Интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти и получения информации с забоя скважины

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится в основном к исследованию нефтяных и газовых скважин. В частности, изобретение относится к устройству и способу механизированной добычи нефти из пласта посредством системы гидравлического насоса и получению информации с забоя скважины.

Уровень техники

В традиционной практике нефтедобычи различные формы механизированной эксплуатации основывались на подъеме пластовой жидкости исключительно посредством использования перепада давления. Для этих целей в забое скважины устанавливают механические, электрические, гидравлические и винтовые насосы.

Для определения того, какой из способов механизированной добычи применить для конкретной скважины, требуется информация о пласте (давление, температура, характеристики пластовой жидкости и дебит скважины). Часть этой информации (характеристики жидкости и дебит скважины) может быть получена на поверхности при эксплуатации скважины, в то время как давление в пласте и температуру регистрируют в забое скважины.

Из уровня техники известно большое разнообразие струйных насосов для освоения, испытания и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, описанных в следующих патентах США: 1,355,606; 1,758,376; 2,041,803; 2,080,623; 2,285,638; 2,287,076; 2,826,994; 3,215,087; 3,234,890; 3,887,008; 4,135,861; 4,183,722; 4,293,283; 4,310,288; 4,390,061; 4,441,861; 4,504,195; 4,603,735; 4,605,069; 4,658,693; 4,664,603; 4,726,420; 4,744,730; 4,790,376; 5,055,002; 5,083609; 5,372,190; 5,472,054; 5,651,664; 5,667,364; 6,354,371.

Также из уровня техники известно устройство гидравлического струйного насоса для подъема жидкостей из нефтяных скважин (патент на полезную модель EC-SMU-01-4158, Эквадор), который выбран в качестве прототипа настоящего изобретения. Данное изобретение удовлетворяет необходимости нефтяной промышленности в компактном механизме, который объединяет такие преимущества, как мгновенное закрытие скважины в забое на глубине насоса для уменьшения «эффекта наполнения» и достижение точной регистрации параметров для расчета характеристик пласта или скважины. Таким образом, струйный насос, который является важной частью данного изобретения, содержит признаки известных устройств, но вдобавок к ним имеет отличительные особенности, позволяющие осуществлять его сборку, внедрение и функционирование в соответствии с требованиями механизма. Одними из его отличительных характеристик является соединитель, расположенный в нижней части насоса, который обеспечивает возможность монтажа нижнего запорного клапана, а также сохраняет обводные каналы нижнего запорного клапана закрытыми; а также наличие в верхней части насоса переходного удлинителя, на котором установлены винты для крепления насоса в процессе работы.

Среди наиболее известных традиционных способов получения информации о давлении и температуре на забое скважины можно отметить следующие способы:

a. Блок измерительных приборов закреплен винтами на трубе, для которой требуется колонна труб (крупногабаритное оборудование), необходимая для спуска трубы приблизительно в течение 10 часов и подъема трубы в течение такого же периода времени. Данная процедура применяется только к разведочным скважинам, а не к добывающим. Давление пласта регистрируют своевременно в момент, когда происходит выброс и в скважину начинает поступать жидкость.

b. Другой известный способ относится к применению нижнего запорного клапана, в котором используют азот для осуществления закрытия, и который имеет размеры приблизительно 6 метров в длину и 100 мм в диаметре. Но при реализации данного способа может возникать неопределенность, поскольку состояние открытия или закрытия нельзя определить, таким образом, это влечет сложности при принятии оперативных решений. Кроме того, для установки клапана требуется подъемник, что делает данную процедуру очень опасной.

c. Еще один известный способ связан со стационарным клапаном, устанавливаемым в забое скважины (всасывающий клапан), который оборудован непроходным клапаном, который заранее закреплен винтами к трубе на требуемой глубине. Извлечение клапана производят с помощью кабельной линии, причем процесс как спуска, так и подъема клапана занимает в среднем по 6 часов в случае, если шар клапана поднят с седла клапана. В противном случае его подъем производят путем извлечения трубы, что является небезопасной процедурой и применяется при низком пластовом давлении. При этом если пластовое давление больше, чем гидростатическое давление клапана, оно открывает клапан вверх, увеличивая указанный «эффект наполнения», приводя к потере времени вплоть до нескольких дней. Очевидно, что это нежелательно, поскольку это приводит к значительной потере продукции.

Ни один из описанных выше способов, известных из уровня техники, не позволяет выполнять поднятие флюида и осуществлять запись информации о скважине в оптимальных условиях с должным закрытием забоя скважины с использованием единственного устройства. Традиционно это выполняют с помощью независимого оборудования, которое доставляет измерительные приборы к забою скважины с помощью троса или трубы и требует дополнительной системы подъема (насос), что делает данную процедуру еще более сложной, медленной, опасной и дорогостоящей.

Таким образом, существует потребность в одном устройстве и способе, позволяющих выполнять одну комплексную функцию; подъем флюида и запись информации в забое скважины путем ее временного закрытия.

Также необходимо, чтобы закрытие забоя скважины происходило мгновенно для уменьшения «эффекта наполнения» и обеспечения быстрой и точной записи параметров для расчета характеристик пласта или скважины.

Следовательно, целью данного изобретения является устранение недостатков известных из уровня техники способов посредством интеллектуального устройства, которое обеспечивает механизированную добычу нефти, а также временное закрытие скважины в одном устройстве.

Более чем 25-летний опыт автора изобретения в сфере нефтедобычи способствовал разработке интеллектуального гидравлического насосного устройства для механизированной добычи нефти с получением и записью информации в забое скважины, учитывающего известный способ механизированного подъема флюида посредством струйного насоса, нижний запорный клапан для эффективной записи пластового давления и температуры посредством временного закрытия скважины быстрым способом.

Раскрытие изобретения

Данное изобретение относится к интеллектуальному гидравлическому насосному устройству для механизированной добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины (давление и температура) путем пробной эксплуатации, временного закрытия скважины, восстановления и выравнивания давления в одной простой операции. Полученные данные записывают измерительные приборы, установленные в интеллектуальном устройстве, что в последующем позволит определить максимальный приток пластовой жидкости и другие параметры, необходимые для оптимальной эксплуатации скважины.

Данное изобретение может быть применено в разведочных, испытательных и эксплуатационных скважинах.

Интеллектуальное насосное устройство по данному изобретению содержит струйный насос, соединенный с нижним запорным клапаном при помощи интеллектуального соединителя, который в свою очередь соединен с блоком измерительных средств через уплотнение на забое, формируя один комплексный блок. В забое скважины устанавливают интеллектуальное устройство посредством закачки с поверхности рабочей жидкости с помощью гидравлического поверхностного насоса, центрифуги или др. при низкой скорости и давлении и спускают трубу до ее установки в скользящую муфту интеллектуального устройства.

Интеллектуальное насосное устройство начинает работать, когда рабочую жидкость (нефть или воду) закачивают с поверхности в струйный насос через лифтовую колонну при давлении, которое повышается до 3500 psi. Поскольку это не стандартное давление, оно будет зависеть от максимального дебита скважины и от требуемого объема добычи. После этого начинают подъем флюида к поверхности за счет струйного эффекта (принцип Вентури) и испытание скважины для определения максимального дебита на поверхности, который рассчитывают в калибровочных емкостях, в то время как измерительные приборы, установленные в блоке, записывают давление и температуру потока.

После установки дебита по усмотрению технических специалистов испытание заканчивают путем остановки закачки с поверхности, и в этот момент времени нижний запорный клапан выполняет свою функцию, закрывая скважину в забое, а измерительные приборы записывают давление пласта, или другими словами, существующее давление на участке от пласта до нижнего запорного клапана.

Во время течения потока и закрытия скважины измерительные приборы, установленные на запорном клапане, помимо записи давления потока и давления в пласте, также записывают изменение температуры в каждом из этих случаев.

Отличительной особенностью данного изобретения является то, что закрытие скважины в забое выполняется мгновенно, тем самым сводя к минимуму указанный «эффект наполнения». В момент завершения закачки гидростатическое давление действует на верхний шар нижнего запорного клапана, опуская плунжер до его посадки на нижний шар, что приводит к полному закрытию нижнего запорного клапана для запуска процесса восстановления давления в пласте, которое продолжает увеличиваться со временем, пока не достигнет максимального значения, что представляет собой полезные данные для изучения пласта.

Когда давление закачки повторно прикладывается с поверхности, струйный насос снова начинает работу и созданный эффектом Вентури вакуум в насосе поднимает верхний шар, который расположен в плунжере, пружина смещает этот плунжер вверх и автоматически отходит от нижнего запорного клапана в открытом положении, при этом флюид проходит через клапан и добыча возобновляется.

Дополнительные особенности изобретения относятся к извлечению интеллектуального гидравлического насосного устройства на поверхность путем изменения гидростатического давления и давления в пласте, где установлен насос.

Технические достоинства данного изобретения заключаются в предоставлении способа сбора информации о параметрах забоя скважины путем закрытия нижнего клапана. В частности, может быть осуществлен сбор информации по давлению и температуре, с помощью которой можно определить параметры пласта, рассчитать характеристики пласта, выполнить моделирование различных динамических и гидродинамических давлений, все из которых крайне полезны при расчете PI (коэффициент продуктивности пласта), определении плана исследования пласта, получении лучшего коэффициента извлечения нефти; а также в принятии решений, обеспечивающих выгодные инвестиции.

Внедрение нижнего запорного клапана в струйный насос, кроме прочих особенностей данного изобретения, является развитием технологии, которая до сих пор не была известна в нефтедобывающей промышленности. Благодаря своей конструкции и возможности закрытия, осуществляемого с помощью плунжера и двух шаров из высокостойких материалов, нижний запорный клапан стал более эффективным. Помимо этого, нижний запорный клапан оснащен специальным обходным каналом, что облегчает извлечение насоса на поверхность.

Другое техническое преимущество данного изобретения заключается в том, что предусмотрена запись динамического давления или давления потока, а также температуры на глубине, где установлено интеллектуальное насосное устройство, в момент автоматического открытия нижнего запорного клапана, когда давление закачки приложено к насадке струйного насоса, что и приводит к запуску процесса подъема флюида за счет эффекта Вентури. Начало и продолжение записи происходит в течение всей операции добычи, которая может длиться дни, месяцы или даже годы.

Другое техническое преимущество данного изобретения также заключается в автоматическом закрытии нижнего запорного клапана, когда интеллектуальное устройство обнаруживает падение давления закачки и запускает процесс восстановления давления в пласте в месте, где установлено это устройство. В этот момент производится запись значений пластового давления и температуры в статическом режиме. Оператор определяет время срабатывания клапана и закрытие скважины.

Другим техническим преимуществом настоящего изобретения является сведение к минимуму «эффекта наполнения», поскольку производится мгновенное закрытие скважины в забое. В частности, уменьшение «эффекта наполнения» приводит к снижению расходов, как на время простоя оборудования, так и на время работы скважины. Данная процедура не может быть выполнена любым из известных способов механизированной эксплуатации.

Другое техническое преимущество данного изобретения заключается в подъеме насоса из забоя скважины после завершения операции добычи, закрытия клапана и записи параметров. Интеллектуальное устройство настоящего изобретения имеет обходной канал для выравнивания гидростатического и пластового давления, без чего было бы невозможно поднять устройство на поверхность. Данная особенность изобретения отличается от традиционных способов, которые требуют более затяжных и дорогостоящих операций с использованием специального оборудования.

Дополнительное преимущество данного изобретения заключается в возможности в одной операции совмещать запись информации о динамическом или гидростатическом давлении скважины, пластовом давлении в период закрытия, а также температуры в обоих случаях. Собранные данные хранятся в электронных измерительных приборах, смонтированных с нижним запорным клапаном.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 изображен схематический вид нефтяной скважины с интеллектуальным устройством для механизированной добычи нефти, получения и записи информации с забоя скважины.

На фиг.2 изображен вид интеллектуального устройства в разрезе.

На фиг.3 изображено поперечное сечение струйного насоса и его компонентов.

На фиг.4 представлен подробный вид корпуса с выпускными отверстиями.

На фиг.5 представлен подробный вид блока насадка - сопло.

На фиг.6 представлено поперечное сечение нижнего запорного клапана и его компонентов.

На фиг.7 представлен вид положения плунжера в открытом и закрытом нижнем клапане.

Фиг.8 представляет собой подробное изображение соединения между интеллектуальным соединителем и корпусом клапана.

Фиг.9 представляет собой подробное изображение обходного канала в корпусе интеллектуального клапана.

На фиг.10 изображено поперечное сечение корпуса струйного насоса и его компонентов.

На фиг.11 изображено поперечное сечение блока электронных измерительных приборов и их компонентов.

Осуществление изобретения

На фиг.1 представлена схема основных частей нефтяной скважины для работы с интеллектуальным устройством, которое является объектом настоящего изобретения.

Для установки интеллектуального устройства на забой скважины пробка 1 должна быть отсоединена от головки 2, часть интеллектуального устройства располагают внутри головки, которая соединена с лифтовой колонной 3 в нижней части, как изображено на фиг.1. Должно быть начато погружение лифтовой колонны 3: перемещение интеллектуального устройства от головки 2 к скользящей муфте 4 осуществляется посредством закачки рабочей жидкости через линию закачки 5 (воды или нефти) с поверхности с помощью гидравлического насоса, центрифуги или др., при низком давлении (100-200 psi), пока интеллектуальное устройство не достигнет глубины скользящей муфты 4 для установки в ней. Уплотнение 6 шевронного типа является уплотнением, которое предотвращает протекание смеси флюида в зону пласта, так как оно формирует герметичное уплотнение между обсадной колонной 7 и лифтовой колонной 3.

Интеллектуальное гидравлическое насосное устройство в соответствии с фиг.2 имеет следующие группы:

группа 8: струйный насос;

группа 9: нижний запорный клапан;

группа 10: корпус струйного насоса;

группа 11: блок электронных измерительных приборов.

Сборка интеллектуального гидравлического насосного устройства выполняется в следующем порядке:

Нижнюю часть нижнего запорного клапана 9 прикручивают к интеллектуальной забойной пробке 12. Верхний конец клапана прикручивают к внешней трубе 13, и струйный насос без ловильной шейки 14 вводят внутрь внешней трубы 13 и соединяют с нижним запорным клапаном 9 посредством интеллектуального соединителя 15. Затем верхний пакер 16 устанавливают на внешней трубе 13 с соответствующими элементами уплотнения 17, 18 и 19.

Уплотнительные элементы, которые расположены в верхнем пакере 16, и те, что установлены в забойной пробке 12, идентичны и служат герметичным уплотнением на верхней и нижней герметичных поверхностях скользящей муфты 4. Далее для фиксации струйного насоса 8 в корпусе в верхнем пакере 16 устанавливают бронзовые винты, прикручивают и настраивают ловильную шейку 14. В нижней части пробки 12 устанавливают блок электронных измерительных приборов 11, в конце все устройство в сборе необходимо настроить, после чего оно будет готово к размещению в скважине.

Данное интеллектуальное устройство спроектировано с различными размерами: для скважин с диаметром колонны 114, 89 и 73 мм. Все материалы из углеродистой стали, используемые в данном интеллектуальном устройстве, имеют поверхностную обработку азотированием с использованием газов и солей. После подробного описания конструкции, изображенной на фиг.2, приведено независимое описание каждой из вышеуказанных групп изобретения.

На фиг.3 изображено поперечное сечение струйного насоса 8 и его компонентов.

Ловильная шейка 14 является элементом, который служит для извлечения интеллектуального устройства 20, когда по причине скопления на нем или вокруг него карбонатов или других твердых компонентов, его извлечение посредством гидравлического давления невозможно. В данном случае необходимо использовать стальной трос для этих операций, которые называют ловильными работами. Переходной удлинитель 21 выступает в качестве удлинителя для сборки ловильной шейки 14 и верхнего пакера и позволяет фиксировать струйный насос в корпусе за счет прижимного давления бронзовых винтов 22 на внешней поверхности этого удлинителя 21 при его работе и закрытой скважине. Также переходной удлинитель 21 срезает бронзовые винты 22 для открытия обходного канала 23 нижнего запорного клапана 9.

Верхний пакер 16 вмещает насадку 24 во внутренней части и комплект уплотнителей 17, 18 и 19 в наружной части, который содержит два шевронных уплотнителя 18. Шевронные уплотнения 18 отцентрированы центральным переходом 19, который является V-образным металлическим кольцом, и отрегулированы концевым переходом 17, который также является металлическим кольцом. Блок, сформированный из элементов 17, 18 и 19, создает герметичное уплотнение, которое обеспечивает направление потока рабочей жидкости к насадке 24. В нижней части пакера 16, в которой расположена насадка 24, имеется кольцевое уплотнение 25 для герметизации.

Насадка 24 имеет коническую внутреннюю поверхность, и ее наименьший диаметр может иметь один из 18 различных размеров в зависимости от производственных характеристик скважины. Данное изменение в диаметре при прохождении жидкости через насадку 24 приводит к преобразованию потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости закачиваемой жидкости, что известно как эффект Вентури, при котором создается вакуум (разница в давлении), способствующий прохождению пластовой жидкости через стопор 26 насадки в сопло 27. Стопор 26 насадки также служит для отделения насадки 24 и сопла 27, как изображено на фиг.3. В сопле смешиваются накачиваемая рабочая жидкость и флюид эксплуатируемой скважины.

Сопло 27, также как и насадка 24, являются основными частями насоса. Эффективность струйного насоса в подъеме продукции из скважины зависит от его конструкции. Эти части насоса выполнены из карбида вольфрама.

Сопло 27 внутри имеет два отделения: одно постоянное, через которое проходит смесь, а другое в виде конуса, сформированное двумя углами 2° и 15°, предназначенное для преобразования кинетической энергии в потенциальную. Компоненты сопла спроектированы таким образом, чтобы уменьшить падение давления вследствие трения и увеличить эффективность струйного насоса. Кинетическая энергия смеси преобразуется в раструбе сопла в потенциальную, что приводит к повышению давления и уменьшению скорости до попадания в диффузор 28, который является продолжением сопла 27. Диффузор 28 соединен верхним концом с соплом 27, где энергия увеличивается до максимального значения для подъема смеси жидкости до поверхности, преодолевая силу тяжести гидростатического напора и падение давления вследствие трения. Нижний конец диффузора 28 соединен с корпусом 29 с выпускными отверстиями, каждое соединение которого имеет уплотнительное кольцо 30, предотвращающее утечку с двух концов соединения. Далее смесь протекает через корпус 29 с выпускными отверстиями и выходит через свободное пространство между лифтовой колонной 3 и обсадной колонной 7; мощности струйного насоса будет достаточно для подъема этого флюида через данное свободное пространство до его попадания к головке 2, выхода на поверхность через выкидную линию 31 и соединения с линией, которая переходит к станции контроля добычи.

Интеллектуальный соединитель 15 закреплен винтами к нижней части корпуса 29 с выпускными отверстиями. Этот блок обеспечивает прохождение флюида из скважины от нижнего запорного клапана к струйному насосу. Кроме этого он открывает и закрывает обходной канал 32 для изменения давления, когда необходимо извлечь интеллектуальное устройство на поверхность.

Внешняя труба 13 служит в качестве винтового соединения между верхним пакером 16 и корпусом 29 с выпускными отверстиями, создавая свободное пространство между внутренней частью внешней трубы 13, внешними стенками сопла 27 и диффузором 28, через которое флюид пласта циркулирует для последующего попадания в сопло 27 и далее к диффузору 28.

Для сборки струйного насоса устанавливают диффузор 28, который имеет два уплотнительных кольца 30 на концевых частях, затем под давлением устанавливают сопло 27, в верхней части которого расположен стопор 26 насадки, на котором расположена насадка 24. На внутреннюю часть верхнего пакера 16 помещают уплотнительное кольцо 25 и насадку 24. На внешней части верхнего пакера 16 устанавливают уплотнительные элементы в следующем порядке: центральный переход 19, шевронный уплотнитель 18 и концевой переход 17; переходной удлинитель 21 закрепляют винтами к верхней части, и после полной сборки интеллектуального устройства устанавливают ловильную шейку 14. Для завершения сборки насоса корпус 29 с выпускными отверстиями соединяют с верхним пакером 16 посредством внешней трубы 13. Наконец, посредством интеллектуального соединителя 15 струйный насос соединяют с нижним запорным клапаном.

На фиг.6 изображен нижний запорный клапан, который соединен в верхней части с внешней трубой 13. Нижний запорный клапан соединен со струйным насосом и является одной из основных частей в данном изобретении. В корпусе 33 клапана расположены все детали клапана, как изображено на фиг.6.

Плунжер 34 в сборе сформирован двумя резьбовыми металлическими деталями и содержит внутри верхний шар 35, который расположен на выровненной поверхности, а нижняя часть плунжера формирует уплотнение с нижним шаром 36 при перемещении плунжера 34 вниз.

Элементы 37 уплотнительных колец расположены на внешней стенке плунжера для образования герметичного уплотнения вместе с внутренней поверхностью корпуса клапана.

Металлическое уплотнительное кольцо 38 расположено на забойной пробке 12 и выступает стопором для нижнего шара 36, удерживая его неподвижным. В верхней части металлического уплотнительного кольца 38 расположена пружина 39 из нержавеющей стали, которая толкает плунжер 34 вверх, в то время как нижний запорный клапан открыт и струйный насос работает.

В положении, когда нижний запорный клапан закрыт, плунжер 34 опускается, сжимая пружину 39 до ее посадки на нижний шар 36.

Шары 35 и 36 выполнены из карбида вольфрама, материала, который имеет высокую прочность и стойкость к износу и коррозии, что обеспечивает уплотнение типа металл-металл с выровненными поверхностями плунжера 34.

Забойная пробка 12 соединена с нижним запорным клапаном, в нижней части которого расположена система уплотнений 17, 18 и 19, которая содержит три шевронных уплотнения 18, отцентрированных центральным переходом 19, который является металлическим V-образным кольцом, и выровненных концевым переходом 17, который также является металлическим кольцом. Блок, сформированный из элементов 17, 18 и 19, образует герметичное уплотнение с нижней поверхностью уплотнения скользящей муфты 4 по фиг.1.

Для сборки нижнего запорного клапана нижний шар 36 и металлическое уплотнительное кольцо 38 размещают в забойной пробке 12, далее плунжер 34 собирают вместе с верхним шаром 35 внутри, и в обходном канале 32 размещают уплотнительные кольца 37. Далее помещают плунжер 34 в корпус 33 клапана, устанавливают пружину 39 и прикручивают забойную пробку 12 к корпусу 33 запорного клапана 9.

На фиг.10 изображено поперечное сечение корпуса струйного насоса и его компонентов.

Во внешнюю трубу 13 помещен струйный насос, нижняя часть внешней трубы прикручивают к нижнему запорному клапану, а в верхней части ее соединяют с верхним пакером 16. Кроме того, внешняя труба имеет ряд боковых отверстий для выпуска накачиваемого флюида в свободное пространство между обсадной колонной 7 и лифтовой колонной 3.

Внутри верхнего пакера 16 установлены уплотнители струйного насоса 17, 18 и 19; снаружи пакер имеет ребро, которое удерживает насос при его стыковке со скользящей муфтой 4. Нижняя наружная часть содержит комплект уплотнителей 17, 18 и 19, который монтируют путем прикручивания к верхнему концу внешней трубы 13. Комплект уплотнителей служит в качестве герметичного уплотнения между струйным насосом и муфтой 4. В верхней части по бокам выполнены два резьбовых отверстия, в которые закручивают винты 22.

На фиг.11 изображено поперечное сечение блока 40 измерительных приборов, который является капсулой для защиты электронных измерительных приборов 41 от ударов или вибраций. Блок 40 измерительных приборов соединяют с забойной пробкой 12 на ее нижнем конце. Блок 40 измерительных приборов также оснащен пружиной 42, корпусом 43 из тефлона MG2, стопорной гайкой и контейнером 44. Корпус 43 из тефлона MG2 изготовлен из гладкого, но стойкого к температуре материала, и служит для изоляции и защиты электронных измерительных приборов, предотвращая контакт металл-металл. Каналы 45 подвода пластового флюида к измерительным приборам сообщены со скважинным флюидом и обеспечивают их контакт с измерительными приборами 41. Следует отметить, что контейнер измерительных приборов имеет особую конструкцию, которая приспособлена к габаритным параметрам электронных измерительных приборов.

Блок 40 измерительных приборов также является держателем шевронных уплотнителей 17, 18 и 19 в положении соединения с забойной пробкой 12. Данный комплект уплотнителей формирует уплотнение в нижней части струйного насоса вместе со скользящей муфтой 4; каналы для доступа флюида из скважины к насосу расположены в верхней части корпуса 43 блока измерительных приборов.

Для сборки блока 40 измерительные приборы 41 помещают в корпус 43 из тефлона MG2, располагают по одной пружине 42 с каждой концевой части измерительных приборов, вводят измерительные приборы в блок 40 и регулируют с помощью стопорной гайки.

Электронные измерительные приборы 41 записывают и сохраняют информацию о давлении потока и температуре во время работы насоса, а также информацию о восстановлении давления в пласте и температуры, когда клапан закрыт.

Механизированная добыча нефти

После установки интеллектуального гидравлического насосного устройства 20 в скользящую муфту 4 рабочая жидкость, которая спускается через лифтовую колонну 3, постепенно повышая давление до рекомендуемого давления для пробной эксплуатации (от 1000 до 3500 psi), поступает в струйный насос через ловильную шейку 14, пока не достигнет насадки 24, где происходит преобразование потенциальной энергии давления в кинетическую энергию благодаря эффекту Вентури, создавая вакуум. В этот момент времени нижний запорный клапан автоматически открывается из-за создаваемого снизу пружиной 39 давления на плунжер 34. В свою очередь плунжер отрывает нижний шар 36 от его места, обеспечивая прохождение пластовой жидкости от забойной пробки 12 к внутренней части запорного клапана, проходя через внутреннюю часть плунжера и поднимая верхний шар 35. Далее жидкость проходит через интеллектуальный соединитель 15, двигаясь в сторону выпускных отверстий корпуса 29, таким образом достигая свободного пространства между внутренней поверхностью наружной трубы 13 и наружной поверхностью диффузора 28, заканчивая траекторию движения у точки всасывания насоса, которой является стопор 26 насадки. В этот момент времени поток жидкости всасывается в сопло 27 для смешивания с закачиваемой жидкостью. Эта смесь жидкостей проходит через диффузор 28 и вплоть до выпускных отверстий корпуса 29, выходя по направлению к свободному пространству между обсадной колонной 7 и лифтовой колонной 3 для окончательного подъема на поверхность и выхода жидкости из выкидной линии 31.

В процессе работы интеллектуального гидравлического насосного устройства на поверхности производится испытание продукции, расчет производительности в баррелях в час для получения оценки ежедневной добычи. Данная оценка позволит пользователю выполнить требуемые расчеты, для чего и установлены приборы измерения на забое скважины, записывающие гидродинамическое давление и температуру пластового флюида.

Временное закрытие скважины

Временное закрытие скважины, производимое путем закрытия нижнего клапана, относится главным образом к отделению давления в пласте от гидродинамического давления столба жидкости в скважине, расположенного на интеллектуальном устройстве, и давлению пласта.

Временное закрытие скважины выполняют после определенного количества часов эксплуатации скважины, установленных пользователем, для чего останавливают накачку жидкости с поверхности в струйный насос и закрывают клапан устья скважины. В этот момент из-за гидравлического давления на запорный клапан верхний шар 35 вместе с плунжером 34 опускается, выдерживая натяжение пружины 39, пока он не встанет на нижний шар 36, тем самым закрывая нижний запорный клапан и автоматически перекрывая проход жидкости из скважины в струйный насос.

Конструкция плунжера с двойной системой уплотнения с использованием верхнего и нижнего шаров 35 и 36 является новым в заявляемом изобретении, чего до этого не было известно из уровня техники. Данная конструкция плунжера гарантирует более надежное и эффективное закрытие, особенно в скважинах с большими давлениями в пласте, поскольку нижний шар 36 предотвращает поднятие пластовым давлением верхнего шара 35 и открытие нижнего клапана.

При временном закрытии скважины сводится к минимуму «эффект наполнения», позволяя восстановить естественное давление в пласте, которое увеличивается со временем, пока не достигнет максимального значения, что является очень полезной информацией для операторов скважины, которые могут рассчитать потенциал скважины. Время закрытия скважины определяет оператор скважины.

Извлечение интеллектуального устройства

После завершения операций добычи, закрытия скважины и записи параметров, интеллектуальное устройство необходимо поднять на поверхность для извлечения измерительных приборов из их корпуса и загрузки информации в компьютер.

Для извлечения интеллектуального устройства необходимо выровнять давление над и под нижним запорным клапаном посредством обходного канала, без которого извлечение интеллектуального устройства на поверхность было бы невозможно.

Открытие обходного канала 32 выполняют либо гидравлическим способом, либо механическим. В первом случае это осуществляют путем закачки рабочей жидкости в обратном направлении при низком давлении (100-500 psi) через свободное пространство между лифтовой колонной 3 и обсадной колонной 7, так что струйный насос смещается вверх. Во втором случае это осуществляют с помощью кабельной линии, вытягивая интеллектуальное устройство из ловильной шейки.

При любой из этих процедур струйный насос должен быть смещен вверх на высоту 381 мм, срезая винты 22. Это смещение приведет к выходу интеллектуального соединителя 15 из корпуса 33 клапана и открытию обходного канала 32, выравнивая давление, после чего интеллектуальное устройство высвобождается из муфты 4 и может быть извлечено на поверхность гидравлическим способом.

1. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, отличающееся тем, что содержит струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

2. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что струйный насос соединен с нижним запорным клапаном посредством интеллектуального соединителя, соединенного с нижней частью корпуса с выпускными отверстиями струйного насоса, при этом в нижней части интеллектуальный соединитель соединен с нижним запорным клапаном, позволяя пластовой жидкости проходить через внутреннюю часть интеллектуального соединителя от нижнего запорного клапана к струйному насосу; также интеллектуальный соединитель открывает и закрывает обходной канал таким образом, что давления выравниваются, когда необходимо извлечь интеллектуальное устройство на поверхность.

3. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что нижний запорный клапан соединен с блоком измерительных приборов с помощью забойной пробки, обеспечивающей прохождение пластовой жидкости к нижнему запорному клапану, причем в верхней резьбовой части забойная пробка соединена с нижним запорным клапаном, а в нижней части соединена с блоком измерительных приборов; в верхней внутренней части забойная пробка имеет посадочное место для нижнего шара и металлическое уплотнительное кольцо.

4. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что струйный насос содержит ловильную шейку, переходной удлинитель, верхний пакер, внутри которого размещена насадка и на наружной части - комплект уплотнений, при этом насадка приводит к преобразованию потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости закачиваемой жидкости, что известно как эффект Вентури; также насос содержит стопор насадки; сопло, в котором смешиваются закачиваемая рабочая жидкость и пластовая жидкость; сопло изнутри сформировано двумя углами 2° и 15°, что уменьшает потери давления вследствие трения; также насос содержит внешнюю трубу, которая выполняет роль резьбового соединения между верхним пакером и корпусом с выпускными отверстиями, образуя свободное пространство между внутренней частью внешней трубы и наружными стенками сопла, и диффузор, через который пластовая жидкость попадает в сопло и продолжает протекать в диффузор, который является продолжением сопла, где энергия увеличивается до максимального значения, обеспечивая подъем смеси на поверхность; нижняя часть диффузора соединена с корпусом с выпускными отверстиями, который имеет продольные внутренние отверстия, через которые течет жидкость, поступая в насос и проходя через центральный внутренний канал, выпуская поперечно рабочую жидкость и пластовую жидкость, смешанные в сопле, в направлении свободного пространства между обсадной колонной и лифтовой колонной.

5. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что струйный насос также содержит переходной удлинитель для сборки ловильной шейки с верхним пакером и фиксации струйного насоса в корпусе посредством крепежных бронзовых винтов на наружной поверхности переходного удлинителя, причем переходной удлинитель приспособлен для срезания бронзовых винтов при смещении насоса вверх при подъеме насоса на поверхность, а интеллектуальный соединитель высвобождается из обходного канала нижнего запорного клапана.

6. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что струйный насос содержит корпус, сформированный внешней трубой, соединенной нижним концом с корпусом нижнего запорного клапана, а верхним концом с верхним пакером, который содержит два резьбовых отверстия, в которые закручены винты.

7. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что нижний запорный клапан содержит корпус клапана, плунжер в сборе, пружину, а также верхний и нижний шары, выполненные из карбида вольфрама.

8. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.7, отличающееся тем, что плунжер в сборе нижнего запорного клапана имеет две выровненные поверхности, на которые установлены верхний и нижний шары для герметичного уплотнения нижнего запорного клапана.

9. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что нижний запорный клапан также содержит обходной канал, расположенный вдоль периферийной части корпуса клапана.

10. Интеллектуальное устройство гидравлического насоса по п.1, отличающееся тем, что блок измерительных приборов содержит электронные приборы измерения давления и температуры и входные каналы для доступа пластовой жидкости к измерительным приборам; пружины и корпус из тефлона MG2, который полностью изолирует и защищает электронные измерительные приборы от контакта с металлом; в верхней части блок измерительных приборов прикручен к забойной пробке, а стопорная гайка фиксирует измерительные приборы в блоке; причем блок измерительных приборов также является держателем комплекта шевронных уплотнений в положении, когда блок прикручен к забойной пробке.

11. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины, отличающийся тем, что содержит интеллектуальное устройство гидравлического насоса, в котором струйный насос, нижний запорный клапан и блок для измерительных приборов соединяют друг с другом, формируя единый комплексный блок, который использует гидравлическую энергию рабочей жидкости, накачиваемой в скважину с поверхности для достижения следующих целей:
- расположения интеллектуального устройства в скважине;
- выполнения механизированной добычи нефти и расчета дебита, а также записи гидродинамического давления и температуры в измерительных приборах;
- закрытия скважины и записи давления и температуры пласта, а также восстановления в нем давления; и
- выравнивания давлений и извлечения интеллектуального устройства на поверхность.

12. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины по п.11, отличающийся тем, что установку интеллектуального устройства на забой скважины начинают, когда пробка отсоединена от головки, помещают насос внутрь головки, которая соединена с лифтовой колонной, и перемещают по колонне, пока насос не будет установлен в скользящую муфту в забое скважины, данное перемещение осуществляют посредством закачки рабочей жидкости через линию закачки (воды или нефти) с поверхности с помощью гидравлического насоса при низком давлении (100-200 psi), пока интеллектуальное устройство не достигнет скользящей муфты для установки в ней.

13. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины по п.11, отличающийся тем, что механизированную добычу производят после установки интеллектуального гидравлического насосного устройства в скользящую муфту; рабочую жидкость закачивают с поверхности, постепенно повышая давление (от 1000 до 3500 psi); рабочая жидкость через ловильную шейку поступает в струйный насос до тех пор, пока не достигнет насадки, где происходит преобразование потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости благодаря эффекту Вентури, создавая вакуум; когда нижний запорный клапан автоматически открывается из-за создаваемого пружиной давления снизу на плунжер, который в свою очередь отрывает нижний шар от его места, обеспечивая прохождение пластовой жидкости от забойной пробки к внутренней части запорного клапана, проходя через внутреннюю часть плунжера и поднимая верхний шар; затем жидкость проходит через интеллектуальный соединитель, двигаясь по направлению к корпусу с выпускными отверстиями, таким образом достигает свободного пространства между внутренней поверхностью внешней трубы и наружной поверхностью диффузора, заканчивая траекторию движения у точки всасывания насоса, которой является стопор насадки; в этот момент времени поток всасывается в сопло для смешивания с закачиваемой жидкостью, смесь жидкостей проходит через диффузор и до корпуса с выпускными отверстиями, выходя к свободному пространству между обсадной колонной и лифтовой колонной продукции для окончательного подъема жидкости на поверхность и ее выхода из выкидной линии.

14. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины по п.13, отличающийся тем, что в положении, когда нижний запорный клапан открыт и жидкость поднимается к поверхности, производят пробную эксплуатацию скважины для определения дебита скважины, а измерительные приборы, расположенные в блоке, продолжают запись давления и температуры.

15. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины по п.11, отличающийся тем, что временное закрытие скважины начинают после завершения периода эксплуатации скважины, для чего останавливают закачку жидкости с поверхности в струйный насос и закрывают клапан устья скважины, в этот момент из-за гидравлического давления на запорный клапан верхний шар клапана вместе с плунжером опускается, выдерживая натяжение пружины, пока плунжер не встанет на нижний шар, тем самым закрывая нижний запорный клапан и автоматически перекрывая проход жидкости из пласта в струйный насос, в этот момент начинается процесс восстановления давления в пласте, сводя «эффект наполнения» к минимуму.

16. Способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя скважины по п.15, отличающийся тем, что в период закрытия нижнего запорного клапана измерительные приборы записывают давление в пласте и температуру, то есть давление в интервале от пласта до нижнего запорного клапана, и одновременно запускается процесс восстановления давления в пласте, которое увеличивается с течением времени, пока не достигнет максимального значения.

17. Способ по п.15, отличающийся тем, что извлечение интеллектуального устройства на поверхность производят путем выравнивания давлений над и под нижним запорным клапаном путем открытия обходного канала и закачки рабочей жидкости в обратном направлении при низком давлении (100-500 psi) через свободное пространство между лифтовой колонной и обсадной колонной, таким образом, что струйный насос смещают вверх на высоту 381 мм, срезая винты, а интеллектуальный соединитель выходит из корпуса клапана, в этот момент обходной канал открыт, что приводит к выравниванию давления и высвобождению интеллектуального устройства из муфты и извлечению его на поверхность.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования.

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта.

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов и может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее полимеров, содержащихся в буровом растворе.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками и, в частности, к эксплуатации скважин, имеющих более одного забоя. Технический результат - увеличение отбора нефти из бокового ствола при действующем основном стволе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.

Группа изобретений относится к скоростным подъемным колоннам и к устройствам, системам и способам, относящимся к использованию скоростных подъемных колонн. Способ установки скоростной подъемной колонны включает пропуск скоростной колонны в скважину, вхождение ключа для взаимодействия с непроходимостью во взаимодействие с непроходимостью ниппеля, выдвижение взаимодействующего с профилем ключа на скоростной колонне для взаимодействия с соответствующим стопорным профилем в стенке ствола скважины и поддержки таким образом скоростной колонны.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы. Технический результат - сокращение времени выявления возможных перетоков углеводородов из месторождения в вышележащие пласты-коллекторы из-за нарушения герметичности его покрышки и заколонных пространств скважин для принятия мер по их ликвидации и предотвращению возможных выбросов на поверхность земли. По способу определяют геологическое строение среды в районе месторождения. Выявляют потенциальные пласты-коллекторы в разрезе горных пород выше месторождения, направления их поднятия - восстания и пространственной ориентации систем субвертикальных трещин. Сооружают эксплуатационные и наблюдательные скважины со вскрытием последними пластов-коллекторов выше месторождения. Проводят термобарические исследования в эксплуатационных скважинах и определяют состав пластовых флюидов во всех скважинах. Фиксируют разгерметизацию месторождения по результатам данных исследований. Наблюдательные скважины сооружают вблизи от скважин, предназначенных для контроля за герметичностью их заколонных пространств и месторождения, в направлении ориентации субвертикальных трещин и восстания потенциальных пластов-коллекторов выше месторождения. В этих скважинах определяют изменение термобарических параметров в интервалах глубин залегания пластов-коллекторов в режиме реального времени. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.

Наверх