регулятор потока при добыче нефти

Формула изобретения

1. Регулятор потока при добыче нефти, включающий скважинный прибор и наземный блок управления, отличающийся тем, что скважинный прибор входит в состав телеметрической системы с гидравлическим каналом связи и содержит клапан пульсатора, установленный над диафрагмой с возможностью изменения проходного сечения, а блок управления выполнен с возможностью включения скважинного прибора либо в режим передачи информации о параметрах пласта и состоянии скважины, либо в режим регулирования потока.

2. Регулятор по п. 1, отличающийся тем, что в одной скважине установлен как минимум один дополнительный скважинный прибор телеметрической системы с гидравлическим каналом связи.

3. Регулятор по п. 2, отличающийся тем, что блок управления связан со скважинными приборами по гидравлическому каналу связи.

4. Регулятор по п. 2 или 3, отличающийся тем, что блок управления выполнен с возможностью воздействия на скважинные приборы посредством подачи управляющих гидравлических сигналов, причем управляющие гидравлические сигналы, предназначенные для различных скважинных приборов, имеют различную последовательность импульсов, а сами скважинные приборы выполнены с возможностью распознавать предназначенный для них сигнал.

5. Регулятор по любому из пп. 2-4, отличающийся тем, что каждый скважинный прибор выполнен с возможностью включения в необходимый режим своей последовательностью импульсов давления, создаваемой блоком управления.

6. Регулятор по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что скважинный прибор крепится в скважине посредством фиксатора.

7. Регулятор по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что скважинный прибор оборудован в верхней части устройством для съема, которое одновременно выполняет функции разблокировки фиксатора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти и предназначено для регулировки потока нефти в процессе эксплуатации скважины, а также для передачи информации о параметрах пласта и состоянии скважины.

Известен клапан для регулирования потока при добыче нефти по патенту РФ 2094592.

Известен регулятор потока по патенту США 6182764 (прототип). Этот регулятор используется для регулировки расхода нефти в многозабойных скважинах, имеющих общее устье. Такое регулирование необходимо, чтобы не допустить перетоков нефтепродуктов из одного пласта в другой. Перетекание может возникнуть вследствие разности давления в пластах.

Недостаток этого клапана - ограниченные функциональные возможности.

Задача создания изобретения - придание забойной телеметрической системе новых несвойственных ей функций осуществления плавной регулировки при добыче нефти на основании полученной информации о параметрах пласта и состояния скважины.

Решение указанной задачи достигнуто за счет того, что регулятор потока при добыче нефти, включающий скважинный прибор и наземный блок управления, отличающийся тем, что скважинный прибор входит в состав телеметрической системы с гидравлическим каналом связи и содержит клапан пульсатора, установленный над диафрагмой с возможностью изменения проходного сечения, а блок управления выполнен с возможностью включения скважинного прибора либо в режим передачи информации о параметрах пласта и состояния скважины, либо в режим регулирования потока. В одной скважине установлен как минимум один дополнительный скважинный прибор телеметрической системы с гидравлическим каналом связи. Блок управления связан со скважинными приборами по гидравлическому каналу связи. Блок управления выполнен с возможностью воздействия на скважинные приборы посредством подачи управляющих гидравлических сигналов, причем управляющие гидравлические сигналы, предназначенные для различных скважинных приборов, имеют различную последовательность импульсов. А сами скважинные приборы выполнены с возможностью распознавать предназначенный для них сигнал. Каждый скважинный прибор выполнен с возможностью включения в необходимый режим своей последовательностью импульсов давления, создаваемой блоком управления. Скважинный прибор крепится в скважине посредством фиксатора. Скважинный прибор оборудован в верхней части устройством для съема, которое одновременно выполняет функции разблокировки фиксатора.

Проведенные патентные исследования показали, что предложенное техническое решение обладает новизной, изобретательским уровнем и промышленной применимостью.

Сущность изобретения поясняется на фиг. 1 и 2, где на фиг. 1 приведена схема применения для однозабойной многопластовой скважины; на фиг. 2 - схема применения для многозабойных скважин.

Клапан пульсатора 1 входит в состав скважинного прибора 2 и установлен внутри обсадной трубы 3, внутри которой установлены насосно-компрессорные трубы 4. На поверхности обсадной трубы в зоне нефтяных пластов выполнена перфорация. Наземный комплекс забойной телеметрической системы состоит из датчика давления 5, приемного устройства 6, персонального компьютера 7 и принтера 8. На поверхности также расположены управляющий клапан 9 и блок управления 10.

Клапан пульсатора 1 входит в состав скважинного прибора 2, который содержит электронный блок 11 и устройство для съема 12 с фиксатором 13. Нефтяные пласты 14, 15 имеют различную производительность и разобщены пакером 16. Клапан пульсатора 1 установлен над диафрагмой 17 с образованием изменяющегося в процессе регулировки кольцевого зазора. Скважинный прибор 2 устанавливается над пластом, параметры которых он контролирует и регулирует.

Возможно применение предложенного изобретения для разработки многопластовых месторождений с применением однозабойных скважин (фиг. 1) или многозабойных скважин (фиг. 2).

При работе в режиме регуляторов потока клапаны пульсаторов 1 в зависимости от давлений в пластах 15 и 16 изменяют проходное сечение кольцевых каналов между клапанами пульсатора 1 и диафрагмами 17, что обеспечивает выравнивание давления и устраняет переток нефти из одного пласта в другой.

Для передачи забойной информации на поверхность при помощи пульта управления 10 и управляющего клапана 9 создают волну давления с определенной последовательностью импульсов в насосно-компрессорной трубе 3 путем перекрытий управляющего клапана 9. Этот сигнал принимается электронным блоком 11 скважинного прибора 2, настроенного на включение именно этой последовательности импульсов. Электронный блок 11 включает соответственно в работу регулятор потока 1 в режим клапана пульсатора. При этом клапан пульсатора 1, например при помощи шагового двигателя (на фиг. 1 и 2 не показан), совершает колебательные движения и создает пульсации давления нефтепродукта в насосно-компрессорных трубах 4, при этом эти пульсации давления передаются вверх на датчик давления 5. Подключенное к датчику давления 5 приемное устройство 6 преобразует этот сигнал и передает на компьютер 7. Компьютер 7 анализирует сигнал и по стробирующему импульсу определяет, какому конкретно параметру (давлению, температуре и т.д.) соответствует текущая серия импульсов, обрабатывает полученную информацию и выводит на экран монитора компьютера 7 или на печать на принтер 8. В результате оператор получает сведения о забойных параметрах в каждом забое скважины. После этого электронный блок 11 переводится в режим регулировки, при котором с помощью шагового двигателя выставляется необходимый зазор между клапаном регулятором и диафрагмой 17. После этого электронный блок 11 может быть переведен в ждущий режим с минимальным энергопотреблением.

При необходимости технического обслуживания на специальном тросе опускают в скважину ловитель до стыковки с устройством для съема 12, производят расфиксацию фиксатора 13 и поднимают устройство на поверхность. После ремонта или замены источника скважинный прибор 2 устанавливается на место и фиксируется фиксатором 13.

Применение изобретения позволило:

1. Расширить функциональные возможности клапана пульсатора скважинного прибора телеметрической системы с гидравлическим каналом связи, придав ему функцию регулятора потока нефти при добыче нефти из многопластовых месторождений.

2. Уменьшить стоимость системы за счет совмещения функций двух агрегатов: клапана пульсатора и регулятора потока в одном.

3. Упростить систему контроля и управления многозабойной скважины путем применения одного комплекса наземной аппаратуры контроля для обслуживания любого числа забоев одной скважины.

4. Повысить точность регулировки за счет постоянного контроля за состоянием пласта.