RU2721041C2 - Скважинная система для откачивания жидкости - Google Patents
Скважинная система для откачивания жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721041C2 RU2721041C2 RU2017143015A RU2017143015A RU2721041C2 RU 2721041 C2 RU2721041 C2 RU 2721041C2 RU 2017143015 A RU2017143015 A RU 2017143015A RU 2017143015 A RU2017143015 A RU 2017143015A RU 2721041 C2 RU2721041 C2 RU 2721041C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- metal structure
- tubular metal
- pumping
- operational
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 67
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 6
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 5
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical class O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/13—Lifting well fluids specially adapted to dewatering of wells of gas producing reservoirs, e.g. methane producing coal beds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/04—Ball valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Abstract
Группа изобретений относится к скважинной системе для откачивания скважинной жидкости из затрубного пространства между промежуточной и эксплуатационной колоннами труб. Технический результат – повышение эффективности откачивания скважинной жидкости. Скважинная система содержит промежуточную обсадную колонну и насос. Насос размещен у устья скважины и выполнен с возможностью повышения давления в затрубном пространстве для вытеснения жидкости, находящейся в затрубном пространстве. Имеется эксплуатационная трубчатая металлическая конструкция. Она имеет первый внутренний диаметр и расположена в промежуточной обсадной колонне с образованием затрубного пространства. Имеется эксплуатационный пакер. Он расположен между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией. Имеются первый узел откачивания жидкости и второй узел откачивания жидкости. Каждый из этих узлов содержит трубчатую часть, содержащую стенку, имеющую второй внутренний диаметр, наружную поверхность и проход. Упомянутая трубчатая часть выполнена с возможностью ее установки в качестве части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции. Имеется обратный клапан. Он соединен с наружной поверхностью и имеет впускное отверстие для соединения с затрубным пространством и выпускное отверстие. Дополнительно устройство содержит скользящую муфту для каждого из первого и второго узлов откачивания жидкости. Скользящая муфта расположена напротив каждого из первого и второго узлов откачивания жидкости. Она выполнена с возможностью скольжения вдоль внутренней поверхности трубчатой части между открытым положением и закрытым положением для открытия или закрытия упомянутого прохода для создания или прекращения сообщения с возможностью передачи текучей среды с первым и вторым узлами откачивания жидкости. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к скважинной системе для откачивания скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу откачивания жидкости для откачивания скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией.
Уровень техники
В процессе заканчивания скважина заполнена жидкостью, например, насыщенным соляным раствором, в затрубном пространстве между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной обсадной колонной, причем эту жидкость необходимо откачать до того, как может начаться эксплуатация скважины. Для этого с помощью насоса у устья скважины повышают давление в затрубном пространстве, используя подаваемый сверху газ, чтобы вытеснить через газлифтные клапаны жидкость, находящуюся в затрубном пространстве.
Известные традиционные газлифтные клапаны (GLV) сконструированы таким образом, что ближайший к устью скважины GLV открывается при одном давлении, а следующий - при другом давлении. Затем первый GLV закрывается при зарегистрированном перепаде давления. Таким образом, каждый GLV предназначен для автоматической работы и выполнен с учетом размеров промежуточной обсадной колонны, эксплуатационной обсадной колонны и давления, доступного для использования у устья скважины. Если GLV выполнены неправильно, то процесс откачивания жидкости нарушается, например, если не происходит открытие одного GLV или закрытие другого GLV в определенном порядке. GLV часто выполнены с возможностью закрытия в зависимости от перепада давления, что может привести к неисправности, если на GLV не будет иметь место упомянутый перепад давления. Неисправный GLV может быть затем заменен изнутри эксплуатационной обсадной колонны путем проникновения в скважину с помощью выбросового инструмента (киковера), однако клапан должен быть установлен, в зависимости от ситуации, в открытом или в закрытом положении, чтобы обеспечить возобновление процесса откачивания. Если GLV находится в неправильном положении, процесс откачивания не может быть инициирован.
Раскрытие сущности изобретения
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение вышеупомянутых недостатков предшествующего уровня техники. В частности, задачей является создание усовершенствованной системы откачивания жидкости, которая не подвержена неисправностям и/или является более экономичной.
Вышеупомянутые задачи, а также различные другие задачи, преимущества и признаки, станут очевидными после изучения нижеследующего описания предложенного технического решения, представляющего собой скважинную систему для откачивания жидкости, находящейся в затрубном пространстве скважины между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией, содержащую:
- промежуточную обсадную колонну;
- насос у устья скважины, выполненный с возможностью повышения давления в затрубном пространстве для вытеснения жидкости, находящейся в затрубном пространстве;
- эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию, имеющую первый внутренний диаметр и расположенную частично в промежуточной обсадной колонне с образованием таким образом затрубного пространства;
- эксплуатационный пакер, расположенный между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией; и
- первый узел откачивания жидкости и второй узел откачивания жидкости, каждый из которых содержит:
- трубчатую часть, содержащую стенку, имеющую второй внутренний диаметр, наружную поверхность и проход, причем упомянутая трубчатая часть выполнена с возможностью ее установки в качестве части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции; и
- обратный клапан, соединенный с наружной поверхностью и имеющий впускное отверстие, сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством, и выпускное отверстие, сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с упомянутым проходом;
причем скважинная система дополнительно содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью скольжения вдоль внутренней поверхности трубчатой части между открытым положением и закрытым положением для открытия или закрытия упомянутого прохода.
Благодаря наличию скользящей муфты, расположенной напротив узлов откачивания жидкости, газлифт больше не зависит от синхронизации с определенным давлением для открытия и закрытия в определенной последовательности, а скорее наоборот, скользящая муфта открыта только тогда, когда необходимы газлифт и откачивание жидкости, и закрыта, когда такой необходимости больше нет.
Каждый узел откачивания жидкости может содержать множество обратных клапанов.
Кроме того, второй внутренний диаметр может быть больше первого внутреннего диаметра, в связи с чем может быть образовано углубление, в котором обеспечено перемещение скользящей муфты.
Кроме того, скользящая муфта может быть расположена напротив каждого из первого и второго узла откачивания жидкости для создания или прекращения сообщения с возможностью передачи текучей среды с первым и вторым узлами откачивания жидкости.
Скважинная система может дополнительно содержать скважинный инструмент для управления перемещением скользящей муфты между ее открытым и закрытым положениями.
Кроме того, каждый узел откачивания жидкости может иметь наружный диаметр, который менее чем на 20% превышает наружный диаметр эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
Более того, каждый узел откачивания жидкости может содержать множество впускных отверстий узла, причем каждое из впускных отверстий узла соединено с возможностью передачи текучей среды с впускным отверстием одного из обратных клапанов.
Кроме того, первый внутренний диаметр эксплуатационной трубчатой металлической конструкции может быть по существу равен второму внутреннему диаметру трубчатой части узла откачивания жидкости.
Кроме того, скользящая муфта может быть расположена в углублении трубчатой части.
Кроме того, скользящая муфта может иметь третий внутренний диаметр, по существу равный первому внутреннему диаметру эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
В варианте осуществления изобретения скважинная система может дополнительно содержать обсадную колонну подвеса хвостовика и второй эксплуатационный пакер, причем упомянутая обсадная колонна подвеса хвостовика расположена между первым эксплуатационным пакером и вторым эксплуатационным пакером, при этом второй эксплуатационный пакер может быть расположен между обсадной колонной подвеса хвостовика и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией.
Кроме того, по меньшей мере некоторые узлы обратного клапана могут быть расположены ниже первого эксплуатационного пакера.
Кроме того, инструмент может содержать блок обнаружения, выполненный с возможностью обнаружения присутствия газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
Кроме того, инструмент может содержать приводной блок, такой как скважинный трактор.
Кроме того, настоящее изобретение относится к способу откачивания жидкости для откачивания скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией, содержащему этапы, на которых:
- повышают давление в затрубном пространстве с помощью газа, чтобы вытеснить жидкость из устья скважины через обратные клапаны в вышеописанной скважинной системе;
- пропускают газ через первый обратный клапан в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию;
- обнаруживают наличие газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции;
- закрывают посредством инструмента первый обратный клапан;
- вытесняют жидкость путем пропускания ее через второй обратный клапан;
- пропускают газ через второй обратный клапан в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию; и
- обнаруживают наличие газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
В варианте осуществления изобретения обнаружение газа можно выполнять у устья скважины или посредством инструмента.
Кроме того, упомянутый способ откачивания жидкости может дополнительно содержать этап, на котором закрывают второй обратный клапан.
Наконец, способ откачивания жидкости может дополнительно содержать этап, на котором добывают углеводородсодержащую текучую среду.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества более подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, иллюстрирующие некоторые варианты осуществления изобретения, не имеющие ограничительного характера. На чертежах изображено следующее:
- на фиг. 1 показано поперечное сечение скважинной системы;
- на фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе другой скважинной системы;
- на фиг. 3 показан вид в поперечном разрезе узла откачивания жидкости, установленного в качестве части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции;
- на фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе обратного клапана узла откачивания жидкости;
- на фиг. 5 показан вид в аксонометрии узла откачивания жидкости;
- на фиг. 6 показан вид в поперечном разрезе другой скважинной системы;
- на фиг. 7 показан вид в поперечном разрезе еще одной скважинной системы.
Все чертежи выполнены весьма схематично и не обязательно с соблюдением масштаба, причем на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, другие части опущены или просто предполагаются.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показана скважинная система 1 для откачивания из скважины 3 жидкости 2, находящейся в затрубном пространстве 4, представляющем собой кольцевое пространство между промежуточной обсадной колонной 5 и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией 6. Эксплуатационная трубчатая металлическая конструкция 6 имеет первый внутренний диаметр ID1, который по существу не уменьшается сверху вниз, причем эксплуатационная трубчатая металлическая конструкция расположена частично в упомянутой промежуточной обсадной колонне 5, благодаря чему образуется затрубное пространство, и проходит ниже промежуточной обсадной колонны. Эксплуатационный пакер 9, также называемый основным пакером, расположен между промежуточной обсадной колонной 5 и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией 6, ограждая часть затрубного пространства 4. В процессе заканчивания скважина 3 заполнена жидкостью, находящейся в затрубном пространстве 4, и эту жидкость необходимо откачать перед началом эксплуатации скважины. Для этого скважинная система 1 содержит насос 7 у устья 8 скважины 3, выполненный с возможностью повышения давления в затрубном пространстве 4 с помощью подаваемого сверху газа 20, чтобы вытеснить жидкость, находящуюся в затрубном пространстве, через первый узел 10А, 10 откачивания жидкости и второй узел 10В, 10 откачивания жидкости. Первый узел откачивания жидкости расположен ближе к устью 8 скважины, чем второй узел откачивания жидкости, так что сначала газ поступает в первый узел откачивания жидкости, а затем втекает во внутреннее пространство 30 эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6.
Когда во внутреннем пространстве 30 эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6 обнаруживают газ, посредством инструмента 40 закрывают первый узел 10А откачивания жидкости, как показано на фиг. 2, так что газ вызывает вытеснение жидкости по вертикали в затрубном пространстве ниже первого узла откачивания жидкости и затем ее поступление во второй узел откачивания жидкости. Инструмент 40 содержит средства 41 зацепления, такие как ключи, для зацепления профиля 42 в скользящей муфте 18 узла 10 откачивания жидкости.
Как показано на фиг. 3, каждый узел 10 откачивания жидкости содержит трубчатую часть 11, имеющую стенку 12, и обратный клапан 16, соединенный с наружной поверхностью 14 упомянутой стенки. Трубчатая часть 11 установлена в качестве части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, причем стенка трубчатой части 11 имеет второй внутренний диаметр ID2, по меньшей мере равный первому внутреннему диаметру ID1 эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6. Стенка 12 имеет проход 15, и обратный клапан 16 имеет выпускное отверстие 17, сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с упомянутым проходом через канал 22 для текучей среды. Каждый узел 10 для откачивания жидкости содержит скользящую муфту 18, выполненную с возможностью скольжения вдоль внутренней поверхности 19 трубчатой части 11 между открытым положением и закрытым положением для открытия или закрытия упомянутого прохода 15. Благодаря тому, что скользящая муфта 18 перемещается в углублении, узел 10 откачивания жидкости имеет почти такой же внутренний диаметр, как и диаметр эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6. Таким образом, скользящая муфта 18 имеет третий внутренний диаметр ID3, по существу равный первому внутреннему диаметру ID1 эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6.
Обратный клапан 16 имеет впускное отверстие 17, сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством 4 (показанным на фиг. 6), для подачи газа во внутреннее пространство трубчатой металлической конструкции 6. Обратный клапан 16 имеет выпускное отверстие 23, сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с проходом 15 трубчатой части 11. Обратный клапан 16 содержит пружинный элемент 36, выполненный с возможностью сжатия при перемещении шара 37 в осевом направлении узла 10 откачивания жидкости под действием газа, поступающего через впускное отверстие 17. В упомянутом впускном отверстии расположен фильтрующий элемент 38, показанный на фиг. 4, предназначенный для предотвращения попадания частиц, содержащихся в газе, в обратный клапан 16. Таким образом, обратный клапан 16 является обычным невозвратным клапаном или клапаном одностороннего действия, обеспечивающим протекание через него потока текучей среды (жидкости или газа) только в одном направлении, а именно от затрубного пространства к внутренней части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6.
Благодаря наличию обычного обратного клапана вместо более крупного и более сложного газлифтного клапана процесс откачивания жидкости является весьма простым и не зависит от открытия и закрытия при определенных заданных давлениях газлифтного клапана. Известные традиционные газлифтные клапаны (GLV) сконструированы таким образом, что один GLV открывается при одном давлении, а другой GLV - при другом давлении. Таким образом, каждый GLV предназначен для автоматической работы и выполнен с учетом размеров промежуточной обсадной колонны, эксплуатационной обсадной колонны и давления, имеющегося в наличии у устья скважины. Если GLV выполнены неправильно, процесс откачки жидкости нарушается, например, если один GLV не открывается или другой GLV не закрывается в определенной последовательности. Зачастую GLV закрываются в зависимости от перепада давления, что может привести к неисправности. Затем неисправный GLV можно заменить изнутри эксплуатационной обсадной колонны, и процесс откачивания будет возобновлен. Благодаря наличию в предложенной скважинной системе небольших, простых обратных клапанов и скользящей муфты, приводимой в действие инструментом для открытия и закрытия узла клапана, упомянутая система имеет значительно более простую и менее дорогостоящую конструкцию, причем существенно уменьшена опасность возникновения неисправности.
Как показано на фиг. 3, открытым и закрытым положениями обратного клапана 16 управляют с помощью инструмента, который сдвигает скользящую муфту 18 для открытия прохода 15 трубчатой части 11 и, соответственно, обеспечения протекания газа в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию 6. На фиг. 3 скользящая муфта 18 показана в закрытом положении, когда она закрывает проход 15 и, таким образом, предотвращает протекание газа в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию 6 через этот обратный клапан 16. Обратный клапан 16 функционально предназначен только для введения текучей среды в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию 6 и предотвращения вытекания жидкости из внутренней части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции в затрубное пространство. Таким образом, обратный клапан 16 может иметь простую конструкцию, и каждый обратный клапан, расположенный вдоль эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, может иметь такую же простую конструкцию с опасностью не соответствия размерам скважины для открытия и закрытия в зависимости от давления и/или разности давлений. Обратный клапан 16 может быть расположен снаружи эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6 и, в связи с этим, не ограничивает внутренний диаметр или не увеличивает наружный диаметр эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
В соответствии с фиг. 5, узел 10 откачивания жидкости содержит множество впускных отверстий 24, причем каждый узел откачивания жидкости содержит множество обратных клапанов, так что каждое впускное отверстие 24 гидравлически связанных с впускным отверстием одного из обратных клапанов. Узел 10 откачивания жидкости может иметь два впускных отверстия 24, гидравлически связанных с одним обратным клапаном.
Как показано на фиг. 3, каждый узел 10 откачивания жидкости имеет наружный диаметр OD2, который менее чем на 20% превышает наружный диаметр OD1 эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6. Как показано на фиг. 6, скважинная система 1 дополнительно содержит обсадную колонну 26 подвеса хвостовика и второй эксплуатационный пакер 9В. Обсадная колонна 26 подвеса хвостовика расположена между первым эксплуатационным пакером 9А и вторым эксплуатационным пакером 9В. Второй эксплуатационный пакер 9В расположен между обсадной колонной 26 подвеса хвостовика и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией 6. Таким образом, затрубное пространство 4 образовано эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией 6, промежуточной обсадной колонной 5, обсадной колонной 26 подвеса хвостовика и первым и вторым эксплуатационными пакерами 9, 9А, 9В. В связи с тем, что каждый узел 10 откачивания жидкости имеет наружный диаметр OD2 (показанный на фиг. 3), который менее чем на 20% превышает наружный диаметр OD1 (показанный на фиг. 3) эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, узел 10 откачивания жидкости может быть расположен значительно глубже в скважине 3 напротив обсадной колонны подвеса хвостовика без увеличения наружного диаметра промежуточной обсадной колонны 5. Традиционные газлифтные клапаны, при использовании их для откачивания жидкости, увеличивают наружный диаметр эксплуатационной обсадной колонны и, следовательно, газлифтные клапаны не могут быть расположены так глубоко в скважине, как обратные клапаны, показанные на фиг. 6.
Таким образом, откачивание жидкости при использовании традиционных газлифтных клапанов не так эффективно, как в откачивание жидкости скважинной системе согласно настоящему изобретению, и поскольку узлы откачивания жидкости могут быть расположены глубже в скважине, откачивание жидкости имеет весьма высокий показатель эффективности. Кроме того, при последующем использовании обратных клапанов для подъема газа, обратные клапаны, расположенные намного глубже в скважине, обеспечивают подъем газа в скважине с большей глубины, тем самым поднимая более высокий столб жидкости и обеспечивая, при необходимости, более эффективный подъем газа. Таким образом, как показано на фиг. 7, некоторые узлы 10 обратного клапана расположены ниже первого эксплуатационного пакера 9А, но все равно гидравлически сообщаются с затрубным пространством А, причем некоторые обратные клапаны расположены выше первого эксплуатационного пакера. Показанная на фиг. 7 скважинная система содержит десять узлов 10, 10A-10J обратного клапана. Первый узел 10А обратного клапана расположен ближе всего к устью скважины, следующий узел 10 обратного клапана представляет собой второй узел 10В обратного клапана, и так далее вплоть до десятого узла 10J обратного клапана, через который поток газа протекает тогда, когда газ уже поступил во все девять вышерасположенных узлов 10A-10I обратного клапана. Каждый узел 10A-10J обратного клапана закрывают посредства инструмента по очереди, друг за другом, причем первый узел 10А обратного клапана закрывают первым, второй узел 10В обратного клапана закрывают во вторую очередь, и так далее.
Одним из способов обнаружения газа, поступающего в первый обратный клапан, может быть обнаружение на предмет содержания газа в жидкости, вытекающей из скважины у устья скважины. Другой способ обнаружения заключается в использовании скважинного инструмента 40, содержащего блок 44 обнаружения, выполненный с возможностью обнаружения присутствия газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, как показано на фиг. 2. Блок 44 обнаружения может содержать ультразвуковой или акустический датчик, емкостной датчик или аналогичный датчик для обнаружения изменения в потоке и в содержимом текучей среды. Кроме того, скважинный инструмент может содержать приводной блок 45, такой как скважинный трактор.
Сначала при помощи газа повышают давление в затрубном пространстве 4 для вытеснения жидкости из устья скважины 3 через первый обратный клапан, расположенный снаружи стенки трубчатой части и эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6. Как только в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6 обнаруживают газ, например с помощью инструмента или у устья скважины, посредством инструмента закрывают первый обратный клапан, чтобы направить газ далее вниз по скважине, тем самым вытесняя жидкость по направлению ко второму обратному клапану и через второй обратный клапан. Если первый обратный клапан остается открытым, вытеснение жидкости будет не столь эффективным или может полностью прекратиться. По мере того как газ вытесняет жидкость, уровень газа выравнивается со вторым обратным клапаном, и газ проходит через второй обратный клапан в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию 6. Соответственно, если газ обнаруживают в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, например, из устья скважины или при помощи инструмента, значит газ достиг уровня второго обратного клапана, и затем этот второй обратный клапан закрывают, так что газ дополнительно вытесняет жидкость вниз через следующий обратный клапан, расположенный глубже в скважине 3. Этот процесс продолжают до тех пор, пока практически вся жидкость не будет вытеснена, а затрубное пространство 4 не будет в достаточной степени освобождено от жидкости. Затем начинают выпуск углеводородсодержащей текучей среды через отверстия/перфорационные отверстия 61 в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции 6, находящиеся напротив эксплуатационной зоны 101, как показано на фиг. 6. Как можно видеть, эксплуатационная трубчатая металлическая конструкция 6 может содержать также затрубный барьер 50, имеющий трубчатую металлическую часть, установленную в качестве части упомянутой эксплуатационной трубчатой металлической конструкции. Затрубный барьер 50 содержит разжимную муфту 51, которую разжимают путем подачи текучей среды под давлением через разжимное отверстие 52.
Как показано на фиг. 8, обратный клапан 16 имеет выпускное отверстие, выполненное в виде трубки Вентури, чтобы можно было лучше управлять давлением на выпуске и в меньшей степени зависеть от давления на впуске. Впускное отверстие 23 расположено напротив впускного отверстия 17 и напротив шара 37.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующий в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
Под обсадной колонной, эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией, эксплуатационной обсадной колонной или обсадной колонной подвеса хвостовика понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемый в скважине для добычи нефти или природного газа.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную трубу, можно использовать скважинный трактор 45 для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине, как показано на фиг. 2. Скважинный трактор может иметь выступающие рычаги с колесами, контактирующими со внутренней поверхностью обсадной трубы для продвижения трактора и инструмента вперед в обсадной трубе. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.
Хотя изобретение описано на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны несколько модификаций данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (31)
1. Скважинная система (1) для откачивания жидкости (2), находящейся в затрубном пространстве (4) скважины (3) между промежуточной обсадной колонной (5) и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией (6), содержащая:
- промежуточную обсадную колонну;
- насос (7) у устья (8) скважины, выполненный с возможностью повышения давления в затрубном пространстве для вытеснения жидкости, находящейся в затрубном пространстве;
- эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию, имеющую первый внутренний диаметр (ID1) и расположенную частично в промежуточной обсадной колонне с образованием таким образом затрубного пространства;
- эксплуатационный пакер (9), расположенный между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией; и
- первый узел (10А, 10) откачивания жидкости и второй узел (10В, 10) откачивания жидкости, каждый из которых содержит:
- трубчатую часть (11), содержащую стенку (12), имеющую второй внутренний диаметр (ID2), наружную поверхность (14) и проход (15), причем упомянутая трубчатая часть выполнена с возможностью ее установки в качестве части эксплуатационной трубчатой металлической конструкции; и
- обратный клапан (16), соединенный с наружной поверхностью и имеющий впускное отверстие (17), сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством, и выпускное отверстие (23), сообщающееся с возможностью передачи текучей среды с упомянутым проходом;
отличающаяся тем, что дополнительно содержит скользящую муфту (18) для каждого из первого и второго узлов откачивания жидкости, расположенную напротив каждого из первого и второго узлов откачивания жидкости и выполненную с возможностью скольжения вдоль внутренней поверхности (19) трубчатой части между открытым положением и закрытым положением для открытия или закрытия упомянутого прохода для создания или прекращения сообщения с возможностью передачи текучей среды с первым и вторым узлами откачивания жидкости.
2. Скважинная система по п. 1, в которой каждый узел откачивания жидкости содержит множество обратных клапанов.
3. Скважинная система по п. 1 или 2, в которой второй внутренний диаметр больше первого внутреннего диаметра, в результате чего образовано углубление (29), в котором обеспечено перемещение скользящей муфты.
4. Скважинная система по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащая скважинный инструмент (40) для управления перемещением скользящей муфты между ее открытым и закрытым положениями.
5. Скважинная система по любому из пп. 1-4, в которой каждый узел откачивания жидкости имеет наружный диаметр (OD2), который менее чем на 20% превышает наружный диаметр (OD1) эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
6. Скважинная система по п. 2, в которой каждый узел откачивания жидкости содержит множество впускных отверстий (24) узла, причем каждое впускное отверстие узла соединено с возможностью передачи текучей среды с впускным отверстием одного из обратных клапанов.
7. Скважинная система по любому из пп. 1-6, в которой первый внутренний диаметр эксплуатационной трубчатой металлической конструкции по существу равен второму внутреннему диаметру трубчатой части узла откачивания жидкости.
8. Скважинная система по любому из пп. 1-7, в которой скользящая муфта расположена в углублении (29) трубчатой части.
9. Скважинная система по любому из пп. 1-8, в которой скользящая муфта имеет третий внутренний диаметр (ID3), по существу равный первому внутреннему диаметру эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
10. Скважинная система по любому из пп. 1-9, дополнительно содержащая обсадную колонну (26) подвеса хвостовика и второй эксплуатационный пакер (9В), причем обсадная колонна подвеса хвостовика расположена между первым эксплуатационным пакером и вторым эксплуатационным пакером, при этом второй эксплуатационный пакер расположен между обсадной колонной подвеса хвостовика и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией.
11. Скважинная система по п. 10, в которой по меньшей мере некоторые узлы обратного клапана расположены ниже первого эксплуатационного пакера.
12. Скважинная система по любому из пп. 1-11, в которой инструмент содержит блок (44) обнаружения, выполненный с возможностью обнаружения присутствия газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
13. Способ откачивания жидкости для откачивания скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве между промежуточной обсадной колонной и эксплуатационной трубчатой металлической конструкцией, содержащий этапы, на которых:
- повышают давление в затрубном пространстве с помощью газа, чтобы вытеснить жидкость из устья скважины через обратные клапаны в скважинной системе по любому из пп. 1-10;
- пропускают газ через первый обратный клапан в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию;
- обнаруживают наличие газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции;
- закрывают посредством инструмента первый обратный клапан;
- вытесняют жидкость путем пропускания ее через второй обратный клапан;
- пропускают газ через второй обратный клапан в эксплуатационную трубчатую металлическую конструкцию; и
- обнаруживают наличие газа в эксплуатационной трубчатой металлической конструкции.
14. Способ откачивания жидкости по п. 13, в котором обнаружение газа выполняют у устья скважины или посредством инструмента.
15. Способ откачивания жидкости по п. 13 или 14, дополнительно содержащий этап, на котором закрывают второй обратный клапан.
16. Способ откачивания жидкости по любому из пп. 13-15, дополнительно содержащий этап, на котором добывают углеводородсодержащую текучую среду.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP15174401.8 | 2015-06-29 | ||
| EP15174401 | 2015-06-29 | ||
| EP15175551.9 | 2015-07-06 | ||
| EP15175551.9A EP3115546A1 (en) | 2015-07-06 | 2015-07-06 | Downhole system for unloading liquid |
| PCT/EP2016/065008 WO2017001401A1 (en) | 2015-06-29 | 2016-06-28 | Downhole system for unloading liquid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017143015A RU2017143015A (ru) | 2019-07-30 |
| RU2017143015A3 RU2017143015A3 (ru) | 2020-01-10 |
| RU2721041C2 true RU2721041C2 (ru) | 2020-05-15 |
Family
ID=56263717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017143015A RU2721041C2 (ru) | 2015-06-29 | 2016-06-28 | Скважинная система для откачивания жидкости |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10597989B2 (ru) |
| EP (1) | EP3314086B1 (ru) |
| CN (1) | CN107743540A (ru) |
| AU (1) | AU2016287259B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017025597B1 (ru) |
| CA (1) | CA2988365A1 (ru) |
| DK (1) | DK3314086T3 (ru) |
| MX (1) | MX2017016242A (ru) |
| MY (1) | MY187477A (ru) |
| RU (1) | RU2721041C2 (ru) |
| SA (1) | SA517390515B1 (ru) |
| WO (1) | WO2017001401A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10415361B1 (en) * | 2018-03-21 | 2019-09-17 | Saudi Arabian Oil Company | Separating gas and liquid in a wellbore |
| US11466539B2 (en) * | 2021-02-27 | 2022-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer sub with check valve |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3606584A (en) * | 1969-02-19 | 1971-09-20 | Otis Eng Co | Well tools |
| RU94029801A (ru) * | 1994-08-09 | 1997-05-20 | А.Т. Тимашов | Способ подъема газонефтяной смеси скважин и установка для его осуществления |
| US20080164033A1 (en) * | 2007-01-04 | 2008-07-10 | Altec, Inc. | Gas well de-watering apparatus and method |
| US20100294506A1 (en) * | 2009-05-21 | 2010-11-25 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for deliquifying a commingled well using natural well pressure |
| US20140318770A1 (en) * | 2011-11-30 | 2014-10-30 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
| CA2829630A1 (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-11 | Raise Production, Inc. | Crossover valve system and method for gas production |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2917004A (en) | 1954-04-30 | 1959-12-15 | Guiberson Corp | Method and apparatus for gas lifting fluid from plural zones of production in a well |
| US3680637A (en) * | 1970-08-20 | 1972-08-01 | Otis Eng Corp | Well tools and methods of operating a well |
| US5533572A (en) * | 1994-06-22 | 1996-07-09 | Atlantic Richfield Company | System and method for measuring corrosion in well tubing |
| US5979553A (en) * | 1997-05-01 | 1999-11-09 | Altec, Inc. | Method and apparatus for completing and backside pressure testing of wells |
| US8573310B2 (en) * | 2004-10-07 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Gas lift apparatus and method for producing a well |
| US20090084553A1 (en) * | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
| US8191624B2 (en) * | 2007-10-12 | 2012-06-05 | PTT Exploration and Production Public Company Limited. | Bypass gas lift system for producing a well |
| US8443900B2 (en) * | 2009-05-18 | 2013-05-21 | Zeitecs B.V. | Electric submersible pumping system and method for dewatering gas wells |
| US9650851B2 (en) * | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
| CN103334709B (zh) * | 2013-06-17 | 2016-08-17 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种套管环空注气工艺 |
| US9593574B2 (en) * | 2014-03-14 | 2017-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method |
-
2016
- 2016-06-28 AU AU2016287259A patent/AU2016287259B2/en active Active
- 2016-06-28 CA CA2988365A patent/CA2988365A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-28 CN CN201680033545.XA patent/CN107743540A/zh active Pending
- 2016-06-28 BR BR112017025597-9A patent/BR112017025597B1/pt active IP Right Grant
- 2016-06-28 MX MX2017016242A patent/MX2017016242A/es unknown
- 2016-06-28 MY MYPI2017001709A patent/MY187477A/en unknown
- 2016-06-28 RU RU2017143015A patent/RU2721041C2/ru active
- 2016-06-28 EP EP16732649.5A patent/EP3314086B1/en active Active
- 2016-06-28 US US15/194,955 patent/US10597989B2/en active Active
- 2016-06-28 WO PCT/EP2016/065008 patent/WO2017001401A1/en active Application Filing
- 2016-06-28 DK DK16732649.5T patent/DK3314086T3/da active
-
2017
- 2017-12-11 SA SA517390515A patent/SA517390515B1/ar unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3606584A (en) * | 1969-02-19 | 1971-09-20 | Otis Eng Co | Well tools |
| RU94029801A (ru) * | 1994-08-09 | 1997-05-20 | А.Т. Тимашов | Способ подъема газонефтяной смеси скважин и установка для его осуществления |
| US20080164033A1 (en) * | 2007-01-04 | 2008-07-10 | Altec, Inc. | Gas well de-watering apparatus and method |
| US20100294506A1 (en) * | 2009-05-21 | 2010-11-25 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for deliquifying a commingled well using natural well pressure |
| US20140318770A1 (en) * | 2011-11-30 | 2014-10-30 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
| CA2829630A1 (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-11 | Raise Production, Inc. | Crossover valve system and method for gas production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SA517390515B1 (ar) | 2022-09-25 |
| MY187477A (en) | 2021-09-23 |
| BR112017025597B1 (pt) | 2022-10-04 |
| CN107743540A (zh) | 2018-02-27 |
| US10597989B2 (en) | 2020-03-24 |
| US20160376880A1 (en) | 2016-12-29 |
| RU2017143015A3 (ru) | 2020-01-10 |
| EP3314086A1 (en) | 2018-05-02 |
| MX2017016242A (es) | 2018-04-20 |
| WO2017001401A1 (en) | 2017-01-05 |
| EP3314086B1 (en) | 2020-08-19 |
| RU2017143015A (ru) | 2019-07-30 |
| AU2016287259B2 (en) | 2019-03-28 |
| BR112017025597A2 (pt) | 2018-08-07 |
| DK3314086T3 (da) | 2020-11-16 |
| CA2988365A1 (en) | 2017-01-05 |
| AU2016287259A1 (en) | 2017-12-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1708630B (zh) | 完井系统、完井方法和生产烃的方法 | |
| US9097084B2 (en) | Coiled tubing pump down system | |
| US8069926B2 (en) | Method of controlling flow through a drill string using a valve positioned therein | |
| RU2006137251A (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и установка для ее реализации | |
| US11555388B2 (en) | Self-adjusting gas lift system | |
| CN102472089A (zh) | 用于间歇气举的系统和方法 | |
| RU2721041C2 (ru) | Скважинная система для откачивания жидкости | |
| US20190093461A1 (en) | Bottom Hole Assembly for Configuring between Artificial Lift Systems | |
| NO20180649A1 (en) | Pressure regulating check valve | |
| WO2022140114A1 (en) | Frac plug with rod plug | |
| WO2014198887A1 (en) | A completion method and a downhole system | |
| AU2018314147A1 (en) | Unitary actuator valve for downhole operations | |
| US11459860B2 (en) | Tubing and annular gas lift | |
| EP3115546A1 (en) | Downhole system for unloading liquid | |
| US11111760B2 (en) | Vectored annular wellbore cleaning system | |
| US11773701B1 (en) | Gas pump system | |
| US11767740B1 (en) | Life-of-well gas lift systems for producing a well and gas pump systems having pump control valves with belleville washers | |
| US10794146B2 (en) | Downhole valve assembly having an integrated j-slot | |
| US20240141751A1 (en) | Downhole tool including a valve having a modular activation system | |
| US20220356784A1 (en) | Valve having a modular activation system | |
| WO2014168485A1 (en) | An arrangement and a method for removing debris in a well | |
| WO2016156187A1 (en) | Method and system for operating a gas well |