Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод



Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод
Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод

 


Владельцы патента RU 2587675:

СТАТОЙЛ ПЕТРОЛЕУМ АС (NO)

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку. Технический результат заключается в повышении эффективности управления потоком флюида. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для управления потоком текучей среды в добычном трубопроводе тяжелой нефти, снабженному устройствами управления притоком. Изобретение может, например, быть использовано для управления массовым расходом поступления углеводородов в добычный трубопровод в стволе скважины.

Сведения о предшествующем уровне техники

Устройства для извлечения нефти и газа из длинных, как горизонтальных, так и вертикальных скважин известны из публикаций №4, 821, 801, №4, 858, 691, №4, 574, 691 патентов С.Ш.А. и №2169018 патента Великобритании. Эти известные устройства содержат перфорированную дренажную трубу, например, с фильтром для борьбы с пескопроявлением вокруг трубы. Значительным недостатком известных устройств для добычи нефти и/или газа из высокопроницаемых геологических пластов является то, что в результате гидравлического трения в трубе давление в дренажной трубе растет экспоненциально в направлении выше по потоку. Поскольку в результате этого, разница давлений между коллектором и дренажным трубопроводом будет снижаться в направлении выше по потоку, то, соответственно, будет снижаться и количество нефти и/или газа, притекающих из коллектора в дренажную трубу. Поэтому, при добыче таким средством общий объем добываемых нефти и/или газа будет низким. В случае добычи на тонких нефтеносных участках и геологических пластах с высокой проницаемостью, также существует большой риск образования конусов, то есть, попадания нежелательного потока воды или газа внутрь дренажной трубы ниже по потоку, где скорость потока нефти, проходящего из коллектора в трубу, является наибольшей.

При извлечении нефти из коллекторов при помощи нагнетания пара или с использованием сжигания, разница давлений может варьировать на протяжении дренажной трубы. Изменения разности давлений могут быть вызваны неравномерным распределением или распространением нагнетаемого пара и/или тепла сгорания в коллекторе. Присутствующие в коллекторном пласте флюиды, которые могут быть пластовой водой, конденсированным паром и/или текучими углеводородами, имеют температуру, равную или близкую к их соответствующим точкам кипения. В таких условиях, изменения давления могут приводить к мгновенному испарению или закипанию флюидов с выделением газа или пара. Это может вызвать проблемы, если пар или газ достигнут клапанов, используемых для дренирования флюида из коллектора в добычную трубу, так как многие такие клапаны не способны закрыться, предотвратив попадание пара или дымового газа в добычный трубопровод. В частности, если разница давлений относительно низкая, то вторжение пара или дымового газа может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи. Это вызовет еще большее падение разницы давлений, что негативно скажется на эффективности процесса дренажа. Эффективность определяется соотношением затрачиваемой энергии нагнетания и объемои добытой нефти.

Другим результатом существования участков с низкой разницей давлений совместно с высокой температурой, также называемых областями местного перегрева, является то, что низковязкий флюид из высокотемпературных областей коллектора будет преобладать на притоке в добычную трубу. В этом случае добычная труба будет обладать нежелательным профилем притока по своей длине.

Прорыв горячих флюидов, таких как углеводороды и/или вода, при температуре, близкой к их соответствующим точкам кипения, может привести к тому, что флюид мгновенно испарится или закипит внутри добычного трубопровода. Если это случится во внутрискважинном насосе или выше по потоку от него, то это негативно скажется на работе насоса и приведет к ограничению депрессии, то есть разницы между давлением в коллекторе и давлением в добычном трубопроводе.

Как было ранее описано в «World Oil», том 212, №11 (11/91), стр. 73-80, дренажный трубопровод можно разделить на секции с одним или более ограничивающими приток устройствами, такими как скользящие муфты или дросселирующие устройства. Однако, в указанной работе речь ведется, в основном, об управлении притоком для ограничения его интенсивности расхода на участках выше по скважине и, посредством этого, устранения или уменьшения образования конусов воды и/или газа.

Документ WO-A-9208875 описывает горизонтальный добычный трубопровод, содержащий множество добычных секций, которые соединены смесительными камерами, имеющими больший внутренний диаметр, чем добычные участки. Добычные участки включают в себя внешний щелевой хвостовик, который может рассматриваться в качестве фильтрующего устройства. Однако, последовательность участков различного диаметра создает турбулентность потока и препятствует прохождению инструментов для ремонтных работ, действующих вдоль наружной поверхности добычного трубопровода.

Устройства управления притоком или автономные клапаны, раскрытые в международных публикациях WO 2009/088292 и WO 2008/004875, обладают высокой прочностью, могут выдерживать большие нагрузки и высокие температуры, предотвращать депрессии (разность давлений), не требуют подачи энергии и выдерживают пескопроявление. При этом они надежны, обладают простой конструкцией и очень дешевы. Однако, несмотря на это, можно выполнить ряд усовершенствований для повышения эффективности и долговечности вышеупомянутых устройств.

При извлечении нефти и/или газа из продуктивных геологических пластов, флюиды различного качества, то есть нефть, газ, вода (и песок) добываются в разных количествах и пропорциях в зависимости от свойств или качества пласта. Ни одно из вышеупомянутых известных устройств не способно различать то, какой флюид притекает - нефть, газ или вода, сравнивая их относительный состав и/или качество, а также управлять их притоком на основе этого. В частности, известные устройства не обладают возможностью управления изменениями притока в добычный трубопровод по изменениям разности давлений, вызываемой изменениями температуры. Указанные клапаны также не способны контролировать последствия мгновенного испарения или закипания флюида внутри добычного трубопровода.

Настоящее изобретение обеспечивает улучшенный добычный трубопровод, предназначенный для сведения к минимуму проблем, связанных с изменениями притока в добычный трубопровод вследствие температурных изменений. Коме того, целью изобретения является уменьшение проблем, связанных с мгновенным испарением или закипанием флюидов в добычном трубопроводе.

Сущность изобретения

Изобретение обеспечивает способ, систему добычи и способ использования устройств управления притоком согласно прилагаемой формуле изобретения.

Вышеуказанные проблемы решаются способом и добычным трубопроводом для управления притоком в добычный трубопровод согласно прилагаемой формуле изобретения.

Устройства управления потоком предпочтительно являются саморегулирующимися или автономными. Устройства управления притоком могут быть легко установлены в стенке добычного трубопровода и не препятствуют использованию инструментов для ремонтных работ. Устройство выполнено с возможностью «различать» нефть и/или газ и/или воду, а также с возможностью управлять потоком или притоком нефти или газа, в зависимости от того, к потоку какого из этих флюидов требуется применять такое управление.

Упоминаемый в тексте «флюид» может содержать углеводороды в жидком фазовом состоянии (например, нефть или битуминозную нефть), углеводороды в газообразном фазовом состоянии, или может быть смешанным флюидом, содержащим смесь углеводородов в жидком фазовом состоянии и/или углеводородов в газообразном фазовом состоянии и/или воды. Упоминаемая ниже точка кипения элемента или субстанции является температурой, при которой давление пара текучей среды эквивалентно давлению в среде, окружающей текучую среду. Температура насыщения эквивалентна точке кипения. Температура насыщения является температурой для соответствующего давления насыщения, при котором текучая среда закипает с переходом в парообразное фазовое состояние.

В одном варианте осуществления, при снижении притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, устройства управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора. Таким образом, для локального уменьшения притока устройства управления потоком, в зависимости от состава и вязкости флюида, будут закрываться, по меньшей мере, частично.

Для увеличения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, указанные устройства управления притоком используют аналогичный эффект, в силу которого для локального увеличения притока устройства управления потоком будут открываться.

Способ может предусматривать управление устройствами управления притоком в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состава, плотности и/или вязкости флюида.

В одном варианте осуществления, приток уменьшают в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных автономных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на снижение вязкости флюида. Приток через устройства управления притоком может также быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.

При уменьшении притока в участках дренажной трубы, расположенных в областях местного перегрева, способ может также предусматривать увеличение притока в участках дренажной трубы, отдаленных от указанных участков местного перегрева, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, с использованием указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть увеличен с помощью подвижного затвора, посредством которого автономно может быть увеличен поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или повышение вязкости флюида.

В одном варианте осуществления, флюид заставляют течь от дренажной трубы и вверх через вертикальную секцию добычного трубопровода с помощью инжектора газообразной среды в пятке или ниже ее по потоку. Расход потока флюида ниже по потоку от пятки может быть контролируемым посредством управляемого инжектора. Газообразную среду впрыскивают для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к сборному баку (не показан) на поверхности. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Расход потока флюида может быть контролируемым за счет регулирования количества газообразной среды, подаваемой инжектором.

Падение давления в дренажной трубе может быть ограничено с помощью добычного дросселя, установленного выше по потоку от инжектора.

Без добычного дросселя таким флюидам, как конденсат или перегретая вода, попадающим в дренажную трубу может быть предоставлена возможность мгновенного испарения. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и его используют для дополнительного способствования течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.

При помощи добычного дросселя, может быть предотвращено мгновенное испарение флюида, входящего в дренажную трубу выше по потоку от добычного дросселя. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.

Инжектор может впрыскивать газообразную среду, такую как водяной пар или газ, для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с целью транспортирования флюида и конденсата по направлению к поверхности или к точке сбора, расположенной над пяткой. По мере протекания газообразной среды и флюида наверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается, и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида вверх. Конденсат природного газа является обладающей низкой плотностью смесью находящихся в жидком фазовом состоянии углеводородов, присутствующих в виде газообразных компонентов в неочищенном природном газе. Конденсат природного газа также называют просто конденсатом или газовым конденсатом.

Области местного перегрева возникают в результате нагревания пластового флюида выше его температуры насыщения, например, за счет пара, впрыснутого в пласт для того, чтобы нагреть его и сделать жидкие углеводороды менее вязкими с целью повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт нагрева проходит через пласт с одинаковой скоростью. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах фронт будет достигать дренажной трубы быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в указанную дренажную трубу. Когда нагретый углеводородный флюид достигнет клапана, автономные устройства управления притоком указанного типа будут реагировать на изменение состава флюида, например, на внезапное увеличение количества газа в нем, и/или на изменения вязкости, например, на ее снижение.

В случае надобности, устройства управления притоком могут быть также выполнены с возможностью автономного уменьшения потока флюида в ответ на повышение температуры флюида. Это может быть достигнуто с помощью чувствительного к температуре устройства, воздействующего на подвижный затвор или ограничивающего поток через проток в клапане.

Кроме того, с целью ограничения падения давления в дренажной трубе, вблизи пятки выше по потоку от указанного инжектора может быть предусмотрен добычный дроссель. В отсутствие добычного дросселя, поступающему в дренажную трубу флюиду, такому как конденсат или перегретая вода, может быть позволено мгновенно испариться. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и может дополнительно способствовать течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх. При наличии добычного дросселя, можно не допустить мгновенного испарения флюида, поступающего в дренажную трубу. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх.

Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток в ответ на повышение температуры флюида. Для того, чтобы позволить закрыться устройству управления притоком, чувствительное к температуре устройство может быть использовано в сочетании с устройством, чувствительным к скорости и/или вязкости потока.

В таком варианте осуществления, клапан может дополнительно содержать подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью приведения его в действие чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор может быть выполнен с возможностью перемещения его в направлении закрытого положение чувствительным к температуре устройством в ответ на заданное повышение температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего внутрь клапана.

Чувствительное к температуре устройство может представлять собой герметичный расширяющийся механизм, по меньшей мере частично наполненный материалом, существенно расширяющимся при повышении температуры флюида, окружающего устройство. Предпочтительно, чтобы расширение было достаточным для существенного или полного закрытия клапана при повышении температуры флюида, окружающего чувствительное к температуре устройство, выше заданного значения. Такого расширения можно добиться, например, выбрав материал, изменяющий свое фазовое состояние при заданной температуре. Примером такого изменяющего свое фазовое состояние материала служит текучая среда, которая закипает при заданной температуре или выше нее. Текучая среда может представлять собой подходящий спирт, спиртоводную смесь или ацетон. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от ее точки кипения при заданном давлении, которое зависит от давления, воздействующего на добычный трубопровод в месте расположения клапана или устройства управления притоком. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от расположения добычного трубопровода. Например, при нормальных условиях эксплуатации, на добычный трубопровод, расположенный на глубине 300 метров, действует давление от 25 до 30 бар при температуре 250-290°С. Для того чтобы предотвратить внезапный приток пара с более высокой температурой через клапан, расширяющийся механизм может быть заполнен спиртоводной смесью, кипящей, например, при 280°С. В процессе нежелательного повышения температуры протекающего через клапан флюида, расширяющийся механизм может расширяться, перемещая подвижный клапанный затвор в направлении закрытого положения, когда температура флюида превышает указанное заданное значение, механизм может расшириться, сместив подвижный клапанный затвор в направлении его закрытия. Таким образом, клапан может быть закрыт для предотвращения попадания кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод. Мгновенное испарение или кипение могут случаться при относительно низкой разнице давлений на устройстве управления притоком. Если допустить попадание кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод, это может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи и, в результате, к еще большему уменьшению разницы давлений. Это отрицательно скажется на эффективности процесса дренажа, как было сказано ранее. Другими нежелательными флюидами, попадание которых в добычный трубопровод может быть предотвращено, являются горячие добычные газы или дымовые газы, использующиеся для повышения производительности скважины.

Для управления открытием и закрытием клапана при изменении температуры, расширяющийся механизм может быть расположен в контакте с флюидом, окружающим добычный трубопровод или протекающим через клапан. Расширяющийся механизм может быть прикреплен к участку флюидной камеры и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с подвижным клапанным затвором. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к подвижному клапанному затвору и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с флюидной камерой.

Перечень фигур чертежей

Далее, исключительно в качестве примера, будут подробно описаны варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. Следует понимать, что чертежи выполнены исключительно в целях иллюстрации и не предназначены для определения объема изобретения. Также следует понимать, что чертежи не обязательно выполнены в масштабе и что, если иное не указано, они предназначены только для схематического изображения конструкций и описанных в настоящем документе процедур.

На Фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод, расположенный в коллекторном пласте с областью местного перегрева;

На Фиг. 2 схематично показан добычный трубопровод в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения;

На Фиг. 3 схематично показан добычный трубопровод в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения;

На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы, являющийся частью добычного трубопровода, показанного на фиг. 2 или 3;

На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;

На Фиг. 6 схематически показан альтернативный клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;

На Фиг. 7 показан клапанный механизм с Фиг. 5, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии с первым примером;

На Фиг. 8 показан клапанный механизм с Фиг. 6, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии со вторым примером.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод 1, расположенный в стволе скважины в коллекторном пласте 2, где вблизи нижней части добычного трубопровода 1 имеется область 3 местного перегрева. Добычный трубопровод 1 содержит дренажную трубу 4, проходящую к поверхности вертикальную секцию 5 и пятку 6, соединяющую дренажную трубу 4 с вертикальной секцией 5. Дренажная труба 4 заканчивается носком 7, отдаленным от пятки 6.

Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым свыше его температуры насыщения, например, посредством водяного пара 8, впрыснутого в пласт из второго ствола скважины (не показан) с тем, чтобы нагреть пластовый флюид и сделать жидкие углеводороды менее вязкими для повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт 9 нагрева (показанный штрихпунктирными линиями) проходит через пласт 2 с одинаковой скоростью по всей длине фронта 9. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах часть фронта 9 будет достигать дренажной трубы 4 быстрее, создавая, тем самым, области 3 местного перегрева, в которых находящиеся при своей температуре насыщения или выше нее вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы 4 и нарушать приток флюида в нее. Это создает вокруг дренажной трубы 4 относительно горячую зону в области 3 местного перегрева, в то время как оставшиеся участки дренажной трубы 4 остаются окруженными относительно холодной областью, в которой флюиды находятся при температуре ниже их температуры насыщения.

Добычный трубопровод 1 содержит инжектор 10, расположенный в пятке или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды 11, такой как пар или газ, с целью усиления депрессии в дренажной трубе 4. Газообразную среду 11 подают от находящегося на поверхности источника 12. Впрыск газообразной среды 11 приводит к снижению плотности флюида, что имеет целью транспортирование флюида и конденсата вверх по вертикальной секции 5 по направлению к находящемуся на поверхности сборному баку 13.

На фиг. 2 схематически показан добычный трубопровод 21 в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 21 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, в дренажной трубе 24, дренирующей флюид из коллекторного пласта 22. Дренажная труба 24 содержит множество участков 24а, 24b, 24с, 24d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 25а, 25b, 25с, 25d управления притоком (показано по одному такому устройству на участок), соединяющими геологический добычный пласт 22 с внутренним потоковым пространством 26 дренажной трубы 24. Добычный трубопровод 21 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 23, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 24, и пяточную секцию 27, соединяющую вертикальную секцию 23 с дренажной трубой 24. Дренажная труба 24 проходит между пяткой 27 и носком данного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 24 к пятке 27 показано стрелками А1.

Добычный трубопровод также содержит инжектор 28, расположенный в месте нахождения пятки 27 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 29 в вертикальной секции 23 протекает к инжектору 28. Газообразную среду впрыскивают инжектором 28 для усиления депрессии в дренажной трубе 24 и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенному на поверхности сборному баку (не показан). Результатом впрыска газообразной среды в нижней части вертикальной секции 23 является снижение плотности флюида в вертикальной секции 23, что, в свою очередь, приводит к снижению давления в пятке 27 в нижней части вертикальной секции 23 за счет уменьшения веса находящегося в вертикальной секции 23 флюида. Благодаря тому, что давление в коллекторном пласте 22 примерно постоянно, снижение давления в пятке 27 приводит к усилению депрессии, то есть, к увеличению разницы давлений между коллекторным пластом 22 и внутренностью дренажной трубки 24. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 23 к поверхности показано стрелками A3.

Дренажная труба 24 снабжена устройствами 25а - 25d управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор. Подвижный затвор выполнен с возможностью автономного регулирования на основе эффекта Бернулли потока флюида через устройство управления притоком, которое выполнено с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от областей местного перегрева.

Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым выше своей температуры насыщения согласно вышеприведенному описанию. Местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах (смотри место «3» на фиг. 1) фронт будет достигать дренажной трубы 24 быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в нее. Автономное устройство управления притоком указанного типа будет реагировать на изменение состава флюида, например, на резкое увеличение количества газа в нем, и/или на вязкость, например, на снижение вязкости, когда горячий углеводородный флюид достигнет клапана. Если область местного перегрева достигнет одного устройства 25 с управления притоком в одном участке 24 с дренажной трубы 24, то в ответ на увеличение скорости потока и/или снижение вязкости это устройство 25 с уменьшит приток, или кратковременно закроет устройство. Этим будет уменьшен приток в данный участок дренажной трубы и, по меньшей мере, уменьшено влияние области местного перегрева на поток через дренажную трубу. Устройства управления притоком выполнены с тем, чтобы никогда не закрываться полностью надолго, хотя они могут закрываться кратковременно.

В то же время оставшиеся устройства 25а, 25b, 25d управления притоком, не подверженные воздействию областей местного перегрева, увеличат приток в участках 24а, 24b, 24d дренажной трубы, где флюид в пласте находится при температуре ниже его точки кипения. Здесь, устройства 25а, 25b, 25d управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора для открытия указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком увеличивают при помощи подвижного затвора, посредством которого автономно увеличивают поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида. Это увеличивает депрессию в этих участках дренажной трубы, что способствует увеличению потока от тех частей пласта, где нагретый фронт (смотри линию «9» на фиг. 1) движется медленнее. Следовательно, устройство в соответствии с изобретением может содействовать контролю прохождения распространяющегося в пласте нагретого фронта и поддерживать равномерность потока флюида через дренажную трубу в ответ на температурные изменения по длине дренажной трубы.

На фиг. 3 схематически показан добычный трубопровод 31 в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 31 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, дренажной трубы 34, дренирующей флюид из коллекторного пласта 32. Дренажная труба 34 содержит множество участков 34а, 34b, 34с, 34d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 35а, 35b, 35с, 35d управления притоком (показано по одному такому устройству на секцию), соединяющими геологический добычный пласт 32 с внутренним потоковым пространством 36 дренажной трубы 34. Добычный трубопровод 31 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 33, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 34, и пяточную секцию 37, соединяющую вертикальную секцию 33с дренажной трубой 34. Дренажная труба проходит между пяткой 37 и носком указанного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 34 к пятке 37 показано стрелками А1.

Добычный трубопровод также содержит инжектор 38, расположенный в месте нахождения пятки 37 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 39 в вертикальной секции 33 протекает к инжектору 38. Газообразную среду впрыскивают инжектором для усиления депрессии в дренажной трубе и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенного на поверхности сборному баку (не показан). По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 33 к поверхности показано стрелками A3.

Вариант осуществления с фиг. 3 отличается от варианта осуществления с фиг. 2 тем, что предусматривает наличие добычного дросселя 30 вблизи пятки 37 выше по потоку от указанного инжектора 28. Добычный дроссель 30 предназначен для ограничения падения давления в дренажной трубе 34.

В отсутствие добычного дросселя, флюидам, таким как конденсат или перегретая вода, входящим в дренажную трубу 24, может быть позволено мгновенно испариться. Этот случай проиллюстрирован на фиг.2, где мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах 25а - 25d управления притоком и используется для дополнительного способствования течению по направлению к пятке 27 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 23.

При наличии добычного дросселя 30, как показано на фиг. 3, можно не допустить мгновенного испарения флюида, приходящего в дренажную трубу 34. Добычный дроссель 30 поддерживает давление в дренажной трубе 34 выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя 30. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу 34. Сразу же за добычным дросселем 30, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке 37 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 33.

На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы 41, являющийся частью добычного трубопровода. Дренажная труба 41 снабжена отверстием, в котором установлено устройство управления потоком в виде автономного клапанного механизма 42 в соответствии с изобретением. В частности, лапанный механизм 42 полезен для управления потоком флюида, протекающим из подземного коллектора в дренажную трубу 41 скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе между впускным отверстием 43 на стороне впуска и, по меньшей мере, одним выпускным отверстием (не показано) на стороне выпуска автономного клапанного механизма 42. Компонент, составляющий весь автономный клапанный механизм, именуется в дальнейшем «клапанный механизмом», в то время как активные компоненты, необходимые для управления потоком, в целом, называются «устройством управления потоком». Впускная сторона автономного клапанного механизма 42 расположена в отверстии с внешней стороны 44 дренажной трубы 41, а выпускная сторона расположена с внутренней стороны 45 дренажной трубы 41. Далее по тексту, термины «внутренний» и «внешний» служат для определения положений относительно внутренней и внешней поверхностей клапанного механизма, когда он установлен в дренажную трубу 41.

На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм 50, пригодный для использования в дренажной трубе согласно вышеприведенному описанию. Клапанный механизм содержит корпус 51, состоящий из первого дискообразного корпусного элемента 51а с внешней цилиндрической частью 51b, внутренней цилиндрической частью 51с и центральным впускным отверстием 52. Корпус 51 также содержит второй дискообразный удерживающий корпусной элемент 51d с внешней цилиндрической частью 51е, расположенной между указанными наружной цилиндрической частью 51b и внутренней цилиндрической частью 51с. В камере 54, образованной между первым дискообразным корпусным элементом 51 а и вторым дискообразным удерживающим корпусным элементом 51d, находится подвижный затвор или диск 53. Подвижный затвор 53 предпочтительно имеет плоскую форму и свободно перемещается в камере 54. Главная плоскость подвижного затвора 53 расположена под прямыми углами к центральной оси центрального впускного отверстия 52 и свободно перемещается вдоль этой оси. Для некоторых областей применения и конфигураций, подвижный затвор 53 может не иметь плоской формы, а иметь частично коническую или полукруглую геометрическую форму. В случае конической геометрической формы, вершина конуса направлена к впускному отверстию 52. Как видно на фиг. 5, цилиндрическая часть 51е второго дискообразного удерживающего корпусного элемента 51d помещается внутри и выступает в противоположном направлении внешней цилиндрической части 51b первого дискообразного корпусного элемента 51а, тем самым формируя проток, направление которого отмечено стрелками 55, где флюид попадает в устройство управления через центральное впускное отверстие 52 и протекает по направлению к диску 53 и радиально вдоль него перед протеканием через кольцевое отверстие 56, образованное между внутренней 51с и внешней 51е цилиндрическими частями, соответственно, и далее наружу через кольцевое отверстие 57, образованное между соответствующими наружными цилиндрическими частями 51b и 51е. Два элемента 51а и 51d скреплены друг с другом при помощи винтового соединения, сварки или других средств (не показано на чертежах), и установлены в дренажную трубу с помощью внешней резьбовой секции 58.

В настоящем изобретении используется эффект Бернулли, согласно которому сумма статического давления, динамического давления и трения является постоянной вдоль линии потока:

Для изображенного на фиг.5 клапана, при воздействии на подвижный клапанный затвор или диск 53 потока флюида, перепад давления на диске 53 может быть выражен следующим образом:

За счет меньшей вязкости, флюид, например газ, «выполнит поворот позже», и направится далее по диску по направлению к его внешней периферии. Это создает большее застойное давление в той части камеры 54, что расположена вблизи той области диска 53, что отдалена от впускного отверстия 52, повышая застойное давление с этой стороны диска. За счет меньшей вязкости, флюид, например газ, потечет быстрее вдоль той области диска, что обращена к впускному отверстию 52. При этом уменьшится давление на площади А2 над диском. Диск 9, свободно перемещающийся внутри камеры между дискообразными элементами, переместится на направлению к впускному отверстию, сузив, тем самым, проток между диском 53 и внутренней цилиндрической частью 51с. Таким образом, диск 53 перемещается относительно 5 впускного отверстия 52 в зависимости от вязкости протекающего насквозь флюида, и этот принцип используется для управления (частичного закрывания или открывания) потоком флюида через клапанный механизм.

Кроме того, падение давления в традиционном устройстве управления притоком с фиксированной геометрией будет пропорционально динамическому давлению:

где постоянная К, главным образом, является функцией геометрии и в меньшей степени зависит от числа Рейнольдса. В управляющем устройстве по настоящему изобретению, при увеличении разницы давлений, площадь потока будет уменьшаться так, что объем потока, протекающего через устройство управления, не будет или почти не будет увеличиваться при увеличении перепада давления. Следовательно, объем протекающего потока для настоящего изобретения является, по существу, постоянным и выше данной разницы давлений. Это представляет собой основное преимущество настоящего изобретения, так как оно может быть использовано для обеспечения, по существу, постоянного объема потока, протекающего через каждый участокгоризонтальной скважины в целом, чего невозможно добиться, используя неподвижные устройства управления потоком.

При добыче нефти и газа, устройство управления потоком в соответствии с изобретением может иметь два разных применения: применение в качестве устройства управления притоком для уменьшения притока воды или газа, или для поддержания постоянного потока через устройство управления потоком. При проектировании устройства управления в соответствии с изобретением для различных областей применения, таких как поддержание постоянного потока флюида, зоны с различными площадями и давлениями, как показано на фиг. 6, будут влиять на эффективность и пропускные свойства устройства. Как показано на фиг. 6, зоны с различными площадями и давлениями могут быть разделены на следующие:

- A1, P1 являются плоицадью притока и давлением, соответственно. Сила (P1*A1), созданная этим давлением, будет стремиться открыть устройство управления (переместить диск или затвор 53 от впускного отверстия 52);

- A2, P2 являются площадью и давлением в зоне между первой поверхностью диска вблизи впускного отверстия и камерой 54, где скорость потока будет наибольшей, и, следовательно, которая является источником динамического давления. Результирующее динамическое давление будет стремиться закрыть устройство управления за счет перемещения диска или затвора 53 по направлению к впускному отверстию по мере увеличения скорости потока и снижения давления;

- A3, P3 являются площадью и давлением на выпускном отверстии. Давление должно быть таким же, что и в скважине (давление на впуске);

- A4, P4 являются площадью и давлением (застойным давлением) за диском на отдалении от впускного отверстия. Застойное давление создает давление и силу за диском. Оно будет стремиться закрыть устройство управления, перемещая диск по направлению к впускному отверстию.

Флюиды с различной вязкостью в каждой зоне будут порождать различные силы в зависимости от конструкции этих зон. Для того чтобы оптимизировать эффективность и пропускающие свойства устройства управления, конструкция указанных зон будет различной для различных областей применения, например, для потока газ/нефть, или потока нефть/ вода. Следовательно, для каждого применения, зоны должны быть тщательно сбалансированны и обладать оптимальной конструкцией, учитывающей свойства и физические условия (вязкость, температура, давление и т.д.) для каждой ситуации проектирования. Клапан этого типа, показанный на фиг. 5, описан в WO 2008/004875, а также в WO 2009/088292.

На фиг. 6 схематически показан альтернативный клапанный механизм 60. Как и механизм, показанный на фиг.5, этот клапанный механизм содержит корпус 61, состоящий из первого дискообразного корпусного элемента 61 а с внешней цилиндрической частью 61b и центральным впускным отверстием 62. Корпус 61 также содержит второй дискообразный удерживающий корпусной элемент 61d, прикрепленный к внешней цилиндрической части 61b корпусного элемента 61 а. В камере 64, образованной между первым дискообразным корпусным элементом 61 а и вторым дискообразным удерживающим корпусным элементом 61d, предусмотрен подвижный затвор или диск 63. Этот клапанный механизм отличается от клапанного механизма, показанного на фиг. 5, тем, что выпуск содержит ряд выпускных отверстий 66, соединенных с камерой через радиальные отверстия.

Как показано стрелками 65, изображающими проток через клапанный механизм, флюид втекает через впускное отверстие, пересекает диск радиально через радиальные отверстия, и вытекает через выпускные отверстия. Следовательно, в отличие от ситуации, описанной выше со ссылкой на фиг. 5, на стороне диска 63, отдаленной от впускного отверстия, не происходит нарастания застойного давления. При таком решении без застойного давления, толщина устройства становится меньше и может выдерживать содержание большего количества частиц во флюиде.

Для изображенного на фиг. 6 клапана, при воздействии на подвижный клапанный затвор или диск 63 потока флюида, разница давлений на диске 63 может быть выражена следующим образом:

Согласно вышеприведенному описанию, в каждой зоне флюиды с различной вязкостью будут порождать различные силы в зависимости от конструкции этих зон, для того чтобы оптимизировать эффективность и пропускающие свойства устройства управления, конструкция данных зон будет различной для различных областей применения, например, для постоянного объемного потока, или потока газ/нефть или потока нефть/вода. Следовательно, для каждого применения зоны должны быть тщательно сбалансированны и обладать оптимальной конструкцией, учитывающей свойства и физические условия (вязкость, температура, давление и т.д.) для каждой ситуации проектирования.

Как показано на фиг. 6, зоны с различными площадями/давлениями могут быть разделены на следующие:

- A1, P1 являются площадью притока и давлением, соответственно. Сила (P1*A1), созданная этим давлением, будет стремиться открыть устройство управления (переместить диск или затвор 63 от впускного отверстия 62);

- A2, P2 являются площадью и давлением в зоне между первой поверхностью диска вблизи впускного отверстия и камерой 54, где скорость будет наибольшей, и, следовательно, которая является источником динамического давления. Результирующее динамическое давление будет стремиться закрыть устройство управления за счет перемещения диска или затвора 63 по направлению к впускному отверстию по мере увеличения скорости потока и снижения давления;

- A3, P3 являются площадью и давлением на поверхности подвижного диска 63, отдаленной от впускного отверстия и расположенной между второй поверхностью диска 63 и камерой 64. Давление за подвижным диском должно равняться давлению в скважине (впускное давление). Оно будет стремиться закрыть устройство управления, перемещая диск по направлению к впускному отверстию.

Благодаря меньшей вязкости, флюид, например, газ, быстрее потечет вдоль диска 63 по направлению к его внешней периферии. Это приведет к снижению давления на площадь A2 над диском, в то время давление на площадь Аз под диском 63 останется неизменным. Диск 63 установлен так, что его главная плоскость находится под прямыми углами к центральной оси впускного отверстия, и свободно перемещается вдоль указанной оси внутри камеры. Снижение вязкости переместит диск по направлению к впускному отверстию, чем сузит проток между камерой 64 и поверхностью диска 63, обращенной к впускному отверстию. Таким образом, диск 63 перемещается по направлению к впускному отверстию или от него в зависимости от вязкости протекающего насквозь флюида, и данный принцип может быть использован для управления потоком флюида через устройство.

Клапан также содержит подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью воздействия на него чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор выполнен с возможностью его перемещения чувствительным к температуре устройством по направлению к его закрытому положению в ответ на превышение заданного значения температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего в него.

Чувствительное к температуре устройство представляет собой герметичный расширяющийся механизм, по меньшей мере частично наполненный текучим материалом, выполненным с возможностью при заданной температуре изменять свое фазовое состояние. Примером такого изменяющего свое фазовое состояние материала является текучая среда, кипящая при определенной температуре или выше нее. Текучую среду выбирают в зависимости от расположения добычного трубопровода. Например, при нормальных условиях эксплуатации, на добычный трубопровод, расположенный на глубине 300 метров, действует давление от 25 до 30 бар при температуре 250-290°С.Для того чтобы предотвратить внезапный приток пара с более высокой температурой через клапан, расширяющийся механизм можно наполнить спиртоводной смесью, кипящей, например, при 280°С. В процессе нежелательного повышения температуры протекающего через клапан флюида, расширяющийся механизм может расшириться, переместив подвижный клапанный затвор в направлении его закрытого положения, когда температура флюида превышает указанное заданное значение. Таким образом, клапан может быть закрыт для предотвращения попадания кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод. Мгновенное испарение или кипение могут случаться при относительно низкой разнице давлений на устройстве управления притоком. Если допустить попадание кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод, это может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи и, в результате, к еще большему уменьшению разницы давлений. Это отрицательно скажется на эффективности процесса дренажа, как было сказано ранее. Другими нежелательными флюидами, попадание которых в добычный трубопровод может быть предотвращено, являются горячие добычные газы или дымовые газы, использующиеся для повышения производительности скважины.

Для управления открыванием и закрыванием клапана при температурных изменениях, расширяющийся механизм выполнен с возможностью контакта с флюидом, окружающим добычный трубопровод или протекающим через клапан.

На фиг. 7 показан клапанный механизм 71, как на Фиг. 5, оснащенный термически расширяющимся устройством в соответствии с первым примером. В соответствии с данным примером, расширяющийся механизм в виде сильфона 70 расположен во флюидной камере 74 клапана, содержащей подвижный клапанный затвор в виде диска 73, управляющий потоком флюида, проходящим через клапан. Положение диска 73 обычно задается притоком флюида, затекающим через впускное отверстие 72, обращенное к центру диска 73, и протекающим радиально наружу через, по меньшей мере, часть диска 73 по направлению к выпускному отверстию 77. В данном примере сильфон 70 расположен с обратной стороны диска 73 относительно впускного отверстия 72 для флюида. Сильфон 70 содержит первую 70а и вторую 70b, по существу, плоские торцевые поверхности, соединенные гофрированной частью 70с. Герметичный расширяющийся сильфон 70, по меньшей мере, частично заполнен текучим материалом, изменяющим свое фазовое состояние при заданной температуре. В этом случае, первая торцевая поверхность 70а сильфона 70 прикреплена к участку стенки флюидной камеры 74 и выполнена с возможностью, при расширении, вступать в контакт с диском 73. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к диску и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры.

При нежелательном повышении температуры протекающего через клапан флюида, тепло передается от горячего флюида к сильфону 70, частично через диск 73 и частично через его внешние кромки в пространство между камерой 74 и диском 73, где расположен расширяющийся механизм. Когда будет превышено заданное значение температуры протекающего через клапан флюида, если расширяющийся механизм содержит текучую среду, то указанная текучая среда начнет кипеть. Это приведет к расширению сильфона 70 вследствие повышения давления и увеличения объема внутри указанного сильфона 70. По мере расширения, сильфон 70 будет перемещать диск 73 в направлении его закрытого положения и, при достаточном повышении температуры, в итоге закроет клапан.

Описанный здесь способ крепления сильфона к участку стенки может также применяться для варианта осуществления, показанного на Фиг. 8 ниже.

На Фиг. 8 показан клапанный механизм 81, как на Фиг. 6, но оснащенный термически расширяющимся устройством в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения. В соответствии с данным примером, расширяющийся механизм в форме сильфона 80 расположен во флюидной камере 84 клапана, содержащей подвижный клапанный затвор в виде диска 83, управляющий потоком флюида, проходящим через клапан. Положение диска 83 обычно задается притоком флюида, поступающим через впускное отверстие 82, обращенное к центру диска 83, и протекающим радиально наружу через, по меньшей мере, часть диска 83 в направлении выпускного отверстия 87. В данном примере, сильфон 80 расположен с обратной стороны диска 83 относительно впускного отверстия 82 для флюида. Сильфон 80 содержит первую 80а и вторую 80b, по существу, плоские торцевые поверхности, соединенные гофрированной частью 80с. Герметичный расширяющийся сильфон 80, по меньшей мере, частично заполнен текучей средой, изменяющей свое фазовое состояние при заданной температуре. В этом случае, первая торцевая поверхность 80а сильфона 80 прикреплена к диску 83 и выполнена с возможностью, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры 84. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к диску и выполнен с возможность, при расширении, вступать в контакт с участком стенки флюидной камеры.

При нежелательном повышении температуры протекающего через клапан флюида, тепло передается от горячего флюида к сильфону 80, частично через диск 83 и частично через его внешние кромки в пространство между камерой 84 и диском 83, где расположен расширяющийся механизм. Когда будет превышено заданное значение температуры протекающего через клапан флюида, если расширяющийся механизм содержит текучую среду, то указанная текучая среда начнет кипеть. Это приведет к расширению сильфона 80 вследствие повышения давления и увеличения объема внутри указанного сильфона 80. По мере расширения, сильфон 80 будет перемещать диск 83 по направлению к его закрытому положению и, при достаточном повышении температуры, в итоге закроет клапан.

Описанный здесь способ крепления сильфона к диску может также применяться для варианта осуществления, показанного выше со ссылкой на фиг. 7.

Описанный со ссылкой на фиг. 7 и фиг. 8 расширяющийся механизм, представляет собой герметичный контейнер в виде сильфона, по меньшей мере частично наполненный текучим материалом. Альтернативно, контейнер может иметь заданную общую форму, по меньшей мере, часть которой выполнена подверженной упругой деформации, или может быть выполнен в виде мешка, не обладающего какой-либо определенной формой. В данном случае, расширяющийся механизм может быть удержан в требуемом положении при помощи средства, размещенного на подвижном клапанном затворе или на стенке камеры, без физического прикрепления к какому-либо из компонентов. Например, расширяющийся механизм может быть удержан на месте за счет средства, выполненного в виде ряда выступов, выступающих в камеру для создания опоры подвижному клапанному затвору в его крайнем положении, при котором клапан полностью открыт. С примерами таких опорных выступов можно ознакомиться в международной заявке РСТ/ЕР 2011/050471. Данный вариант предпочтителен для, по существу, бесформенного расширяющегося механизма, который может расширяться равномерно во всех направлениях.

Изобретение не ограничивается вышеприведенными примерами.

1. Способ управления потоком флюида, поступающего в добычной трубопровод тяжелой нефти, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых:
локально уменьшают приток в указанную добычную трубу из областей местного перегрева при помощи устройств управления притоком, содержащих внутри своего корпуса подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли;
увеличивают приток в указанную добычную трубу на отдалении от указанных областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком для локального увеличения притока; и
усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что управление устройствами управления притоком осуществляют в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состав, плотность и/или вязкость флюида.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее, осуществляют посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных устройств управления притоком.

4. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на уменьшение вязкости флюида.

5. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что уменьшение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно уменьшающего поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.

6. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что увеличение притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, осуществляют при помощи указанных автономных устройств управления притоком.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что увеличение притока через устройства управления притоком осуществляют при помощи подвижного затвора, автономно увеличивающего поток флюида в ответ на уменьшение скорости потока и/или на увеличение вязкости флюида.

8. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что управление расходом флюида ниже по потоку от указанных устройств управления потоком осуществляют при помощи управляемого инжектора.

9. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что ограничение падения давления в добычном трубопроводе осуществляют при помощи добычного дросселя, расположенного выше по потоку от инжектора.

10. Способ по любому из пп.1 или 2, отличающийся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую верхнюю добычную трубу с дренажной трубой.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно содержит этап, на котором впрыскивают газообразную среду в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.

12. Система добычи тяжелой нефти, содержащая добычной трубопровод для дренирования текучей среды из коллекторного пласта, имеющий множество участков, каждый из которых снабжен одним или более устройствами управления притоком, каждое из которых соединяет указанный пласт с потоковым пространством внутри указанного добычного трубопровода, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:
устройства управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления притоком на основе эффекта Бернулли; и
инжектор для впрыскивания газообразной среды в месте нахождения устройств управления притоком или ниже их по потоку с целью усиления депрессии в указанном добычном трубопроводе, причем указанный добычной трубопровод содержит указанный инжектор;
причем указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от таковых областей.

13. Система добычи по п.12, отличающаяся тем, что указанный добычной трубопровод содержит верхнюю добычную трубу, дренажную трубу и пятку, соединяющую указанную верхнюю добычную трубу с указанной дренажной трубой.

14. Система добычи по п.13, отличающаяся тем, что указанный инжектор выполнен с возможностью впрыска указанной газообразной среды в месте нахождения пятки или ниже ее по потоку.

15. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью реагирования, по меньшей мере, на состав и/или вязкость флюида.

16. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью, по меньшей мере, частичного закрытия для уменьшения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в своей точке кипения или выше нее.

17. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на увеличение скорости потока и/или уменьшение вязкости флюида.

18. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного уменьшения потока флюида через устройства управления притоком в ответ на повышение температуры флюида.

19. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что указанные устройства управления притоком выполнены с возможностью открывания для увеличения притока в участках добычного трубопровода, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения.

20. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что подвижный затвор каждого устройства управления притоком выполнен с возможностью автономного увеличения потока флюида через устройство управления притоком в ответ на уменьшение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида.

21. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что инжектор является управляемым инжектором, выполненным с возможностью управления расходом потока флюида ниже по потоку от устройств управления притоком.

22. Система добычи по любому из пп.12 или 13, отличающаяся тем, что ниже по потоку от инжектора размещен добычной дроссель, предназначенный для ограничения падения давления в добычном трубопроводе.

23. Способ применения устройств управления притоком в добычном трубопроводе тяжелой нефти, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор, выполненный с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройство управления потоком на основе эффекта Бернулли, отличающийся тем, что содержит этапы, на которых: локальное уменьшение притока из областей местного перегрева осуществляют при помощи указанных устройств управления притоком; и увеличивают приток на отдалении от областей местного перегрева при помощи указанных устройств управления притоком с тем, чтобы локально увеличить приток, причем указанный добычной трубопровод содержит инжектор, а способ дополнительно содержит этап, на котором усиливают депрессию в указанном добычном трубопроводе при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку.

24. Способ по п.23, отличающийся тем, что дополнительно содержит признаки любого из пп.1 или 2.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к огневым устройствам, системам и способам и может быть использовано для получения пара при добыче углеводородов. Устройство для огневого получения пара 10 содержит камеру сгорания, имеющую стороны входа и выхода, корпус коллектора, соединенный со стороной входа камеры сгорания и выполненный с возможностью ввода в камеру сгорания топлива и окислителя, наружный корпус 11, образующий камеру хладагента 30 между его внутренней поверхностью и наружной поверхностью камеры сгорания, и множество сходящихся впускных отверстий 31 для подачи хладагента из камеры хладагента 30 в камеру сгорания.

Группа изобретений относится к устройству и способу извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара.

Изобретение относится к добыче природного газа из газогидратных месторождений и газовых месторождений, характеризующихся выпадением гидратов в призабойной зоне пласта.

Группа изобретений относится к способу соединения изолированных проводников при обработке подземного пласта. Способ соединения концов двух изолированных проводников включает в себя соединение концевого участка сердечника первого изолированного проводника с концевым участком сердечника второго изолированного проводника.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и безопасности процесса внутрипластового горения путем создания в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины очага горения при сохранении приемистости призабойной зоны, возможность инициирования внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям многозабойных скважин с двумя горизонтальными стволами. Технический результат - повышение надежности конструкции для многостадийного разрыва пластов в горизонтальных стволах.

Группа изобретений относится к внутрискважинным системам регулирования расхода текучей среды двустороннего действия и может быть применена для регулирования притока пластовых текучих сред и выходного потока текучих сред нагнетания.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в скважинном эксплуатационном оборудовании. Оборудование включает эксплуатационную колонну и узел со скользящей муфтой.

Группа изобретений относится к оборудованию, используемому в работах, выполняемых в подземных скважинах и, в частности, к регулированию притока пластовых текучих сред и выпуска нагнетаемых текучих сред с сопротивлением потоку, зависящим от направления.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к впускному устройству (1) для регулирования потока текучей среды между коллектором (2) углеводородов и эксплуатационной обсадной колонной в скважине.

Устройство относится к горному делу и может быть применено для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Устройство содержит корпус, внутри которого размещен регулирующий элемент, выполненный в виде подпружиненного затвора, установленного между седлами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Группа изобретений относится к системам заканчивания ствола и способам обработки нескольких зон горизонтальной скважины. Технический результат заключается в увеличении производительности при перемещении и определении местоположения колонны низа бурильной колонны в обозначенной зоне горизонтальной скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства. Причем клапан содержит подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью приведения его в действие чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор выполнен с возможностью его перемещения чувствительным к температуре устройством в направлении закрытия в ответ на превышение заданного значения температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего внутрь клапана. Причем клапан или устройство выполнено так, что чувствительное к температуре устройство содержит расширяющийся механизм, представляющий собой герметичную конструкцию, по меньшей мере частично наполненную расширяющимся материалом. Причем указанный расширяющийся материал и, следовательно, также указанный расширяющийся механизм выполнены с возможностью, при превышении заданного значения температуры флюида, расширяться и тем самым вызывать перемещение подвижного клапанного затвора в направлении закрытия. При этом клапан имеет канал потока от впускного отверстия к выпускному отверстию, часть которого направляет поток флюида по поверхности подвижного клапанного затвора таким образом, что обеспечивается возможность автономного перемещения подвижного клапанного затвора для управления на основе эффекта Бернулли указанным потоком флюида, когда подвижный клапанный затвор не перемещен чувствительным к температуре устройством в направление закрытия. Технический результат заключается в повышении эффетивности регулирования притока в трубопровод. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх