RU2415255C2 - Well unit by garipov - Google Patents
Well unit by garipov Download PDFInfo
- Publication number
- RU2415255C2 RU2415255C2 RU2009110337/03A RU2009110337A RU2415255C2 RU 2415255 C2 RU2415255 C2 RU 2415255C2 RU 2009110337/03 A RU2009110337/03 A RU 2009110337/03A RU 2009110337 A RU2009110337 A RU 2009110337A RU 2415255 C2 RU2415255 C2 RU 2415255C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- regulator
- chamber
- channel
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Actuator (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, конденсата и т.д.), в том числе на многопластовых месторождениях, и может быть использовано при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких пластов одной добывающей или нагнетательной скважиной.The invention relates to the field of hydrocarbon production (oil, gas, condensate, etc.), including in multilayer fields, and can be used for simultaneous separate or sequential operation of several formations of a single production or injection well.
Известна «Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды», содержащая корпус с входными и выходными отверстиями, внутри которого размещены сильфон, шток, затвор и седло (патент №2194152, Е21В 43/12, 34/06, оп. 10.12.2002 г.).The well-known "downhole installation for regulating and cutting off the flow of medium" containing a housing with inlet and outlet openings, inside of which are placed a bellows, a rod, a shutter and a saddle (patent No. 2194152, ЕВВ 43/12, 34/06, op. 10.12.2002 g .).
Недостатком вышеуказанной установки является то, что сильфон заряжается только на одно определенное расчетное давление и только на поверхности при наличии стенда для нагнетания газа под высоким давлением в сильфонную камеру. При этом не всегда удается точно рассчитать или подобрать необходимое давление для зарядки клапана, чтобы поддерживать работу клапана и скважины в целом в оптимальном выбранном режиме эксплуатации. Кроме того, необходим стенд для зарядки сильфонной камеры.The disadvantage of the above installation is that the bellows is charged only at one specific design pressure and only on the surface when there is a stand for injection of gas under high pressure into the bellows chamber. However, it is not always possible to accurately calculate or select the required pressure for charging the valve in order to maintain the valve and the well as a whole in the optimum selected operating mode. In addition, you need a stand for charging the bellows chamber.
Наиболее близким техническим решением является «Скважинная установка для отсекания и регулирования потока в скважине с одним или несколькими пластами», содержащая НКТ, одну или несколько посадочных камер, с размещенными в них съемными клапанами, имеющими корпус с перепускными каналами, замок и наружные уплотнители (патент №2291949, Е21В 34/06, оп. 20.01.2007 г.).The closest technical solution is “Downhole installation for cutting and regulating the flow in the well with one or more layers”, containing tubing, one or more landing chambers, with removable valves placed in them, having a body with bypass channels, a lock and external seals (patent No. 2291949, ЕВВ 34/06, op. January 20, 2007).
Управление регулирующим устройством осуществляют путем передачи импульса давления по импульсной трубке. Поскольку в скважину через пакера возможно пропустить импульсную трубку с малым ограниченным диаметром (не более 20-25 мм), а скважины имеют значительную глубину (более 1000 м), то величина и скорость передаваемого импульса давления будет значительно снижаться по мере удаления от источника ее возбуждения из-за высоких гидравлических сопротивлений.The control of the control device is carried out by transmitting a pressure pulse through a pulse tube. Since it is possible to pass an impulse tube with a small limited diameter (not more than 20-25 mm) into the well through the packer, and the wells have a significant depth (more than 1000 m), the magnitude and speed of the transmitted pressure impulse will decrease significantly with distance from the source of its excitation due to high hydraulic resistance.
В ряде случаев вообще невозможно создать достаточное давление импульса для переключения гидравлически управляемого устройства на какое-либо положение дискретного регулирования.In some cases, it is generally impossible to create sufficient pulse pressure to switch a hydraulically controlled device to any position of discrete regulation.
Известна скважинная камера, состоящая из корпуса, выполненного из несущей и направляющей труб, и кармана, причем карман и несущая труба соединены между собой (патент №2260108, Е21В 23/02, оп. 10.06.2004 г.).Known borehole chamber, consisting of a housing made of a carrier and a guide pipe, and a pocket, and the pocket and the carrier pipe are interconnected (patent No. 2260108, ЕВВ 23/02, op. 10.06.2004,).
Недостатком вышеуказанной скважинной камеры является то, что в ней не предусмотрена подача в карман, например, по отдельному гидравлическому каналу, рабочего агента для воздействия на регулятор, управляемый через создание и удержание в кармане заданного давления.The disadvantage of the aforementioned borehole chamber is that it does not provide for supplying to the pocket, for example, through a separate hydraulic channel, a working agent for acting on a regulator controlled by creating and holding a predetermined pressure in the pocket.
Наиболее близким техническим решением является скважинная камера Шафирова для съемных клапанов, состоящая из рубашки, кармана с внутренними расточками, посадочными поверхностями и пропускными каналами (патент №2292439, Е21В 23/03, 34/06, оп 27.01.2007 г.).The closest technical solution is the Shafirova well chamber for removable valves, consisting of a shirt, pocket with internal bores, landing surfaces and through channels (patent No. 2292439, ЕВВ 23/03, 34/06, op January 27, 2007).
Недостатком вышеуказанной скважинной камеры является то, что в ней не предусмотрена подача в карман, например, по отдельному гидравлическому каналу, рабочего агента заданного давления для управления в режиме реального времени работой регулятора, установленного в нем.The disadvantage of the aforementioned borehole chamber is that it does not provide for supplying to the pocket, for example, a separate hydraulic channel, a working agent of a predetermined pressure for real-time control of the operation of the regulator installed therein.
Известен клапан для регулирования потока, содержащий полый корпус с наружными проточками, одним или несколькими перепускными и осевыми проходными каналами, затворы со штоками и сильфонами, соединенными между собой (патент РФ №2029073, Е21В 43/00, оп 20.02.1995 г.).Known valve for regulating the flow, containing a hollow body with external grooves, one or more bypass and axial passage channels, valves with rods and bellows interconnected (RF patent No. 2029073, ЕВВ 43/00, op 20.02.1995).
Недостатком вышеуказанного клапана является то, что в клапане нет отдельного внешнего отверстия и канала, соединяющего его с полостью сильфонной камеры, через которое можно заряжать сильфон в глубокой скважине дистанционно с поверхности на определенное давление.The disadvantage of the above valve is that the valve does not have a separate external hole and a channel connecting it to the cavity of the bellows chamber, through which it is possible to charge the bellows in a deep well remotely from the surface at a certain pressure.
Наиболее близким техническим решением является регулятор, включающий поршневую или сильфонную камеру, взаимодействующую с запорными устройствами, и имеющий, по меньшей мере, одно пропускное отверстие, гидравлически связанное с поршневой или сильфонной камерой, и перепускные каналы, взаимодействующие между собой (патент №2229586, Е21В 23/03, оп. 27.01.2007 г., прототип).The closest technical solution is the regulator, including a piston or bellows chamber, interacting with locking devices, and having at least one passage hole hydraulically connected to the piston or bellows chamber, and bypass channels interacting with each other (patent No. 2229586, Е21В 23/03, op. January 27, 2007, prototype).
Недостатком вышеуказанной конструкции является то, что в ней не предусмотрена возможность передачи заданного давления дистанционно с поверхности непосредственно на регулятор, а также не предусмотрен раздельный пропуск рабочего агента в поршневой и сильфонной камерах.The disadvantage of the above design is that it does not provide for the possibility of transmitting a given pressure remotely from the surface directly to the regulator, nor does it provide for a separate pass of the working agent in the piston and bellows chambers.
Предлагаемое нами техническое решение упрощает проведение технологических работ по регулированию работы скважины в режиме реального времени, обеспечивает создание заданного давления для работы регулятора, обеспечивает регулирование и выбор режима работы скважины с поверхности посредством подачи рабочего агента (с поверхности) через гидравлический канал в сильфонную и/или поршневую камеры, обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины при определении надежного и оптимального режима ее работы, а именно, позволяет повысить межремонтный срок эксплуатации скважины, за счет уменьшения количества канатных работ, связанных с частой сменой регуляторов и ремонтов из-за обрывов проволоки, исключает необходимость применения стенда для зарядки сильфонной камеры.Our technical solution simplifies the implementation of technological work to regulate the well’s operation in real time, provides the set pressure for the regulator’s operation, provides regulation and selection of the well’s operating mode from the surface by supplying a working agent (from the surface) through the hydraulic channel to the bellows and / or the piston chamber provides an increase in the efficiency of the operation of the well in determining the reliable and optimal mode of its operation, namely, it allows to increase to maintain the overhaul life of the well, by reducing the number of cable work associated with frequent changes in regulators and repairs due to wire breaks, eliminates the need for a stand to charge the bellows chamber.
Поставленная цель достигается тем, что Скважинная установка состоит из напорного устройства высокого давления, НКТ, посадочного устройства с карманом, имеющим, по меньшей мере, одно пропускное отверстие и, по меньшей мере, один перепускной канал, регулятора, расположенного в кармане посадочного устройства и имеющего, по меньшей мере, одно пропускное отверстие, по меньшей мере, один перепускной канал, и, по меньшей мере, одну камеру заданного давления, взаимодействующую с запорным устройством, по меньшей мере, одного уплотнительного элемента, расположенного на регуляторе и выполненного с возможностью герметизации пропускного отверстия и перепускного канала регулятора, по меньшей мере, одного гидравлического канала, проходящего по НКТ или внутри НКТ и герметически соединяющего напорное устройство высокого давления с карманом посадочного устройства, скважинная установка дополнительно снабжена разделительным кольцом, расположенным между уплотнительными элементами на регуляторе и выполненным с пазом или отверстием узорчатой формы, а в качестве напорного устройства высокого давления используют нагнетательный насос и/или напорную линию высокого давления в виде напорного трубопровода со средой высокого давления со штуцером и/или запорным устройством, в качестве посадочного устройства с карманом используют скважинную камеру с карманом, имеющим внутренние расточки, в качестве посадочного устройства с карманом используют НКТ с карманом, имеющим внутренние расточки, карман расположен на внешней и/или на внутренней поверхности посадочного устройства, пропускное отверстие посадочного устройства с карманом дополнительно снабжено переходником или переводником, выполненным в съемном или в несъемном соединении, пропускное отверстие посадочного устройства с карманом дополнительно снабжено герметизирующим устройством или герметизирующими элементами, пропускное отверстие кармана, расположенного на внутренней поверхности посадочного устройства, соосно совпадает с пропускным отверстием посадочного устройства, уплотнительный элемент дополнительно снабжен пропускным отверстием, расположенным соосно с пропускным отверстием регулятора, уплотнительные элементы выполнены в виде уплотнительных резиновых манжет или перемежающихся между собой уплотнительных резино-металло-фторопластовых элементов, гидравлический канал представляет собой трубчатый элемент постоянного или переменного сечения, гидравлический канал представляет собой грузонесущий, бронированный шлангокабель, регулятор выполнен в съемном исполнении составным или монолитным или в несъемном исполнении, регулятор в съемном монолитным исполнении в верхней части выполнен с возможностью зацепления, а нижняя часть регулятора выполнена с возможностью беспрепятственного вхождения в карман посадочного устройства, регулятор в съемном составном исполнении дополнительно снабжен захватной головкой и/или хвостовиком, при этом хвостовик дополнительно снабжен, по меньшей мере, одним перепускным каналом и одним пропускным отверстием, захватная головка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным каналом и одним пропускным отверстием.This goal is achieved in that the downhole installation consists of a high-pressure device, tubing, landing device with a pocket having at least one passage hole and at least one bypass channel, a regulator located in the pocket of the landing device and having at least one passage opening, at least one bypass channel, and at least one predetermined pressure chamber interacting with a locking device of at least one sealing element a, located on the regulator and configured to seal the passage hole and the bypass channel of the regulator of at least one hydraulic channel passing through the tubing or inside the tubing and hermetically connecting the high-pressure head device to the pocket of the planting device, the well unit is additionally equipped with a spacer ring, located between the sealing elements on the regulator and made with a groove or hole patterned, and as a pressure device To which pressure they use a pressure pump and / or a high pressure pressure line in the form of a pressure pipe with a high pressure medium with a fitting and / or a shut-off device, a borehole chamber with a pocket having internal bores is used as a landing device with a pocket, as a landing device with a pocket use tubing with a pocket having internal bores, the pocket is located on the outer and / or on the inner surface of the landing device, the passage hole of the landing device with a pocket m is additionally equipped with an adapter or sub, made in a removable or non-removable connection, the passage hole of the landing device with a pocket is additionally equipped with a sealing device or sealing elements, the passage hole of a pocket located on the inner surface of the landing device is aligned with the passage hole of the landing device, the sealing element additionally equipped with a through hole located coaxially with the through hole of the regulator, the sealing elements are made in the form of sealing rubber cuffs or alternating between sealing rubber-metal-fluoroplastic elements, the hydraulic channel is a tubular element of constant or variable cross-section, the hydraulic channel is a load-bearing, armored umbilical, the regulator is made in a removable version, composite or monolithic or in fixed version, the controller in a removable monolithic version in the upper part is made with the possibility of engagement, and the lower Part of the regulator is made to freely enter the pocket of the landing device, the controller in a removable composite design is additionally equipped with a gripping head and / or a shank, while the shank is additionally equipped with at least one bypass channel and one through hole, the gripping head is additionally equipped with, at least one bypass channel and one through hole.
Регулятор содержит поршневую и/или сильфонную камеру, взаимодействующую с запорными устройствами, и имеет, по меньшей мере, одно пропускное отверстие, гидравлически связанное с поршневой и/или сильфонной камерами, и перепускные каналы, взаимодействующие между собой, он дополнительно снабжен соединительным каналом, выполненным с постоянным или переменным сечением и гидравлически связанным с пропускными отверстиями регулятора, расточками, выполненными в зоне пропускных отверстий и в зоне перепускных каналов, и замком, выполненным в виде фиксатора или цанги, запорное устройство представляет собой затвор и седло или поршень с седлом, седло дополнительно снабжено штуцером, затвор представляет собой шар или конус. Скважинная камера, состоящая из рубашки, кармана, выполненного с внутренними расточками, по меньшей мере, с одной посадочной поверхностью, и, по меньшей мере, с одним перепускным каналом, расположенным в кармане или в рубашке и кармане, и, по меньшей мере, одним пропускным отверстием, расположенным в посадочной поверхности или между посадочными поверхностями, скважинная камера дополнительно снабжена соединительным каналом гидравлически связанным с пропускными отверстиями регулятора и выполненным с постоянным или переменным сечением, присоединительным элементом, расположенным соосно пропускному отверстию рубашки или кармана, присоединительный элемент представляет собой участок трубы постоянным или переменным сечением и дополнительно снабжен резьбой.The regulator contains a piston and / or bellows chamber interacting with locking devices, and has at least one passage opening hydraulically connected to the piston and / or bellows chambers, and bypass channels interacting with each other, it is additionally equipped with a connecting channel made with a constant or variable cross section and hydraulically connected to the regulator through holes, bores made in the area of the through openings and in the zone of the bypass channels, and a lock made in the form or collet retainer, said locking device is a bolt and the piston or the saddle with the saddle, the saddle fitting is further provided, the shutter is a ball or a cone. The downhole chamber, consisting of a shirt, pocket, made with internal bores, at least one seating surface, and at least one bypass channel located in the pocket or in the shirt and pocket, and at least one a bore hole located in the landing surface or between the landing surfaces, the borehole chamber is additionally equipped with a connecting channel hydraulically connected to the regulator through holes and made with a constant or variable cross section, etc. and a connecting element located coaxially with the through hole of the shirt or pocket, the connecting element is a pipe section of constant or variable cross-section and is additionally provided with a thread.
На фиг.1 изображена Скважинная установка для газлифтной эксплуатации с одним гидроканалом, на фиг.2 изображена Скважинная установка для насосной эксплуатации с двумя гидроканалами, пакером и дополнительным скважинным оборудованием, на фиг.3 изображена Скважинная установка с пакерами для одновременно-раздельной фонтанной эксплуатации или для закачки воды с целью ППД с одним гидроканалом и одним кабелем для связи с исследовательскими приборами, на фиг.4 изображено НКТ с карманом внутреннего расположения и одним гидроканалом, на фиг.5 изображено НКТ с карманом внешнего расположения и одним гидроканалом, на фиг.6 изображена Скважинная камера с одним гидроканалом и с соединительными герметизирующими устройствами, на фиг.7 изображена Скважинная камера с регулятором, имеющим два пропускных отверстия с запорными устройствами, на фиг.8 изображен Регулятор с сильфонной камерой, на фиг.9 изображен Регулятор с поршневой камерой, на фиг.10 изображена схема Регулятора с поршневой и сильфонной камерами и соединительным каналом.Figure 1 shows a downhole installation for gas lift operation with one hydrochannel, figure 2 shows a downhole installation for pumping with two hydrochannels, a packer and additional downhole equipment, figure 3 shows a downhole installation with packers for simultaneous and separate fountain operation or for water injection for the purpose of PPD with one hydrochannel and one cable for communication with research instruments, Fig. 4 shows a tubing with a pocket of internal location and one hydrochannel, Fig. 5 Fig. 1 shows a tubing with an external pocket and one hydrochannel; Fig.6 shows a Wellbore with one hydrochannel and connecting sealing devices; Fig.7 depicts a Wellbore with a regulator having two through holes with locking devices; Fig.8 depicts a Regulator with a bellows chamber, Fig. 9 shows a Regulator with a piston chamber; Fig. 10 shows a diagram of a Regulator with a piston and bellows chambers and a connecting channel.
Скважинная установка предназначена для отсекания и/или регулирования добываемого или нагнетаемого флюида при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Скважинная установка содержит НКТ 1, напорное устройство высокого давления 2, посадочное устройство с карманом 3, имеющим, по меньшей мере, одно пропускное отверстие 4 и, по меньшей мере, один перепускной канал 5, регулятор 6, расположенный в кармане 3 посадочного устройства, и имеющий, по меньшей мере, одно пропускное отверстие 7, по меньшей мере, один перепускной канал 8, и, по меньшей мере, одну камеру заданного давления, взаимодействующую с запорным устройством, по меньшей мере, один уплотнительный элемент 9, расположенный на регуляторе 6 и выполненный с возможностью герметизации пропускного отверстия 7 и перепускного канала 8 регулятора 6, и, по меньшей мере, один гидравлический канал 10, герметично соединяющий напорное устройство высокого давления 2 с карманом 3 посадочного устройства.The downhole installation is designed to cut off and / or regulate the produced or injected fluid during simultaneous and separate operation of several production facilities by one well. The downhole installation includes a
Напорное устройство высокого давления 2 представляет собой нагнетательный или добывающий насос и/или напорную линию высокого давления в виде напорного трубопровода со средой высокого давления, посредством которого производят нагнетание рабочего агента в виде жидкой среды или газообразной среды высокого давления в гидравлический канал 10 для создания заданного давления в регуляторе 6, а именно, в поршневой 11 и/или сильфонной 12 камерах.The high-
Скважинная установка дополнительно оснащена, например, добывающим насосом 2 (фиг.2) с силовым кабелем 13, пакером 14 (Фиг.2,3), а также с дополнительными внутрискважинными элементами, например, разъединителем колонны 15, телескопическим соединением 16, центратором 17, скважинным исследовательским прибором 18 с автономным питанием или с электрокабелем и клямсами 19 для фиксации кабеля или гидравлического канала 10 (Фиг.1-3).The downhole installation is additionally equipped, for example, with a production pump 2 (Fig. 2) with a
Посадочное устройство с карманом 3, имеющим, по меньшей мере, одно пропускное отверстие 4 и, по меньшей мере, один перепускной канал 5, представляет собой скважинную камеру 20 с карманом 3 или НКТ 1 с карманом 3.The landing device with a
Карман 3 расположен внутри НКТ 1 (Фиг.4) или снаружи НКТ 1 (Фиг.5), а также внутри или снаружи скважинной камеры 20 (Фиг.6-7).Pocket 3 is located inside the tubing 1 (Figure 4) or outside the tubing 1 (Figure 5), as well as inside or outside the borehole chamber 20 (Fig.6-7).
Пропускные отверстия 4 кармана 3, установленного внутри НКТ 1 или внутри скважинной камеры 20, расположены соосно пропускным отверстиям НКТ 1 или скважинной камеры 20.The
Пропускное отверстие 4 посадочного устройства с карманом 3 дополнительно снабжено герметизирующим устройством 21, например сальниковым, или герметизирующими уплотнительными элементами 21, например резиновыми манжетами или резиновым наполнителем, например, в виде резинового клея, а также дополнительно снабжено переходником 22 или переводником 22, выполненным в съемном или несъемном исполнении (Фиг.4-7).The passage opening 4 of the landing device with
Скважинная камера 20 состоит из рубашки 23, кармана 3, выполненного с внутренними расточками 24, по меньшей мере, с одной посадочной поверхностью 25, и, по меньшей мере, с одним перепускным каналом 5, расположенным в кармане 3 или в рубашке 23 и кармане 3, и, по меньшей мере, одним пропускным отверстием 4, расположенным в посадочной поверхности 25 или между посадочными поверхностями 25 (Фиг.6, 7).The
В случае когда в кармане 3 скважинной камеры 20 выполнено одно пропускное отверстие 4 для установки одного гидравлического канала 10, а в регуляторе 6 выполнены два пропускных отверстия 7 и 27, подходящих раздельно к двум камерам заданного давления 11 и 12, для подачи в них рабочего агента заданного давления (Фиг.6) карман скважинной камеры 20 дополнительно снабжен соединительным каналом 26, гидравлически соединяющим пропускные отверстия 7 и 27 регулятора 6 (Фиг.6).In the case when one
Для улучшения прохождения рабочего агента в зоне перепускных каналов 8 и пропускных отверстий 7 и/или 27, 4 и соединительного канала 26 производят внутренние расточки 24 в кармане 3 и внешние расточки 28 на регуляторе 6 (Фиг.7).To improve the passage of the working agent in the zone of the
Пропускное отверстие 4, выполненное с резьбой или без, и соединительный канал 26 кармана 3 с постоянным или переменным сечением служат для пропуска рабочего агента в виде жидкой или газообразной среды в пропускное отверстие 7 и/или 27 регулятора 6, а затем в камеру заданного давления, взаимодействующую с затворным устройством.An
Скважинная камера 20 дополнительно снабжена присоединительным элементом 29, расположенным соосно пропускному отверстию 4 рубашки 23 или кармана 3, присоединительный элемент 29 выполнен в виде участка трубы с постоянным или переменным сечением и дополнительно снабжен резьбой (Фиг.6).The
Регулятор 6 предназначен для отсекания и/или регулирования объема добываемого или закачиваемого в скважину флюида, в котором выполнен, по меньшей мере, один перепускной канал 8 и один или несколько пропускных отверстий, например, 7 и 27 и, по меньшей мере, одна камера заданного давления, взаимодействующая с запорным устройством (Фиг.7).The
Регулятор 6 выполнен в съемном исполнении, когда карман 3 расположен внутри посадочного устройства, (Фиг.1-4, 6, 7) или несъемном исполнении, когда карман 3 расположен снаружи посадочного устройства (Фиг.5).The
Регулятор 6 в съемном или несъемном исполнении выполнен составным или монолитным.The
Составной съемный регулятор 6 дополнительно содержит захватную головку 30 и/или хвостовик 31, в которых выполнены перепускные каналы 32 и 33 и одно или несколько пропускных отверстий 34 или 35 (Фиг.7-8).The composite
Монолитный съемный регулятор 6 имеет верхнюю часть, выполненную с возможностью зацепления, а нижнюю часть, выполненную с возможностью беспрепятственного вхождения регулятора 6 в карман 3 посадочного устройства.The monolithic
Для фиксации регулятора 6 в кармане 3, например, в кармане 3 скважинной камеры 20 (Фиг.6. 7), регулятор 6 дополнительно снабжен замком 36, например, в виде фиксатора или в виде цанги (Фиг.7, 8, 9).To fix the
При съемном исполнении регулятора 6, он устанавливается в кармане 3 посадочного устройства. Для установки или извлечения регулятора 6 используется канатная техника со специальным канатным инструментом, с помощью которого регулятор 6 посредством захватной головки 30 или верхней части, выполненной с возможностью зацепления, устанавливается в карман 3 посадочного устройства, и цангой 36, размещенной на хвостовике 31 или на нижней части регулятора 6, он надежно удерживается в кармане 3.When the
Захватная головка 30 или верхняя часть регулятора 6 и хвостовик 31 или нижняя часть регулятора 6 дополнительно снабжены, по меньшей мере, одним перепускным каналом 32 или 33, которые служат для перетекания через них потока скважинного флюида через регулятор 6 из центральной (трубной части НКТ) в межтрубное пространство или наоборот.The gripping
Дистанционное регулирование дебита скважинного флюида или закачки флюида в скважину осуществляют посредством изменения пропускного сечения перепускного осевого канала 37 в запорном устройстве регулятора 6 (Фиг.8, 9).Remote control of the flow rate of the borehole fluid or injection of fluid into the well is carried out by changing the flow cross section of the bypass
Пропускное отверстие 7 и/или 27 в регуляторе 6 служит для пропуска рабочего агента в сильфонную 12 и/или поршневую 11 камеры.The through
В случае расположения в регуляторе 6 двух камер заданного давления, например поршневой 11 и сильфонной камер 12 или двух поршневых камер 11, он дополнительно снабжен соединительным каналом 38 (Фиг.10).If two pressure chambers are located in the
Соединительный канал 38 имеет постоянное или переменное сечение и гидравлически связан с пропускными отверстиями 7 и 27 регулятора 6, в случае, когда в кармане 3 скважинной камеры 20 выполнено одно пропускное отверстие 4 для установки одного гидравлического канала 10, а в регуляторе 6 выполнены два пропускных отверстия 7 и 27, подходящих раздельно к двум камерам заданного давления 11 и 12, для подачи в них рабочего агента заданного давления (Фиг.10).The connecting
Регулятор 6 дополнительно снабжен внешними расточками 28, выполненными в зоне пропускных отверстий 7 и 27, а также в зоне перепускных каналов 8 (Фиг.7).The
Сильфонная 12 и поршневая 11 камеры служат для создания заданного давления в регуляторе 6 и взаимодействуют с запорным устройством с целью открытия или закрытия перепускного осевого канала 37.
У поршневой камеры 11 запорное устройство представляет собой узел, включающий поршень 39, шток 40 и седло 41 со штуцером (Фиг.9), иными словами, запорное устройство представляет собой поршень 39 с седлом 41, при этом седло 41 дополнительно снабжено штуцером. Штуцер, установленный в седле 41, ограничивает (регулирует) переток флюида через регулятор 6 в случае нахождения запорного устройства в положении «открыто».At the
Сильфонная камера 9 воздействует на запорное устройство, которое представляет собой узел в виде «затвор - седло». Затвор выполнен в виде штока 40, в виде шара 42 (Фиг.8), в виде конуса 43 и т.п., дополнительно снабжен, по меньшей мере, одним пружинным элементом 44 (Фиг.10).The
Затворы 42 и 43 выполнены, например, в виде шара, конуса и т.п., которые запирают или открывают полностью или частично осевой перепускной канал 37 в седле 41 для перетока скважинного флюида через регулятор 6 (Фиг.8, 9).The
Уплотнительный элемент 9 представляет собой манжету или манжеты, расположенные на небольшом расстоянии друг от друга на регуляторе 6 с возможностью герметизации пропускных отверстий 7 и/или 27 и перепускных каналов 8, 32, 33 в регуляторе 6.The sealing
Уплотнительный элемент 9 выполнен, например, в виде уплотнительных резиновых манжет или перемежающихся между собой уплотнительных резино-металло-фторопластовых элементов и т.п.The sealing
Уплотнительный элемент 9 дополнительно снабжен пропускным отверстием, расположенным соосно пропускному отверстию регулятора 6.The sealing
Уплотнительный элемент 9 служит для обеспечения герметичной посадки регулятора 6 в кармане 3 посадочного элемента и для герметичного разобщения перепускных каналов 32, 33 и 8 с пропускными отверстиями 7 и 27, при этом пропускные отверстия 7 и/или 27 регулятора 6 находятся в гидравлической связи с пропускным отверстием 4 кармана 3, а перепускной канал 8, 32, 33 регулятора 6 в гидравлической связи с перепускным каналом 5 посадочного устройства с карманом 3.The sealing
Уплотнительный элемент 9 обеспечивает герметичность соединения при подаче рабочего агента по гидравлическому каналу 10 в сильфонную 12 и/или поршневую 11 камеры регулятора 6.The sealing
Скважинная установка дополнительно снабжена разделительным кольцом 45, которое расположено на регуляторе 6 между уплотнительными элементами 9 и создает жесткий каркас, предотвращая перекрытие пропускного отверстия 7 и/или 27 уплотнительными элементами 9 (Фиг.5). Кроме того, разделительное кольцо 45 увеличивает герметизирующий эффект уплотнительного элемента 9, предотвращая при работе на высоких давлениях его затекание, и выполняет функции центратора, т.е. создает эффект центрированного вхождения регулятора 6 в карман 3, что приводит к увеличению износостойкости уплотнительных элементов 9. Разделительное кольцо 45 также предназначено для снижения гидравлических потерь при прохождении рабочего агента в пропускное отверстие 7 и/или 27.The downhole installation is additionally equipped with a dividing
Разделительное кольцо 45 выполнено с пазом или отверстием, например, узорчатой формы.The dividing
Гидравлический канал 10 представляет собой трубчатый элемент постоянного или переменного сечения, например, трубопровод, шлангокабель и т.д., проходящий по НКТ, пакеру 14, разъединителю 15, центратору 17 или внутри НКТ 1, пакеру 14, разъединителю 15, центратору 17 и пр. дополнительному внутрискважинному оборудованию.The
Гидравлический канал 10 герметично соединяет напорное устройство высокого давления 2 с карманом 3 посадочного устройства (Фиг.1-6).The
Напорная линия высокого давления дополнительно снабжена штуцером и/или запорным устройством 46 (Фиг.1).The pressure line of high pressure is additionally equipped with a fitting and / or shut-off device 46 (Figure 1).
Скважинная установка работает следующим образом.Downhole installation works as follows.
Пример 1.Example 1
Скважинную установку спускают в скважину с эксплуатационной колонной 47 для разработки пласта с интервалом перфорации 48. НКТ 1 вместе со скважинной камерой 20 с карманом 3 и гидравлическим каналом 10 спускают в скважину. При этом регулятор 6, выполненный, например, в съемном исполнении, снабжен захватной головкой 30 и хвостовиком 31. Регулятор 6 располагают в кармане 3 скважинной камеры 20, который содержит сильфонную камеру 12.The downhole installation is lowered into the well with
Гидравлический канал 10 герметично соединяют посредством переходника 22 с пропускным отверстием 4 кармана 3 скважинной камеры 20.The
На устье скважины гидравлический канал 10 соединяют с напорным устройством высокого давления 2, посредством которого подают рабочий агент и создают заданное давление в гидравлическом канале 10. Рабочий агент из гидравлического канала 10 попадает через герметизирующее устройство 21, переводник или переходник 22, установленный в пропускном отверстии 4 кармана 3. Из пропускного отверстия 4 кармана 3 рабочий агент под заданным давлением поступает в пропускное отверстие 7 регулятора 6, а затем в сильфонную камеру 12. Под действием увеличивающегося давления в сильфонной камере 12 происходит ее удлинение, что приводит к движению штока 40 в сторону седла 41 со штуцером. Перемещение штока 40 в сторону седла 41 приводит к изменению просвета между затвором 42 в виде шара и седлом 41 и, соответственно, к изменению объема перетекаемого через перепускной осевой канал 37 скважинного флюида. Аналогично осуществляется изменение давления, если вместо сильфонной камеры 12 используют поршневую камеру 11, тогда в поршневой камере 11 происходит изменение положения поршня 39. Посредством постепенного изменения давления на устье в напорном устройстве высокого давления 2 и, соответственно, в гидравлическом канале 10 и в камере заданного давления 11 или 12, изменяют диаметр перепускного осевого канала 37 между седлом 41 и затвором 42 в регуляторе 6. При этом в режиме реального времени за счет изменения диаметра перепускного осевого канала 37 обеспечивают регулирование объема перетекаемого скважинного флюида через перепускные каналы 8, 32 и 33 из трубного пространства в межтрубное или наоборот. В зависимости от того, как происходит изменение заданного давления рабочего агента, поступающего из гидравлического канала 10, например, скачкообразно резко или медленно постепенно, в такой же степени (зависимости) будет отмечаться скачкообразное или постепенно-равномерное перемещение запорных элементов 39,40,42,43 запорного устройства. В случае значительного превышения давления в сильфонной 12 или поршневой 11 камерах над давлением перепускающейся скважинной жидкости, произойдет либо полное закрытие запорного устройства, т.е. перепускного осевого канала 37, либо его открытие. Регулируя степенью открытости перепускного осевого канала 37 в зоне запорного устройства, изменяют объем перепускающего скважинного флюида через перепускные каналы 8, 32, 33 регулятора 6. Поскольку регулятор 6 съемный, то его в процессе эксплуатации скважины периодически меняют с использованием канатной техники в связи с его возможным механическим износом.At the wellhead, the
Таким образом, любое регулирование давления на поверхности напорным устройством высокого давления 2 в виде напорного водовода с запорным устройством 46 и штуцером, или штуцером после напорного устройства высокого давления 2 в гидравлическом канале 10, т.е. в поршневой 11 или сильфонной 12 камерах, приводит к работе запорного устройства и, соответственно, к увеличению или уменьшению перетока скважинного флюида через перепускные каналы 33, 32, 8, что позволяет дистанционно в режиме реального времени на поверхности регулировать режим работы скважины.Thus, any pressure regulation on the surface of the high-
Пример 2.Example 2
Скважинную установку с несъемным регулятором 6 спускают в скважину с эксплуатационной колонной 47 для разработки пласта с интервалом перфорации 48.A downhole installation with a fixed
НКТ 1 вместе с посадочным устройством с карманом 3 и гидравлическим каналом 10 спускают в скважину, при этом регулятор 6 выполнен в несъемном исполнении. Регулятор 6 располагают в кармане 3 НКТ 1, который содержит поршневую камеру 11.The
На устье скважины гидравлический канал 10 соединяют с напорным устройством высокого давления 2 в виде напорного водовода с запорным устройством 46 и штуцером, посредством которого подают рабочий агент и создают заданное давление в гидравлическом канале 10. Рабочий агент из гидравлического канала 10 попадает через герметизирующее устройство 21, например, сальниковое устройство с запорным элементом, установленное в пропускном отверстии 4 кармана 3 в регулятор 6 через пропускное отверстие 7, а затем в поршневую камеру 11.At the wellhead, the
Посредством воздействия заданного высокого давления на поршень 39, осуществляется движение штока 40, который приводит к перемещению затвора 43 в заданное положение и, соответственно, к уменьшению или увеличению просвета между затвором 43 и седлом 41, посредством чего производят регулирование режима работы скважины.By the action of a predetermined high pressure on the
Таким образом, рабочий агент, попадая в пропускные отверстия 4 и 7, а далее в поршневую камеру 11, воздействует на запорные устройства, которые управляют перетоком скважинного флюида, проходящего через перепускные каналы 8, 32 и 33. Поскольку регулирование осуществляется дистанционно с поверхности в режиме реального времени, то управление работой скважины производится также в режиме «on-line»Thus, the working agent, getting into the through
Пример 3.Example 3
Скважинную установку спускают в скважину с эксплуатационной колонной 47 для разработки пласта с интервалом перфорации 48.The downhole installation is lowered into the well with
НКТ 1 вместе с посадочным устройством с карманом 3 и гидравлическим каналом 10 спускают в скважину. При этом регулятор 6, выполненный в съемном исполнении, снабжен захватной головкой 30 и хвостовиком 31. Регулятор 6 располагают в кармане 3 скважинной камеры 20, который содержит сильфонную камеру 12 и поршневую камеру 11.The
Гидравлический канал 10 герметично соединяют посредством переходника 22 с пропускным отверстием 4 кармана 3.The
На устье скважины в гидравлический канал 10 соединяют с напорным устройством высокого давления 2, посредством которого подают рабочий агент и создают заданное давление в гидравлическом канале 10. Рабочий агент из гидравлического канала 10 попадает через герметизирующее устройство 21, переводник 22, установленный в пропускном отверстии 4 кармана 3.At the wellhead, a
Из пропускного отверстия 4 кармана 3 рабочий агент под заданным давлением поступает в пропускное отверстие 7 регулятора 6, а затем в сильфонную камеру 12, а также по соединительному каналу 26 в пропускное отверстие 27 регулятора 6, а затем в поршневую камеру 11.From the through
Под действием увеличивающегося давления в сильфонной камере 12 происходит ее удлинение, что приводит к движению штока 40 в сторону седла 41 со штуцером. Перемещение штока 40 в сторону седла 41 приводит к изменению просвета между затвором 42 в виде шара и седлом 41 и, соответственно, к изменению объема перетекаемого через перепускной осевой канал 37 скважинного флюида. Аналогично осуществляется изменение давления в поршневой камере 11, которое изменяет положение поршня 39. За счет постепенного изменения давления на устье в напорном устройстве высокого давления 2 и, соответственно, в гидравлическом канале 10, соответственно, в камерах заданного давления 11 и 12 регулируют диаметр перепускного осевого канала 37 между седлом 41 и затвором 42. При этом в режиме реального времени за счет изменения диаметра перепускного осевого канала 37 обеспечивают регулирование объема перетекаемого скважинного флюида через перепускные каналы 8, 32 и 33 из трубного пространства в межтрубное пространство или наоборот. В зависимости от того, как происходит изменение давление рабочего агента, поступающего из гидравлического канала 10, например, скачкообразно резко или медленно постепенно, в такой же степени (зависимости) будет отмечаться скачкообразное или постепенно-равномерное перемещение запорных элементов 39, 40, 42, 43 запорного устройства. В случае значительного превышения давления в сильфонной 12 и поршневой 11 камерах над давлением перепускающего скважинного флюида, происходит либо полное закрытие запорного устройства, т.е. перепускного осевого канала 37, либо его открытие. Регулируя степень открытости перепускного осевого канала 37 в зоне запорного устройства, мы добиваемся регулирования объема перепускающего скважинного флюида через перепускные каналы 8, 32, 33 регулятора 6.Under the action of increasing pressure in the
Предлагаемая Скважинная установка Гарипова обеспечивает подвод рабочего агента заданного давления дистанционно с поверхности скважины в различных режимах изменения давления, в результате чего появляется возможность в режиме реального времени производить постепенно непрерывное или плавно-ступенчатое регулирование дебита или закачки скважины.The proposed downhole installation of Garipov provides a supply of the working agent of a given pressure remotely from the surface of the well in various pressure change modes, as a result of which it becomes possible in real time to gradually produce continuously or smoothly-stepwise control of the flow rate or injection of the well.
Предлагаемая Скважинная установка Гарипова облегчает и упрощает проведение технологических работ по регулированию работы скважины в режиме реального времени, обеспечивает регулирование и выбор режима работы скважины с поверхности путем подачи рабочего агента по гидравлическому каналу в сильфонную и или поршневую камеры регулятора, воздействуя на затворное устройство и регулируя тем самым переток скважинного флюида, обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины при определении надежного и оптимального режима ее работы, а именно, позволяет повысить межремонтный срок эксплуатации скважины, за счет уменьшения количества канатных работ, связанных с частой сменой регуляторов и возможных ремонтов из-за обрывов проволоки, исключает необходимость применения стенда для зарядки сильфонной камеры.The proposed Garipov Borehole Installation facilitates and simplifies the implementation of technological work to regulate well operation in real time, provides regulation and selection of the well’s operating mode from the surface by supplying a working agent through a hydraulic channel to the bellows and or piston chambers of the regulator, acting on the shutter device and thereby adjusting the flow of the borehole fluid, provides an increase in the efficiency of the well’s operation when determining the reliable and optimal mode of its operation s, namely, can improve the turnaround time of the well, by reducing the number of cable work connected with the frequent change of regulators and possible repairs because of the continuity wire, eliminating the need for a stand for charging a bellows camera.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009110337/03A RU2415255C2 (en) | 2009-03-20 | 2009-03-20 | Well unit by garipov |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009110337/03A RU2415255C2 (en) | 2009-03-20 | 2009-03-20 | Well unit by garipov |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009110337A RU2009110337A (en) | 2010-09-27 |
| RU2415255C2 true RU2415255C2 (en) | 2011-03-27 |
Family
ID=42939908
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009110337/03A RU2415255C2 (en) | 2009-03-20 | 2009-03-20 | Well unit by garipov |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2415255C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013028091A1 (en) * | 2011-08-23 | 2013-02-28 | Garipov Oleg Marsovich | Downhole pump assembly |
| RU2498053C1 (en) * | 2012-05-11 | 2013-11-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov method of simultaneous separate production of hydrocarbons and equipment for its implementation |
| RU2498048C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Oil-well unit and method of its installation |
| RU2521872C1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-07-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov hydraulic control |
| RU2534688C2 (en) * | 2012-08-21 | 2014-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) |
| RU2563464C1 (en) * | 2014-10-14 | 2015-09-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина) | Coupling for gas bypass from annulus |
-
2009
- 2009-03-20 RU RU2009110337/03A patent/RU2415255C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013028091A1 (en) * | 2011-08-23 | 2013-02-28 | Garipov Oleg Marsovich | Downhole pump assembly |
| RU2498048C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Oil-well unit and method of its installation |
| RU2498053C1 (en) * | 2012-05-11 | 2013-11-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov method of simultaneous separate production of hydrocarbons and equipment for its implementation |
| RU2534688C2 (en) * | 2012-08-21 | 2014-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) |
| RU2521872C1 (en) * | 2013-04-17 | 2014-07-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov hydraulic control |
| RU2563464C1 (en) * | 2014-10-14 | 2015-09-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина) | Coupling for gas bypass from annulus |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009110337A (en) | 2010-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10655439B2 (en) | Gas lift method and apparatus | |
| RU2415255C2 (en) | Well unit by garipov | |
| US9062518B2 (en) | Chemical injection system | |
| AU2011216607B2 (en) | Valve system | |
| US20090114396A1 (en) | Wellsite measurement and control while producing device | |
| GB2422393A (en) | Subsurface safety valve with orifice and releasable lock | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2398100C2 (en) | Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions) | |
| CA2840716C (en) | System and method for injecting a treatment fluid into a wellbore and a treatment fluid injection valve | |
| US6158714A (en) | Adjustable orifice valve | |
| RU2291949C2 (en) | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations | |
| RU89598U1 (en) | GARIPOV'S Borehole Installation | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2513608C1 (en) | Controlled bypass valve | |
| RU2474673C1 (en) | Garipov hydraulic control | |
| RU2451164C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well and equipment for its implementation | |
| RU2498048C1 (en) | Oil-well unit and method of its installation | |
| RU2059796C1 (en) | Method for well designing and operation and plant for well operation | |
| RU2506416C1 (en) | Downhole pump unit | |
| RU2130115C1 (en) | Oil recovering device | |
| RU122433U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE PRODUCTION OF HARIPOV'S HYDROCARBONS | |
| RU149623U1 (en) | HYDRAULIC GARIPOV REGULATOR | |
| CA3036153A1 (en) | Tubing and annular gas lift |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190321 |