RU2645311C1 - Downhole controlled electromechanical valve - Google Patents
Downhole controlled electromechanical valve Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645311C1 RU2645311C1 RU2016136053A RU2016136053A RU2645311C1 RU 2645311 C1 RU2645311 C1 RU 2645311C1 RU 2016136053 A RU2016136053 A RU 2016136053A RU 2016136053 A RU2016136053 A RU 2016136053A RU 2645311 C1 RU2645311 C1 RU 2645311C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- tube
- pressure
- fittings
- measuring
- Prior art date
Links
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 claims abstract description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Indication Of The Valve Opening Or Closing Status (AREA)
Abstract
Description
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.The present invention relates to the technique of oilfield equipment and can be used with electric centrifugal pumps for simultaneous and separate operation of the reservoirs and with the current repair of wells without killing them.
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.A known pump installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well [RF Patent No. 2563262, IPC Е21В 43/12 and Е21В 43/14, published September 20, 2015], comprising a ground control station, a centrifugal pump electric motor with a power cable, a telemechanical system including blocks regulation of inflow and metering of stratum products and adjustable electric actuator valves, electric actuators of which are fed through an additional cable, movable joints of end fittings and smooth nipples forming a telescopic soy Docking unit
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.The proposed pump installation, of course, performs all the functions provided for simultaneously and separately operating reservoirs in the well. However, the telescopic connection does not provide clipping of the layers and killing the well for the repair of pumping equipment. In addition, the installation requires separate cables that feed the electric valve of the adjustable valve and the telemechanics unit and control the inflow and account of the composition of the produced fluid, which leads to the need to lay and fasten them next to the power cable to power the ESP electric motor and, accordingly, rub them down into horizontal wells.
Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.The aim of the invention is to remedy these disadvantages.
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.This goal is achieved by the fact that in addition to the electromechanical valve being controlled, a choke tube with an internal clearance is tightly connected, in which a tube for measuring reservoir pressure passes, joined with a passage channel in the hollow stem and hermetically connected to the auxiliary valve, the choke tube is made with radial outlet openings on top and from the bottom with drop-shaped fittings; in the lower end, the nozzle tube is sealed with a sealed stopper, inside of which the lower end of the sealable tube passes and for measuring reservoir pressure, a groove is made opposite the fittings in the nipple, hydraulically connected through the fittings to the inlet channels in the nipple.
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.In FIG. 1 shows a section of a General view of a downhole controlled electromechanical valve: 1 - housing; 2 - connecting sub; 3 - typical connector or connector type "wet contact"; 4 - control unit telemetry and microelectric motor; 5 - microelectric motor; 6 - gear; 7 - screw pair nut; 8 - ball bearings; 9 - screw; 10 - pressure sensor; 11 - temperature sensor; 12 - hollow stock; 13 - a circular cavity; 14 - radial hole in the stock; 15 - passage channel in the stock; 16 - radial hole in the housing for downhole pressure; 17 - differential piston; 18 - a radial hole in the hollow rod for reservoir pressure; 19 - controlled (main) valve; 20 - auxiliary (small) valve; 21 - a saddle of the auxiliary valve; 22 - output channel of the auxiliary valve; 23 - output radial holes in the housing; 24 - the gap between the nozzle pipe and the pipe for reservoir pressure; 25 - valve seat; 26 - outlet holes in the nozzle tube; 27 - tube for reservoir pressure; 28 - choke tube; 29 - drop-shaped fittings; 30 - input channels; 31 - cork; 32 - groove in the nipple; 33 - nipple; 34 - seals.
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.In FIG. 2 shows a sectional view of a general view of a downhole controlled electromechanical valve in the maximum open position of a controlled valve and a fitting pipe: the designations are the same as in FIG. one.
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.In FIG. 3 shows a section along the line A in the context: 1 - housing; 27 - a tube for measuring reservoir pressure; 28 - choke tube; 30 - input channels; 32 - groove in the nipple; 33 - nipple.
На фиг. 4 показан фрагмент штуцерной трубки вид Б: 28 - штуцерная трубка; 29 - каплевидные штуцеры.In FIG. 4 shows a fragment of the choke tube view B: 28 — choke tube; 29 - drop-shaped fittings.
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.The proposed downhole controlled mechanical valve (Fig. 1, 2) consists of a
Предлагаемый скважинный управляемый электромеханический клапан (фиг. 1, 2) работает следующим образом.The proposed downhole controlled electromechanical valve (Fig. 1, 2) works as follows.
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.A controlled electromechanical valve works in conjunction with an electric centrifugal pump ESP and is fed through a standard connector or a wet contact type from the zero point of a submersible electric motor PED (not shown in Fig. 1). The
Технический эффект: управляемый электромеханический клапан обеспечивает надежное и плавное регулирование дебита скважины и измерение пластового давления в процессе эксплуатации пласта.EFFECT: controlled electromechanical valve provides reliable and smooth regulation of well flow rate and measurement of reservoir pressure during reservoir operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016136053A RU2645311C1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Downhole controlled electromechanical valve |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016136053A RU2645311C1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Downhole controlled electromechanical valve |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2645311C1 true RU2645311C1 (en) | 2018-02-20 |
Family
ID=61226980
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016136053A RU2645311C1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Downhole controlled electromechanical valve |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2645311C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2706083C1 (en) * | 2019-03-18 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
CN113605865A (en) * | 2019-06-28 | 2021-11-05 | 周静 | Control system suitable for offshore oil field intelligence layering exploitation device |
RU2761913C1 (en) * | 2021-07-27 | 2021-12-14 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Electrically operated downhole valve |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090288824A1 (en) * | 2007-06-11 | 2009-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
RU2588072C1 (en) * | 2015-03-16 | 2016-06-27 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs |
-
2016
- 2016-09-06 RU RU2016136053A patent/RU2645311C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090288824A1 (en) * | 2007-06-11 | 2009-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
RU2588072C1 (en) * | 2015-03-16 | 2016-06-27 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2706083C1 (en) * | 2019-03-18 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
CN113605865A (en) * | 2019-06-28 | 2021-11-05 | 周静 | Control system suitable for offshore oil field intelligence layering exploitation device |
CN113605865B (en) * | 2019-06-28 | 2024-07-19 | 北京中科洪安科技有限公司 | Control system suitable for offshore oilfield intelligent layered mining device |
RU2761913C1 (en) * | 2021-07-27 | 2021-12-14 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Electrically operated downhole valve |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7654333B2 (en) | Downhole safety valve | |
US9267345B2 (en) | Flow activated circulating valve | |
RU2645311C1 (en) | Downhole controlled electromechanical valve | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
US9631456B2 (en) | Multiple piston assembly for safety valve | |
US10378532B2 (en) | Positive displacement plunger pump with gas escape valve | |
RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
US9810039B2 (en) | Variable diameter piston assembly for safety valve | |
RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
CA2790113A1 (en) | Valve system | |
US20230028424A1 (en) | Apparatuses, systems and methods for hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process | |
NO20181308A1 (en) | Ball mechanism-increased/enhanced initial rotation-opening of ball | |
US10450833B2 (en) | Self-regulating flow control device | |
US20240052732A1 (en) | Hydraulically actuated double-acting positive displacement pump system for producing fluids from a wellbore | |
RU2620700C1 (en) | Controlled well electromechanical valve | |
RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
US9383029B2 (en) | Multiple piston pressure intensifier for a safety valve | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
US20210108486A1 (en) | Multi-ball valve assembly | |
RU2706083C1 (en) | Downhole controlled electromechanical valve | |
CA2982072C (en) | Jet pump lift system for producing hydrocarbon fluids | |
CA2540997A1 (en) | Downhole safety valve | |
CA2961304C (en) | Method of manufacturing a side pocket mandrel body | |
RU151716U1 (en) | HYDRAULIC GARIPOV REGULATOR |