Скважинный управляемый электромеханический клапан

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения. Клапан состоит из корпуса, переводника с типовым присоединительным разъемом или с разъемом типа «мокрый контакт», микроэлектродвигателя, питающегося от «нулевой точки» электродвигателя ЭЦН, редуктора с винтопарой, полого штока с проходным каналом для измерения давления в пласте, дифференциального поршня, выравнивающего скважинное и пластовое давления, вспомогательного и управляемого клапана, к которому герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная со вспомогательным клапаном. Штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами и заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец трубки для измерения пластового давления. Против штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле. Технический результат заключается в обеспечении надежного и плавного регулирования дебита скважины и измерении пластового давления в процессе эксплуатации пласта. 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с электроцентробежными насосами для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины [Патент РФ №2563262, МПК Е21В 43/12 и Е21В 43/14, опубликован 20.09.2015], содержащая наземную станцию управления, электродвигатель центробежного насоса с питающим кабелем, телемеханическую систему, включающую блоки регулирования притока и учета пластовых продуктов и регулируемые электроприводные клапаны, электроприводы которых питаются через дополнительный кабель, подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих телескопическое соединение стыковочного узла.

Предлагаемая насосная установка, безусловно, выполняет все предусмотренные функции одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине. Однако телескопическое соединение не обеспечивает отсечения пластов и глушение скважины для ремонта насосного оборудования. К тому же установка требует отдельные кабели, питающие электропривод регулируемого клапана и блок телемеханики и контроля притока и учета состава добываемой жидкости, что приводит к необходимости прокладки и крепления их рядом с силовым кабелем для питания электродвигателя ЭЦН и соответственно перетиранию их при спуске в горизонтальные скважины.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.

Эта цель достигается тем, что дополнительно к управляемому электромеханическому клапану герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная с вспомогательным клапаном, штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными выходными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами, в нижнем торце штуцерная трубка заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец уплотняемой трубки для измерения пластового давления, напротив штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле.

На фиг. 1 показан разрез общего вида скважинного управляемого электромеханического клапана: 1 - корпус; 2 - переводник присоединительный; 3 - типовой разъем или разъем типа «мокрый контакт»; 4 - блок управления телеметрией и микроэлектродвигателем; 5 - микроэлектродвигатель; 6 - редуктор; 7 - гайка винтопары; 8 - шарикоподшипники; 9 - винт; 10 - датчик давления; 11 - датчик температуры; 12 - полый шток; 13 - круговая полость; 14 - радиальное отверстие в штоке; 15 - проходной канал в штоке; 16 - радиальное отверстие в корпусе для скважинного давления; 17 - дифференциальный поршень; 18 - радиальное отверстие в полом штоке для пластового давления; 19 - управляемый (основной) клапан; 20 - вспомогательный (малый) клапан; 21 - седло вспомогательного клапана; 22 - выходной канал вспомогательного клапана; 23 - выходные радиальные отверстия в корпусе; 24 - зазор между штуцерной трубкой и трубкой для пластового давления; 25 - седло управляемого клапана; 26 - выходные отверстия в штуцерной трубке; 27 - трубка для пластового давления; 28 - штуцерная трубка; 29 - каплевидные штуцеры; 30 - входные каналы; 31 - пробка; 32 - проточка в ниппеле; 33 - ниппель; 34 - уплотнения.

На фиг. 2 показан разрез общего вида скважинного управляемого электромеханического клапана в максимально открытом положении управляемого клапана и штуцерной трубки: обозначения те же, что на фиг. 1.

На фиг. 3 показано сечение по линии А в разрезе: 1 - корпус; 27 - трубка для измерения пластового давления; 28 - штуцерная трубка; 30 - входные каналы; 32 - проточка в ниппеле; 33 - ниппель.

На фиг. 4 показан фрагмент штуцерной трубки вид Б: 28 - штуцерная трубка; 29 - каплевидные штуцеры.

Предлагаемый скважинный управляемый механический клапан (фиг. 1, 2) состоит из корпуса 1, присоединительного переводника 2, уплотняемого с помощью колец 34, типового разъема или разъема типа «мокрый контакт» 3, блока управления микроэлектродвигателем и телеметрией 4, микроэлектродвигателя 5 с редуктором 6, винтопары с гайкой 7, жестко посаженной на выходной вал редуктора 6 и зацентрированной в двух шарикоподшипниках 8, внутри которой перемещается винт 9 с жестко сочлененным с уплотняемым кольцами 34 в корпусе 1 полым штоком 12 с проходным каналом 15 и радиальным отверстием 14 для гидравлической связи с круговой полостью 13 и датчиком давления 10, гидравлически связанным с круговой полостью 13 и радиальным отверстием 14 с проходным каналом 15. Датчик температуры 11 находится непосредственно на корпусе 1. Уплотняемый кольцами 34 дифференциальный поршень 17 выравнивает скважинное давление через радиальное отверстие 16 в корпусе 1 с пластовым давлением через радиальное отверстие 18 в полом штоке 12. С нижним торцом полого штока 12 герметично сочленен уплотняемый кольцами 34 вспомогательный (малый) клапан 20 со вспомогательным седлом 21, опирающимся на верхний торец штуцерной трубки 28, выполняющей функцию седлодержателя и размещенной во внутренней полости управляемого (основного) клапана 19. Вспомогательный клапан 20 окружен микрополостью с выходным каналом 22, соединяющимся гидравлически через выходные радиальные отверстия 23 в корпусе 1 со скважинным давлением. Управляемый клапан 19 сидит в седле 25, функцию седлодержателя выполняет ниппель 33. В нижнюю часть управляемого клапана 19, выполненную с герметичной полостью, ввинчена штуцерная трубка 28, в которой с небольшим зазором 24 проходит трубка 27 для измерения пластового давления, последняя верхним концом герметично состыкована с нижним концом проходного канала 15 полого штока 12. Штуцерная трубка 28 в верхней части выполнена с выходными радиальными отверстиями 26, а в нижней части - с каплевидными штуцерами 29, открывающими напротив проточек 32 в ниппеле 33 проход скважинной жидкости из входных каналов 30. Нижняя часть щтуцерной трубки 28 заглушена герметичной пробкой 31 на резьбе, внутри которой перемещается трубка 27 для измерения пластового давления на величину хода вспомогательного (малого) клапана 20 при его открытии. Пробка 31 и трубка 27 загерметизированы уплотнениями 34. Ниппель 33 оканчивается резьбой для присоединения якоря-пакера с целью разделения пластового давления и скважинного (или вышележащего пласта) при одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

Предлагаемый скважинный управляемый электромеханический клапан (фиг. 1, 2) работает следующим образом.

Управляемый электромеханический клапан работает в компоновке с электроцентробежным насосом УЭЦН и через типовой разъем или разъем типа «мокрый контакт» питается от «нулевой точки» погружного электродвигателя ПЭД (на фиг. 1 не показан). Ниппелем 33 электромеханический клапан состыкован с якорем-пакером (также не показан). Для надежного закрытия-открытия управляемого электромеханического клапана он выполнен двухступенчатым - с вспомогательным (малым) клапаном 20, размещенным во внутренней полости управляемого (основного) клапана 19. Оба клапана герметично состыкованы с полым штоком 12 для управления последними и измерения пластового давления датчиком 10 с помощью кольцевой полости 13 и гидравлически связанным с ней радиальным отверстием 14 в полом штоке 12. Электромеханический клапан устанавливается над продуктивным пластом и заякоривается якорем-пакером с проходным каналом. Затем с наземной станции (не показанной на фиг. 1) подается команда на блок управления телеметрии 4: «открыть или частично приоткрыть» клапан 19, регулируя тем самым зазор между клапаном 19 и его седлом 23. Команда исполняется микроэлектродвигателем 5 с редуктором 6 с помощью винтопары, зацентрированной шарикоподшипниками 8 и состоящей из гайки 7 и винта 9, жестко сочлененного с полым штоком 12, передающим осевое перемещение также жестко сочлененному с ним вспомогательному клапану 20 для его открытия. Сначала вспомогательный клапан 20 выходит из седла 21, открывая выход пластовому давлению через зазор 24, штуцерную трубку 28, чуть приоткрытые каплевидные штуцеры 29 в проточке 32 и входной канал 30 (фиг. 3 и фиг. 4) в окружающую вспомогательный поршень микрополость с выходным каналом 22, сообщающимся с выходным отверстием 23 в корпусе 1 со скважинным пространством над пакером. Затем полый шток 12 продолжает двигаться вверх вместе со вспомогательным клапаном 20 до упора его выступом в верхнюю часть (потолок внутренней полости) управляемого клапана 19 и начинает открывать управляемый клапан 19. Для свободного и независимого от пластового и скважинного давлений при открытии и закрытии управляемого клапана 19 предусмотрен подвижный дифференциальный поршень 17, который выравнивает давления под управляемым клапаном 19 и над ним. Подвижный дифференциальный поршень 17 загерметизирован уплотнениями 34 относительно корпуса 1 и полого штока 12. В полости между дифференциальным поршнем 17 и управляющим клапаном 19 предусмотрено радиальное отверстие 18 в полом штоке 12 для пластового давления, а в полости над дифференциальным поршнем 17 в корпусе 1 предусмотрено проходное радиальное отверстие 16 для скважинного давления. Выравненные таким образом скважинное и пластовое давления над и под управляемым клапаном 19 совершенно не препятствуют его закрытию-открытию. Открываясь, управляемый клапан 19 одновременно перемещает штуцерную трубку 28 с выходными отверстиями 26 и с каплевидными штуцерами 29 против проточки 32 и открывает доступ жидкости из входных каналов 30, т.е. из продуктивного пласта. Таким образом, при равномерном открытии управляемого клапана 19 осуществляется плавное регулирование потока жидкости через систему «клапан-штуцер». Нелинейная квадратичная зависимость пропускания потока жидкости (дебита) скважины от линейного перемещения открывающегося клапана линеаризуется пропускной способностью системы «клапан-штуцер» за счет каплевидных штуцеров 29. С помощью трубки 27 измеряется датчиком 10 пластовое давление как в статическом (при заглушенной скважине), так и в динамическом режиме при эксплуатации продуктивного пласта. При установке второго и последующего пакеров с управляемыми клапанами над вторым и последующим пластом обеспечивается одновременно-раздельная эксплуатация пластов, разделенных пакерами. Клапан обеспечивает надежное отсечение пласта для проведения подземного ремонта скважины без ее глушения.

Технический эффект: управляемый электромеханический клапан обеспечивает надежное и плавное регулирование дебита скважины и измерение пластового давления в процессе эксплуатации пласта.

Скважинный управляемый электромеханический клапан, включающий корпус, присоединительный переводник с типовым разъемом или разъемом типа «мокрый контакт», кабель питания, блоки контроля давления, температуры и управления микроэлектродвигателем, питающимся от «нулевой точки» электродвигателя центробежного насоса, редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным каналом для измерения пластового давления, подвижный дифференциальный поршень, выравнивающий скважинное и пластовое давления, вспомогательный клапан с выходным каналом в полость скважины и управляемый клапан с седлодержателем, отличающийся тем, что дополнительно к управляемому электромеханическому клапану герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная со вспомогательным клапаном, штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными выходными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами, в нижнем торце штуцерная трубка заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец уплотняемой трубки для измерения пластового давления, против штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к сооружению скважины и, в частности, к контролю свойств скважинных инструментов во время сооружения скважины. Техническим результатом является поддерживание скважинных инструментов в безопасных рабочих пределах.

Создана система измерения давления (10). Система (10) включает в себя зонд (16) измерения давления, выдвигающийся в технологическую текучую среду и имеющий датчик (50) давления с электрической характеристикой, которая изменяется вместе с давлением технологической текучей среды.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины. Варианты устройства одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины содержат устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры с нажимным и опорным якорными устройствами и безъякорным пакером, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента по пластам.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов. Насосная установка для эксплуатации пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газодобывающих скважин.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными или иными насосами.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинном инструменте. Скважинный инструмент содержит корпус, имеющий аксиальный канал, продолжающийся через него, по меньшей мере частично, и камеру, размещенную радиально наружу из канала.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов.

В заявке описан предохранительный блок, предназначенной для добычи и транспорта ископаемого топлива арматуры, имеющий по меньшей мере два предохранительных клапана, которые гидравлически и/или пневматически соединены с по меньшей мере одним запорным механизмом арматуры и по меньшей мере один из которых выполнен переключающимся в зависимости от температуры, а по меньшей мере один другой из них выполнен переключающимся в зависимости от давления с тем, чтобы при изменении температуры до значения, находящегося вне пределов заданного интервала температур, и/или при изменении давления до значения, находящегося вне пределов заданного интервала давлений, инициировать аварийное перекрытие арматуры.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации фонтанирующих нефтяных и газовых скважин. Устройство состоит из корпуса, установленного в осевом канале отводящего патрубка, внутри корпуса установлен ввертыш с продольными пазами и иглодержателем.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для автоматического управления технологическими процессами. При реализации способа осуществляют открытие и закрытие запорно-регулирующей арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела или электрического тока в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры и подземных клапанов-отсекателей в заданной последовательности. Способ осуществляют при помощи смонтированной в шкафу системы управления, включающей приборы КиП и А, а также гидравлическую систему. Гидравлическая система выполнена с возможностью управления исполнительными механизмами запорно-регулирующей арматуры с задержкой времени и в определенной последовательности. В шкафу дополнительно смонтировано оборудование для управления электрическими приводами запорно-регулирующей арматуры, которая установлена на фонтанной арматуре, а также трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления на одной общей раме. Технический результат заключается в упрощении процесса управления добычей полезных ископаемых, а также в повышении надежности эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения. Клапан состоит из корпуса, переводника с типовым присоединительным разъемом или с разъемом типа «мокрый контакт», микроэлектродвигателя, питающегося от «нулевой точки» электродвигателя ЭЦН, редуктора с винтопарой, полого штока с проходным каналом для измерения давления в пласте, дифференциального поршня, выравнивающего скважинное и пластовое давления, вспомогательного и управляемого клапана, к которому герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная со вспомогательным клапаном. Штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами и заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец трубки для измерения пластового давления. Против штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле. Технический результат заключается в обеспечении надежного и плавного регулирования дебита скважины и измерении пластового давления в процессе эксплуатации пласта. 4 ил.

Наверх