нижней части перфорированного переводника 48 прикреплено анкерное устройство 56. Анкерное устройство 56 включает корпус 58 анкерного устройства, фиксирующийся с помощью защелки с замком 60, который выступает из корпуса вниз. Форма и размеры корпуса 52 анкерного устройства соответствуют форме и размерам приемного устройства 62. Корпус 58 анкерного устройства садится в приемное устройство и удаляется из него с использованием защелки, конструкция которой известна в технике. В качестве подходящего анкерного устройства может использоваться устройство "Snap-In, Snap-Out Anchor", модель E, которая предлагается на рынке компанией Baker Oil Tools, г.Хьюстон, шт.Техас, США. Несколько эластомерных уплотняющих колец 61 охватывают по окружности корпус 58 анкерного устройства и обеспечивают уплотнение для флюида между корпусом 58 и приемным устройством 62.
Приемное устройство 62 располагается внутри клапана 64 управления пластом, который содержит ниже приемного устройства 62 трубчатый переводник 66, в боковой поверхности которого имеются отверстия (проходы) 68 для потока флюида. Внутри переводника 66 размещена нижняя скользящая муфта 70, которая может аксиально перемещаться. Вначале скользящая муфта 70 размещена внутри переводника 66 в первом положении, показанном на фиг.2, в котором муфта 70 не закрывает отверстия 68, и сквозь них может проходить флюид. Муфта 70 может перемещаться во второе положение (показано на фиг.3), в котором она закрывает отверстия 68, блокируя таким образом проход флюида сквозь отверстия. Замок 60 анкерного устройства 56 снабжен отходящим наружу выступом 72, который вначале расположен ниже нижнего аксиального конца скользящей муфты 70. Ниже скользящей муфты 70 проход трубчатого переводника 66 перекрыт для движения потока флюида пробкой 74 центрального канала. Пробка 74 может быть любого типа, подходящего для этой цели. В качестве такой пробки может быть использована пробка Sur-Set™ модели "Extreme", предлагаемая на рынке компанией Baker Oil Tools, г.Хьюстон, шт.Техас, США. Далее, трубчатый переводник 66 содержит нижние боковые отверстия 76 для потока флюида. Нижний конец трубчатого переводника 66 прикреплен к анкерному элементу 78, который в свою очередь находится внутри пакера 30.
Клапан 64 управления пластом содержит также внешний кожух 80, который охватывает по окружности трубчатый переводник 66. Между кожухом 80 и трубчатым переводником 66 образуется кольцевое пространство 82. Кожух 80 также содержит отверстие 84 для прохода флюида, которое вначале закрыто для потока флюида разрушаемым элементом 86, например, разрывной мембраной. Разрушаемый элемент 86 выполнен с возможностью разрыва под действием достаточно высокой, заранее заданной разницы давлений.
При использовании устройства, внутри ствола скважины 10 предварительно устанавливается нижняя секция 24 колонны, а в затрубное пространство 18 набивается гравий 34 с использованием известных технологий. Внутри ствола скважины 10 устанавливается пакер 30 для того, чтобы изолировать находящееся ниже него затрубное пространство 18. Далее, верхняя секция 22 колонны спускается в скважину 10 до посадки и закрепления анкерного элемента 78 внутри пакера 30, в результате чего происходит соединение верхней и нижней секций, 22 и 24. Компоненты колонны 16 для заканчивания скважины после выполнения указанных операций показаны на фиг.2, где верхняя скользящая муфта 52 находится в закрытом положении, а нижняя скользящая муфта 70 находится в открытом положении. В такой конфигурации отсутствует поток флюида вверх к устью ствола скважины 10, поскольку верхняя скользящая муфта находится в закрытом положении. Одно из преимуществ системы и способов в соответствии с настоящим изобретением заключается в надежности управления пластом, поскольку поток полностью перекрыт, пока система не будет принудительно открыта для движения потока флюида.
При необходимости начать подачу потока флюида к поверхности по скважине 10 открывают верхнюю скользящую муфту 52. Для этого повышают давление в колонне 36 НКТ. В результате повысится также давление флюида в затрубном пространстве 18, потому что обеспечивается сообщение для флюида через отверстия 44 в насосе 38. Увеличившееся давление флюида действует на поверхность 54 поршня верхней муфты 52, и она сдвигается в положение открытия, как показано на фиг.3. Затем включается насос 38 для перекачивания углеводородов из пласта 14 наверх через колонну 16 для заканчивания скважины. Углеводородный флюид поступает в нижнюю секцию 24 колонны через переводник 26 с отверстиями и затем наверх, минуя пакер 30, в трубчатый переводник 66. Установленная пробка 74 заставляет флюид выходить из трубчатого переводника 66 через отверстия 16 для потока флюида, как показано стрелками 88. Поскольку нижняя скользящая муфта находится в открытом положении, то боковые отверстия 68 открыты, и флюид поступает через них в трубчатый переводник 66, как показано стрелками 90. Добываемый флюид поступает в перфорированный переводник 48 и затем вытекает наружу через перфорационные отверстия 50. Добываемый флюид протекает мимо секции двигателя 40 насоса 38 и входит в колонну 36 НКТ через отверстия 44 для входа флюида впускной секции 42 насоса 38. Путь прохождения потока показан стрелкой 92.
Узел 25 клапана управления пластом обеспечивает также механизм для эффективного перекрытия нижней секции 24 колонны при удалении его верхней секции 22. Это может быть необходимо, если потребуется, например, замена или ремонт насоса 38. Желательно, чтобы во время разделения верхней и нижней секций 22 и 24 колонны или сразу за этим разделением контролировался проход для флюида между верхним затрубным пространством 18 и центральным каналом нижней секции 24 колонны. Флюиды внутри верхнего затрубного пространства 18 могли бы поступать в центральный канал нижней секции 24 колонны, и таким образом могло бы происходить нежелательное поступление флюидов в пласт 14. Одно из преимуществ предлагаемого изобретения заключается в том, что обеспечивается надежное перекрытие нижней секции колонны так, что при этом флюиды из затрубного пространства не поступают в центральный канал нижней секции 24 колонны. На фиг.4 представлен начальный этап отделения верхней секции 22 от нижней секции 24 колонны. На фиг.5 представлен последующий этап разделения секций 22 и 24 колонн. Для отделения верхней секции 22 от нижней секции 24 колонна 36 НКТ вытягивается вверх, в результате чего корпус 58 анкерного устройства 56 отсоединяется от приемного устройства 62 узла 25 клапана управления пластом. Отходящий наружу выступ 72 замка 60 взаимодействует с нижним аксиальным концом нижней скользящей муфты 70, и при подъеме колонны 36 НКТ муфта 70 перемещается вверх в положение закрытия, в котором отверстия 68 закрыты для прохода флюида, как показано на фиг.4. Следует иметь в виду, что в этот момент уплотняющие кольца 61 обеспечивают уплотнение между корпусом 58 анкерного устройства и приемным устройством 62. В результате отсутствует сообщение для флюида между затрубным пространством 18 и внутренним пространством трубчатого переводника 66 до тех пор, пока нижняя муфта 70 находится в закрытом положении. Когда нижняя муфта 70 находится в закрытом положении, как показано на фиг.4, пробка 74 и муфта 70 полностью перекрывают проход для флюида в нижнюю секцию 24 колонны. После перемещения муфты 70 в закрытое положение при дальнейшем подъеме колонны 36 НКТ замок 60 отсоединяется от нижней муфты 70. Замок 60 обычно имеет цанговую конструкцию, которая позволяет замку гибко отклоняться внутрь, как это хорошо известно специалистам в данной области. Поэтому при продолжении подъема колонны 36 НКТ замок 60 гибко отклоняется внутрь, в результате чего отходящий наружу выступ 72 выходит из взаимодействия с нижним аксиальным концом муфты 70. После этого верхняя секция 24 колонны полностью отсоединена от нижней секции и может быть свободно поднята, как показано на фиг.5.
Перед последующим спуском в скважину 10 и соединением верхней и нижней секций 22 и 24 колонны необходимо на поверхности перевести верхнюю скользящую муфту 52 в закрытое положение. После того как верхняя и нижняя секции 22 и 24 снова соединены, верхняя скользящая муфта 52 может быть переведена в открытое положение путем увеличения давления в затрубном пространстве, как это было описано выше. Спуск и присоединение верхней секции 22 колонны к нижней секции 24 приводит к автоматическому переводу нижней скользящей муфты 70 в открытое положение. После спуска в скважину верхней секции 22 корпус 58 анкерного устройства с помощью замка зафиксируется в приемном устройстве 62. При этом отходящий наружу выступ 72 замка 60 вступает во взаимодействие с верхним аксиальным концом муфты 70 и перемещает ее из закрытого положения, показанного на фиг.5, в открытое положение, показанное на фиг.3, в результате чего восстанавливается проход для потока флюида в нижнюю секцию 24 колонны. Следует иметь в виду, по мере того как верхняя секция 22 снова вводится в нижнюю секцию 24, сначала устанавливается уплотнение для флюида между корпусом 58 анкерного устройства и приемным устройством 62 посредством уплотняющих колец 61, прежде чем нижняя скользящая муфта 70 будет переведена в открытое положение. Это уплотнение предотвращает преждевременное поступление флюидов из затрубного пространства в нижнюю секцию 24 колонны.
Если же нижняя скользящая муфта 70 по какой-то причине не откроется, то разрывная мембрана 86 может быть разорвана в результате повышения давления флюида внутри верхней части затрубного пространства 18 до величины, достаточной для разрыва мембраны 86, и откроется проход для потока флюида через отверстие 84. Это обеспечит дополнительный проход для перетекания флюида между центральными каналами верхней и нижней секций, 22 и 24. Эта ситуация представлена на фиг.6. В том случае если нижняя муфта 70 застрянет в закрытом положении, давление флюида внутри верхней части затрубного пространства 18 увеличится до величины, достаточной для разрыва разрывной мембраны 86, в результате чего откроется проход для флюида через отверстие 84 в кожухе 80. После этого флюид может поступать из нижней секции 24 через отверстия 76 в кольцевое пространство 82 и далее наружу в затрубное пространство 18 через отверстие 84, как показано стрелками 96. Далее, из затрубного пространства 18 добываемый флюид поступает во впускные отверстия 44 насоса 38 и подается по колонне 36 НКТ на поверхность скважины 10. Таким образом, отверстие 84 для прохода флюида в кожухе 80 и разрывная мембрана 86 обеспечивают аварийный канал, который может быть открыт в случае невозможности открытия нижней муфты 70.
На фиг.7-11, а также 12А-12Е и 13А-13Е показан альтернативный вариант выполнения устройства 100 управления пластом в соответствии с настоящим изобретением. На фиг.7-11 представлены общие виды системы управления пластом на различных этапах ее работы внутри ствола скважины 10. На фиг.12А-12Е и 13А-13Е представлены виды четверти сечения устройства 100 управления пластом и его частей с тем, чтобы дать представление о взаимодействии различных компонентов. Прежде всего, будет описана общая структура и функционирование устройства 100 управления пластом со ссылками на общие виды устройства, представленные на фиг.7-11. Устройство 100 управления пластом установлено внутри верхней секции 102 колонны ниже электрического погружного насоса 104. Нижняя секция 106 содержит перфорированную трубу 24 и секцию 34 с гравийной набивкой. Пакер 30 содержит выступающую вверх фиксирующую часть 108 для посадки в нее и фиксации анкерного устройства с возможностью отсоединения.
Основной частью устройства 100 управления пластом является корпус 110 клапана, имеющий в основном цилиндрическую форму. Корпус 110 клапана содержит радиальное отверстие 114 для потока флюида, и на корпусе имеется внешняя скользящая муфта 116 клапана, которая может перемещаться избирательно между двумя положениями. В первом положении (см. фиг.7) отверстие 114 для потока флюида перекрыто скользящей муфтой 116 клапана. Во втором положении скользящая муфта 116 клапана открывает отверстие 114 для потока флюида. Кроме того, внутри корпуса 110 клапана имеется внутренняя скользящая муфта 118 клапана, которая также может перемещаться между двумя положениями, в которых она может избирательно закрывать или открывать отверстие 114 для потока флюида. Аксиальный канал 112 для флюида корпуса 110 клапана содержит внутри пробку 120, которая перекрывает аксиальный канал 112 для потока флюида выше уровня отверстия 114. Верхний конец корпуса 110 клапана снабжен верхним фиксирующим средством 122 для соединения корпуса 110 клапана с сегментами колонны НКТ в верхней секции 102 колонны. Нижний конец корпуса 110 клапана представляет собой анкерную часть 124, размеры и форма которой точно соответствуют размерам и форме фиксирующей части 108 пакера 30. Корпус 110 клапана также содержит замок 126 (подробно представлен на фиг.12А-12Е и 13А-13Е), который используется для перемещения внутренней муфты 118 между ее закрытым и открытым положениями. Процесс перемещения муфты будет описан ниже.
На фиг.7 представлена верхняя секция 102 колонны с присоединенным к ней устройством 100 управления пластом. На фиг.8 показана анкерная часть 124 устройства 100 управления пластом, посаженная в фиксирующую часть 108 нижней секции 106 колонны. В указанном положении полностью отсутствует поток добываемого флюида из нижней секции 106. Пробка 120 внутри устройства 100 перекрывает проход вверх потока флюида. После посадки устройства 100 поток флюида может быть включен перемещением внутренней и внешней муфт 118 и 116 в положения, в которых они открывают отверстие 114. Сначала внутренняя муфта 118 перемещается вниз за счет контролируемого перемещения верхней секции 102 колонны (т.е. опускание секции по колонне НКТ). Замок 126 воздействует на внутреннюю муфту 118 и открывает ее (см. фиг.9). Затем внешняя муфта 116 перемещается в открытое положение, в котором она полностью открывает отверстие 114. Необходимо, однако, отметить, что внешняя муфта 116 может быть открыта до или после открытия внутренней муфты 118.
Для того чтобы открыть внешнюю муфту 116, с поверхности повышают давление флюида внутри верхней секции 102 колонны. Давление флюида через отверстия 128 насоса 104 распространяется в затрубное пространство 130. Давление флюида воздействует на поверхность 132 кольцевого поршня (см., например, фиг.12Г) и перемещает внешнюю муфту 116 вверх (см. фиг.10). На фиг.12Г и 13Г представлен вид устройства 100 после того, как внешняя муфта 116 смещена вверх в положение, в котором она не перекрывает отверстие 114. Перед этим перемещением поверхность 132 поршня находится возле выступа 134, показанного на фиг.12Г, и поэтому корпус муфты 116 будет перекрывать отверстие 114.
После того как внешняя муфта 116 перемещается вверх и в результате открывает отверстие 114, поток добываемого флюида может поступать из нижней секции 106 колонны. Как показано стрелками на фиг.10, добываемый флюид будет поступать радиально наружу через отверстие 114 внутрь затрубного пространства 130. Отсюда добываемый флюид может поступать во впускные отверстия 128 насоса 104, и далее вверх на поверхность через верхнюю секцию 102 колонны. В случае необходимости получения необходимого расхода включают насос 104 для интенсификации поступления добываемого флюида на поверхность из ствола скважины 10.
В случае необходимости прекращения подачи добываемого флюида из нижней секции 106 колонны насос 104 выключается, и верхняя секция 102 колонны вытягивается из скважины. Замок 126 вступает во взаимодействие с внутренней муфтой 118 и перемещает ее так, что она снова перекрывает отверстие 114 для потока флюида. Дальнейший подъем верхней секции 102 колонны приведет к отделению корпуса 110 клапана так, что верхняя фиксирующая часть 122 и замок 126 удаляются, оставляя анкерную часть 124, пробку 120 и муфты 116, 118 внутри ствола скважины, прикрепленными к пакеру 30. Таким образом, поступление флюида из нижней секции 106 колонны перекрывается пробкой 120 и закрытой внутренней муфтой 118.
Если необходимо возобновить поступление продукции из нижней секции 106 колонны, верхняя секция 102 может быть снова опущена в скважину 10, при этом замок 126 снова вводится в часть корпуса 110 клапана, которая прикреплена к пакеру 30. Замок 126 снова откроет отверстие 114, переместив внутреннюю муфту 118 вниз в положение, в котором она не будет больше перекрывать отверстие 114. После этого будет восстановлен поток флюида, как показано на фиг.10.
На фиг.12А-12Е и 13А-13Е представлены более подробные виды устройства 100 управления пластом, на которых можно видеть более детально конструкцию и работу устройства. На фиг.12Г устройство 100 показано с внешней муфтой 116, смещенной в положение, в котором она больше не перекрывает отверстие 114, из положения (показано пунктирными линиями), в котором муфта 116 закрывала отверстие 114. Внешняя муфта 116 перемещается в открытое положение, как только давление флюида внутри затрубного пространства 130, действующее на кольцевую поверхность 132 поршня, превысит величину срезания срезного штифта 134, который крепит внешнюю муфту 116 к удерживающему кольцу 136 на корпусе 110 клапана. Внешняя муфта открывается давлением в затрубном пространстве аналогично тому, как это происходит в инструменте со скользящей муфтой "СМР™ Defender", который предлагается на рынке компанией Baker Oil Tools, г.Хьюстон, шт.Техас, США.
Внутренняя муфта 118 вначале закрыта (см. фиг.12Г) так, что отверстие 114 перекрыто. Замок 126 содержит на конце защелку 138, которая соприкасается и входит в зацепление с кольцом 140 освобождения муфты. Кольцо 140 освобождения муфты имеет внутренний заплечик 142 для взаимодействия с защелкой 138 замка 126. Кольцо 140 освобождения муфты также имеет на наружной поверхности кольцевую проточку 144 для прилива и нижний конец 146, взаимодействующий с муфтой. Внутренняя муфта 118 имеет отверстие 148, в котором помещается прилив 150. Корпус 110 клапана также имеет на внутренней поверхности кольцевую проточку 152 для прилива. Вначале прилив 150 расположен внутри проточки 152 для прилива, как показано на фиг.12В. Прилив 150 фиксируется внутри внешней проточки 144 для прилива корпусом кольца 140 освобождения муфты. В этом положении прилив 150 предотвращает перемещение внутренней муфты 118 относительно корпуса 110 клапана. По мере того как замок 126 перемещается вниз, внешняя проточка 144 поравняется с приливом 150, и он войдет в проточку 144. После этого муфта 118 может перемещаться аксиально по отношению к корпусу 110 клапана (см. фиг.13В). Когда муфта 118 перемещается аксиально вниз под действием замка 126, отверстие 154 для флюида в муфте 118 поравняется с отверстием 114, в результате чего отверстие 114 будет открыто для прохода через него флюида.
Движение вверх верхней секции 102 приводит к тому, что замок 126 снова закроет отверстие 114 для потока флюида, прежде чем верхняя секция 102 отделится от нижней секции 106 колонны скважины. При перемещении вверх замка 126 заплечик 156 (см. фиг.13В), обращенный вверх, на нижнем конце замка 126 войдет в зацепление с заплечиком 158, обращенным вниз, на кольце 140 освобождения муфты. Кольцо 140 освобождения муфты заставляет муфту также двигаться вверх, благодаря зацеплению, обеспечиваемому приливом 150. Дальнейшее перемещение вверх верхней секции 102 удалит верхнее фиксирующее устройство 122 и замок 126 из других компонентов устройства 100 клапана, оставляя последние на месте в стволе скважины 10.
Специалисты в данной области техники поймут, что устройство 100 управления пластом является во многих отношениях более предпочтительным по сравнению с устройством 25, описанным выше, так как, например, оно устраняет необходимость во внешнем кожухе таком, как кожух 80, описанный в первом варианте осуществления изобретения.
Можно видеть, что в изобретении предлагаются системы и способы для избирательного перекрытия части ствола скважины для потока флюида. Секция колонны затем может быть снова открыта для потока флюида после восстановления соединения между верхней и нижней секциями колонны. В первом описанном варианте осуществления изобретения может быть открыт вспомогательный проход для потока флюида в случае, если по какой-либо причине окажется невозможным снова открыть закрытую секцию колонны предусмотренным способом. Преимуществом предлагаемых в настоящем изобретении систем и способов является то, что они в основном исключают проход для потока флюида между затрубным пространством 18 верхней секции 22 и центральным каналом нижней секции 24 колонны до тех пор, пока нижняя секция 24 закрыта для потока флюида.
В настоящем описании приводятся конкретные варианты осуществления изобретения для целей иллюстрации и пояснения. Однако специалистам в данной области техники будет очевидно, что возможны различные модификации и изменения вариантов осуществления изобретения, описанных выше, которые не выходят за рамки сущности и объема изобретения.
1. Устройство управления пластом для использования в стволе скважины и избирательного открытия-закрытия нижней секции оборудования для заканчивания скважины для обеспечения удаления или установки верхней секции оборудования для заканчивания скважины, содержащее корпус клапана управления, снабженный анкерным устройством для избирательной посадки корпуса клапана управления в пакер внутри ствола скважины, отверстие для потока флюида, выполненное в корпусе клапана, первую скользящую муфту, установленную с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой, и вторую скользящую муфту, установленную с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой.
2. Устройство по п.1, в котором первая муфта установлена с возможностью перемещения между положениями открытия и закрытия с помощью замкового средства.
3. Устройство по п.1, в котором корпус клапана выполнен отделяемым.
4. Устройство по п.1, дополнительно содержащее внешний кожух для охвата потока добываемого флюида.
5. Устройство по п.4, дополнительно содержащее разрывной элемент внутри кожуха для избирательного обеспечения дополнительного прохода для потока флюида.
6. Устройство по п.1, в котором одна из скользящих муфт установлена с возможностью перемещения в положение открытия посредством повышения давления флюида внутри затрубного пространства, окружающего устройство.
7. Устройство по п.1, дополнительно содержащее внутри корпуса клапана пробку для перекрытия аксиального потока флюида через корпус клапана.
8. Узел оборудования для заканчивания скважины в пласте, предназначенный для избирательного отбора флюида из нижней секции ствола скважины, содержащий нижнюю секцию оборудования для заканчивания скважины, сформированную из трубной колонны и пакера для крепления нижней секции внутри ствола скважины, верхнюю секцию оборудования для заканчивания скважины, сформированную из трубной колонны и имеющую анкерное устройство для избирательной фиксации в пакере и клапан управления пластом для управления потоком флюида из нижней секции, включающий а) корпус клапана управления, снабженный анкерным устройством для избирательной посадки корпуса клапана управления в пакер внутри ствола скважины, б) отверстие для потока флюида, выполненное в корпусе клапана, в) первую скользящую муфту, установленную с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой, и г) вторую скользящую муфту, установленную с возможностью перемещения между положением открытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие не закрыт этой муфтой, и положением закрытия, в котором проход потока флюида через указанное отверстие закрыт этой муфтой.
9. Узел по п.8, дополнительно содержащий насос для откачивания флюида, встроенный в верхнюю секцию оборудования для заканчивания скважины и способствующий движению потока флюида из нижней секции оборудования для заканчивания скважины по направлению к поверхностной части скважины.
10. Узел по п.8, в котором первая муфта установлена с возможностью перемещения между положениями открытия и закрытия с помощью замкового средства.
11. Узел по п.8, в котором корпус клапана выполнен отделяемым.
12. Узел по п.8, дополнительно содержащий внешний кожух для охвата потока добываемого флюида.
13. Узел по п.8, дополнительно содержащий внутри корпуса клапана пробку для перекрытия аксиального потока флюида через корпус клапана.
14. Узел по п.8, в котором одна из скользящих муфт установлена с возможностью перемещения в положение открытия путем повышения давления флюида внутри затрубного пространства, окружающего клапан управления пластом.
15. Способ избирательного доступа к нижней секции оборудования для заканчивания скважины, в котором осуществляют посадку верхней секции оборудования для заканчивания скважины, содержащей клапан управления пластом, на нижнюю секцию этого оборудования внутри ствола скважины, перемещают первую скользящую муфту по клапану управления пластом из положения закрытия в положение открытия в клапане отверстия для флюида, перемещают вторую скользящую муфту по клапану управления пластом из положения закрытия в положение открытия в клапане отверстия для флюида, и подают добываемый флюид из нижней секции оборудования для заканчивания скважины по направлению к поверхностной части скважины.
16. Способ по п.15, в котором дополнительно перекрывают поток добываемого флюида из нижней секции оборудования для заканчивания скважины путем перемещения одной из скользящих муфт с закрытием отверстия для флюида.
17. Способ по п.16, в котором дополнительно отделяют верхнюю секцию оборудования для заканчивания скважины от нижней секции после закрытия отверстия для флюида.
18. Способ по п.15, в котором перемещение первой скользящей муфты осуществляют посредством увеличения давления в затрубном пространстве ствола скважины с воздействием давления флюида на поверхность поршня скользящей муфты, которое заставляет ее перемещаться.
19. Способ по п.15, в котором вторую скользящую муфту перемещают под действием замкового средства.
20. Способ по п.15, в котором дополнительно используют насос для откачивания флюида, способствующий выводу потока добываемого флюида из ствола скважины.
