Нефтяная скважина, способ ее эксплуатации и пакер для использования в скважине
Изобретения относятся к эксплуатации нефтяных скважин и могут быть использованы для подачи питающего или управляющего сигнала в скважину. В нефтяной скважине размещают пакер, содержащий устройство с электропитанием, и размещают трубопроводную структуру, имеющую электропроводную часть. Устанавливают пакер в рабочее состояние, при этом устройство с электропитанием электрически связывают с электропроводной частью трубопроводной структуры. Устанавливают индукционный дроссель, расположенный вокруг электропроводной части трубопроводной структуры, и приводят его в рабочее состояние. Подают изменяющийся во времени ток в трубопроводную структуру. Направляют часть тока через устройство с электропитанием посредством индукционного дросселя и осуществляют добычу нефти. В качестве цепи обратного тока возможно использование обсадной колонны скважины или грунта, окружающего скважину. Устройство с электропитанием пакера содержит клапан с электрическим управлением, управляющий прохождением флюида между сторонами пакера, и электрически подсоединенный к клапану модуль связи и управления, содержащий модем для приема команд управления, закодированных в сигналах связи. Модуль связи и управления осуществляет декодирование команд управления, принятых с помощью модема, и управление подвижным элементом клапана с использованием команд управления при установке пакера в рабочее состояние. Возможно наличие в устройстве с электропитанием датчика и модема, передающего в виде электрического сигнала связи выработанные датчиком данные, характеризующие, по меньшей мере, одну физическую характеристику. Изобретения позволяют улучшить качество управления добычей нефти путем управления в режиме реального времени входящим в конструкцию пакера механическим устройством с электропитанием. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.
Настоящее изобретение относится к нефтяной скважине, способу ее эксплуатации и управляемому пакеру, используемому в скважине.
Нефтяные скважины (например, нефтяные и/или газовые скважины) обычно проходят через пласты, содержащие многочисленные зоны, которые могут производить различные флюиды, а также зоны, не пропускающие флюид или газ. Из зон, содержащих флюиды, можно добывать минеральную или чистую воду, нефть, газ или смесь этих компонентов.
Желательно и общепринято поддерживать гидравлическую изоляцию между зонами так, чтобы флюиды, добываемые из каждой зоны, можно было добывать отдельно на поверхности. Даже, если конкретная зона не содержит нефтепродукты, в любом случае необходимо гарантировать, чтобы флюиды из этой зоны не проходили в другие зоны при использовании ствола скважины в качестве пути транспортировки, и избегать загрязнения флюидов в каждой зоне.
Необходимую изоляцию между зонами часто выполняют с помощью пакеров. Пакеры - это механические устройства, которые близки по своей конструкции к кольцу или уплотнению, расположенному между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной. Пакеры обычно устанавливают в момент завершения скважины путем крепления их к колонне насосно-компрессорных труб при ее спуске в буровую скважину. Таким образом, во время размещения пакер должен проходить свободно внутри обсадной колонны. Сразу после его размещения по месту гидравлический привод (подсоединенный к источнику питания и управляемый с поверхности) использует механизм уплотнения пакера, который прижимает пакер к обсадной колонне и осуществляет не проницаемое для флюида уплотнение в кольцевом пространстве между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной.
Пакеры позволяют обеспечить полную изоляцию между кольцевыми пространствами, расположенными выше и ниже их, или оснастить одним или несколькими предварительно установленными клапанами с механическим приводом для управления потоком, проходящим через них. Однако при наличии клапанов их установочные параметры можно только изменить путем механической вставки гладкого линейного инструмента, что неудобно, медленно и относительно дорого. Кроме того, при наличии многочисленных зон и многочисленных пакеров такая операция часто невыполнима или непрактична при достижении гладким линейным инструментом самых нижних пакеров. Недостатком быстрого и недорогого способа управления клапанами в пакере является ограничение по конструкции скважины и эксплуатационным работам.
Известные пакеры описаны в патентах США №6148915, 6123148, 3566963 и 3602305.
Известен пакер, предназначенный для использования в скважине, содержащий устройство с электропитанием, адаптированное для питания с поверхности по проводнику (см. Патент РФ 2122104 от 20.11.1998). В этом пакере устройство с электропитанием может содержать газлифтный клапан с электрическим управлением или датчик, предназначенный для обнаружения по меньшей мере одной физической характеристики окружающей среды и выработки соответствующих данных, и приспособление, передающее эти данные от датчика в виде электрического сигнала связи.
Целью настоящего изобретения является устранение вышеуказанных недостатков известных технических решений.
Согласно изобретению создана нефтяная скважина, содержащая трубопроводную структуру, имеющую электропроводную часть, проходящую вдоль, по меньшей мере, части трубопроводной структуры, источник тока, изменяющегося во времени, электрически подсоединенный к электропроводной части трубопроводной структуры, цепь обратного тока и пакер, включающий устройство с электропитанием, электрически подсоединенное к напряжению так, что часть тока, изменяющегося во времени, направляется через устройство при подаче тока, изменяющегося во времени, через электропроводную часть трубопроводной структуры.
Устройство с электропитанием может содержать клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида между одной стороной пакера и другой стороной пакера при установке пакера в рабочее состояние.
Устройство с электропитанием может содержать датчик, адаптированный для измерения физической величины.
Устройство с электропитанием может содержать модем, адаптированный для передачи и приема сигналов связи по электропроводной части трубопроводной структуры.
Устройство с электропитанием может содержать модуль для нагнетания химических реагентов, адаптированный для управляемого нагнетания вещества в протекающий поток.
Трубопроводная структура может содержать эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб скважины.
Устройство с электропитанием может содержать клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида между внешней и внутренней частями эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб.
Устройство с электропитанием может содержать клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления потоком флюида в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб.
Трубопроводная структура может содержать обсадную колонну скважины.
Цепь обратного тока может содержать обсадную колонну скважины.
Цепь обратного тока может содержать, по меньшей мере, часть земляного заземления.
Нефтяная скважина может дополнительно содержать первый и второй индукционные дроссели, каждый из которых расположен вокруг электропроводной части трубопроводной структуры и в местоположении вдоль трубопроводной структуры так, что местоположение электрического соединения для источника тока, изменяющегося во времени, расположено между индукционными дросселями.
Нефтяная скважина может дополнительно содержать второй пакер. Второй пакер может содержать электрический изолятор для предотвращения электрического подсоединения электропроводной части трубопроводной структуры к цепи обратного тока во втором пакере при его установке в рабочее состояние. Второй пакер может являться частью цепи обратного тока.
Согласно изобретению создан также пакер, предназначенный для использования в нефтяной скважине, содержащий устройство с электропитанием, адаптированное для приема питания переменным током с поверхности с использованием в качестве проводника, по меньшей мере, одной из насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны, при этом устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида от одной стороны пакера к другой стороне пакера, и модуль связи и управления, электрически подсоединенный к клапану с электрическим управлением и содержащий модем, адаптированный для приема команд управления, закодированных в сигналах связи, при этом модуль связи и управления адаптирован для декодирования команд управления, принятых с помощью модема, и управления подвижным элементом клапана с использованием команд управления при установке пакера в рабочее состояние.
Устройство с электропитанием содержит датчик, адаптированный для обнаружения, по меньшей мере, одной физической характеристики окружающей среды и выработки данных, соответствующих физической характеристике, и модем, адаптированный для приема данных от датчика и электрической передачи данных в виде электрического сигнала связи.
Согласно изобретению создан также способ работы нефтяной скважины, содержащий следующие этапы:
размещение пакера, подключенного к электропитанию, в нефтяной скважине;
размещение в скважине трубопроводной структуры, содержащей электропроводную часть, проходящую вдоль, по меньшей мере, части трубопроводной структуры;
установка в рабочее состояние пакера, содержащего устройство с электропитанием, электрически связанное с электропроводной частью трубопроводной структуры при эксплуатации скважины для добычи нефти;
установка в рабочее состояние индукционного дросселя вокруг части электропроводной части трубопроводной структуры;
подача тока, изменяющегося во времени, в трубопроводную структуру;
направление части тока, изменяющегося во времени, через устройство с электропитанием с использованием индукционного дросселя;
добыча нефти с использованием скважины.
Способ может дополнительно содержать следующие этапы:
измерение физической величины с помощью устройства с электропитанием, содержащим датчик, и
изменение потока нефти в скважине на основании результатов измерений.
Способ может дополнительно содержать управление электрическим способом прохождения флюида между секциями скважины с использованием пакера, в котором устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением.
Как указано выше, в предпочтительном варианте осуществления изобретения в качестве токопроводящего пути между поверхностным и скважинным оборудованием используется эксплуатационная насосно-компрессорная колонна и обсадная колонна буровой скважины. Уменьшение стоимости и упрощение процедур установки благодаря устранению потребности в электрических кабелях для подачи питания и обеспечения функций регистрации и управления в скважине способствует более широкому развертыванию активного скважинного оборудования в процессе добычи.
В контексте скважинных пакеров возможность подачи питания и обеспечения связи с пакером имеет большие преимущества. В состав такого управляемого пакера согласно настоящему изобретению могут входить датчики, данные с которых будут поступать на поверхность в режиме реального времени. В результате наличие питания в скважине и возможность передачи команд с поверхности в управляемый пакер позволяет ввести в конструкцию пакера механические элементы с электроприводом, такие как клапаны для регулировки потока, и таким образом увеличить гибкость при использовании. Примечательным фактом является то, что управление такими элементами в управляемом пакере происходит практически в режиме реального времени, что позволяет открывать, закрывать, регулировать или дросселировать клапаны пакеров для регулировки потока и улучшить управление добычей.
В предпочтительном варианте осуществления компьютер, расположенный на поверхности и имеющий главный модем, позволяет передавать сигнал связи в насосно-компрессорную колонну, при этом сигнал связи принимается скважинным подчиненным модемом, который электрически подсоединен к или внутри управляемого пакера. Сигнал связи можно принять с помощью подчиненного модема прямо или косвенно через один или несколько релейных модемов. Кроме того, электропитание можно подавать в колонну насосно-компрессорных труб и принимать в скважине для обеспечения работы датчиков или других устройств в управляемом пакере. Обсадная колонна предпочтительно используется в качестве проводника для цепи обратного тока.
Как указано выше, в предпочтительном варианте осуществления управляемый клапан в пакере регулирует канал для прохождения флюидов в кольцевом пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорной колонной. Цепь обратного тока может быть выполнена вдоль части управляемого пакера и предпочтительно за счет расширения скользящей клиновой плашки, находящейся в контакте с обсадной колонной. С другой стороны, обратный электрический путь может проходить через проводящий центратор, расположенный вокруг насосно-компрессорной колонны, который изолирован от контакта с насосно-компрессорной колонной, но находится в электрическом контакте с обсадной колонной и электрически связан с устройством в пакере.
В общем, управляемый пакер включает один или несколько датчиков, расположенных в скважине, которые предпочтительно находятся в контакте со скважинным модемом и поддерживают связь с компьютером, расположенным на поверхности, через обсадную колонну буровой скважины и/или насосно-компрессорную колонну. Такие датчики, как датчики температуры, давления, акустические датчики, датчики положения клапана, скорости потока и дифференциальные манометры, можно преимущественно использовать во многих случаях. Данные измерений, выполненные с помощью датчиков, поступают в модем для передачи на поверхность или непосредственно в программируемый контроллер интерфейса, управляющий работой скважинного устройства, такого как управляемый клапан для регулировки потока флюида через пакер.
В одном варианте осуществления ферромагнитные индукционные дроссели подсоединены вокруг насосно-компрессорной колонны и действуют при этом как последовательные полные сопротивления для тока, протекающего по насосно-компрессорной колонне. В предпочтительном варианте верхний ферромагнитный дроссель размещается вокруг насосно-компрессорной колонны ниже подвески обсадной колонны, при этом ток и сигналы связи подаются в насосно-компрессорную колонну ниже верхнего ферромагнитного дросселя. Нижний ферромагнитный дроссель размещается в скважине вокруг насосно-компрессорной колонны с управляемым пакером, электрически подсоединенным к насосно-компрессорной колонне выше нижнего ферромагнитного дросселя, хотя управляемый пакер может быть помимо этого механически присоединен к насосно-компрессорной колонне ниже нижнего ферромагнитного дросселя.
Компьютер, расположенный на поверхности, предпочтительно подсоединен через главный модем, расположенный на поверхности, и насосно-компрессорную колонну к скважинному подчиненному модему управляемого пакера. Компьютер может принимать данные измерений из многочисленных источников (например, от скважинных датчиков), измерения количества нефти, добываемой из скважины, и сжатого газа, закачиваемого в буровую скважину в случае газлифтной буровой скважины. Используя такие измерения, компьютер позволяет вычислить желательные положения управляемого клапана в пакере и более конкретно оптимальную величину канала для прохождения флюидов в кольцевое пространство внутри обсадной колонны.
Конструкция такой нефтяной скважины имеет конструкцию, которую выполняют, по возможности, по известным методам проектирования. То есть после крепления скважины обсадными трубами пакер обычно устанавливают для изоляции каждой зоны. В эксплуатационной скважине может быть несколько нефтяных эксплуатационных зон, водяных эксплуатационных зон, непроницаемых зон и зон поглощения. Между зонами желательно устранить или разрешить связь. Например, при осуществлении настоящего изобретения колонну насосно-компрессорных труб подают через обсадную колонну, которая имеет связь с эксплуатационной зоной, при этом управляемые пакеры определяют эксплуатационную зону. Поскольку колонну насосно-компрессорных труб собирают на поверхности, нижний ферромагнитный дроссель размещается вокруг одной из известных колонн насосно-компрессорных труб для позиционирования выше самого нижнего управляемого пакера. В секциях колонн насосно-компрессорных труб, там, где это необходимо, другой пакер присоединен к колонне насосно-компрессорных труб для изоляции зон. Управляемые газлифтные клапаны или коллекторы датчика также можно присоединить к насосно-компрессорной трубе так, как это требуется путем вставки в оправку для съемного клапана (перемещаемая насосно-компрессорная колонна) и, при необходимости, в соответствующие индукционные дроссели. Колонну насосно-компрессорных труб собирают на поверхности, где верхний ферромагнитный индукционный дроссель снова размещают вокруг колонны насосно-компрессорных труб ниже подвески обсадной колонны. Провода связи и питания затем подсоединяют к насосно-компрессорной колонне ниже верхнего дросселя. В общем, электроизоляционное соединение используется вместо верхнего индукционного дросселя.
Коллектор датчика и связи может входить в состав управляемого пакера настоящего изобретения без необходимости включения в состав управляемого клапана или другого устройства управления. То есть электронный модуль, имеющий датчики давления, температуры или акустические датчики, источник питания и модем, можно включить в состав пакера для обеспечения связи с компьютером, расположенным на поверхности, при использовании насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны в качестве проводников.
Другие цели и преимущества настоящего изобретения приведены в следующем подробном описании со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 схематически изображает типичный пакер предшествующего уровня техники;
фиг.2 схематически изображает нефтяную эксплуатационную скважину согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 изображает упрощенную электрическую схему варианта осуществления скважины, показанного на фиг.2;
фиг.4 изображает в увеличенном масштабе схему управляемого пакера, показанного на фиг.2, содержащего клапан с электрическим управлением.
Ниже приводится описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения со ссылкой на чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые элементы на всех различных видах, и описание других возможных вариантов осуществления настоящего изобретения. Представленные фигуры необязательно выполнены в масштабе, и в некоторых случаях чертежи увеличены и/или упрощены в определенных местах для удобства изображения. Специалисты могут оценить многие возможные применения и изменения настоящего изобретения на основании приведенных здесь примеров возможных вариантов осуществления настоящего изобретения, а также на основании тех вариантов осуществления, изображенных и обсужденных в родственных заявках, которые включены здесь в качестве ссылки в максимальной степени, разрешенной законом.
Термин "трубопроводная структура", используемый в настоящей заявке, может представлять собой одну единственную трубу, колонну насосно-компрессорных труб, обсадную колонну буровой скважины, насосную штангу, ряд взаимосвязанных труб, штанги, металлические фермы, решетки сквозной фермы, опоры, отводные или боковые удлинители буровой скважины, сеть взаимосвязанных труб или других подобных структур, известных специалистам. В предпочтительном варианте осуществления изобретение используется в контексте нефтяной скважины, где трубопроводная структура содержит металлическую электропроводную трубу или колонны насосно-компрессорных труб, но изобретение не ограничено этим. Для настоящего изобретения, по меньшей мере, часть трубопроводной структуры должна быть электропроводной, при этом такая электропроводная часть может представлять собой в целом трубопроводную структуру (например, стальные трубы, медные трубы) или проходящую в продольном направлении электропроводную часть, объединенную с проходящей в продольном направлении неэлектропроводной частью. Другими словами, электропроводная трубопроводная структура представляет собой структуру, которая обеспечивает путь тока от первой части, где источник питания электрически подсоединен ко второй части, где устройство и/или цепь обратного тока электрически связаны. Трубопроводная структура обычно представляет собой известную круглую металлическую насосно-компрессорную колонну, но геометрия поперечного сечения трубопроводной структуры или любой ее части может меняться по форме (например, круглая, прямоугольная, квадратная, овальная) и размеру (например, длина, диаметр, толщина стенки) вдоль любой части трубопроводной структуры. Следовательно, трубопроводная структура должна иметь электропроводную часть, проходящую от первой части трубопроводной структуры до второй части трубопроводной структуры, в которой первая часть расположена отдельно от второй части вдоль трубопроводной структуры.
Следует обратить внимание, что термины "первая часть" и "вторая часть", которые используются здесь, обозначают, в общем, часть, секцию или область трубопроводной структуры, которая может или нет проходить вдоль трубопроводной структуры, которая может быть расположена в любом выбранном месте вдоль трубопроводной структуры и которая может охватывать или не охватывать наиболее близкие концы трубопроводной структуры.
Аналогично, в соответствии с известной терминологией, употребляемой в практике нефтяного промысла, определения "верхний", "нижний", "вверх по стволу скважины" и "скважинный" являются относительными и касаются расстояния, измеренного вдоль ствола скважины вглубь от поверхности, которое в наклонных или горизонтальных скважинах может совпадать или не совпадать с вертикальной проекцией, измеренной по отношению к данным наблюдений.
Следует также отметить, что термин "модем" используется здесь в общем для ссылки на любое устройство связи для передачи и/или приема электрических сигналов связи через электрический проводник (например, металл). Следовательно, термин "модем", который используется здесь, не ограничен акронимом для модулятора (устройства, которое преобразовывает голос или сигнал данных к виду, пригодному для передачи)/демодулятора (устройства, которое восстанавливает первоначальный сигнал, которым была промодулирована высокочастная несущая). Кроме того, термин "модем", который используется здесь, не ограничен известными компьютерными модемами, которые преобразовывают цифровые сигналы в аналоговые сигналы и наоборот (например, для передачи цифровых информационных сигналов по аналоговой коммутируемой телефонной сети общего пользования). Например, если датчик выдает данные измерений в аналоговом формате, то такие измерения можно только модулировать (например, с использованием модуляции с расширением спектра) и передавать, и, следовательно, не нужно выполнять аналого-цифрового преобразования. В качестве другого примера, релейный/подчиненный модем или устройство связи должны только идентифицировать, фильтровать, усиливать и/или ретранслировать принимаемый сигнал.
Термин "беспроводный", который используется в настоящей заявке, означает отсутствие известного изолированного электрического провода, например, проходящего от скважинного устройства до поверхности. Использование насосно-компрессорной колонны и/или обсадной колонны в качестве проводника рассматривается как "беспроводное". Термин "клапан", который используется здесь, обычно относится к любому устройству, которое выполняет функции регулировки потока флюида. Примеры клапанов включают, но не ограничиваются, сильфонные газлифтные клапаны и управляемые газлифтные клапаны, каждый из которых можно использовать для регулировки потока транспортирующего газа в колонну насосно-компрессорных труб буровой скважины. Внутренняя работа клапанов может в значительной степени отличаться, и в настоящей заявке не ограничиваются клапанами, описанными с любой конкретной конфигурацией, до тех пор, пока клапан выполняет функции регулировки потока. Некоторые из различных типов механизмов регулировки потока включают, но не ограничиваются, шаровой клапан, игольчатый клапан, запорный клапан и клетевой клапан. Способы установки клапанов, обсужденных в настоящей заявке, могут в значительной степени отличаться.
Термин "клапан с электрическим управлением", который используется здесь, обычно относится к "клапану" (как описано выше), который можно открывать, закрывать, регулировать, изменять или дросселировать непрерывно в ответ на электрический сигнал управления (например, сигнал из компьютера, расположенного на поверхности, или из скважинного модуля электронного контроллера). Механизм, который фактически изменяет состояние клапана, может содержать, но не ограничиваться этим, электродвигатель, электрический серводвигатель, электрический соленоид, электрический переключатель, гидравлический привод, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, пневматический привод, управляемый по меньшей мере одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, или устройство с отклоняемой пружиной в комбинации с, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями. "Клапан с электрическим управлением" может включать или не включать датчик обратной связи по положению для подачи сигнала обратной связи, соответствующего фактическому положению клапана.
Термин "датчик", который используется здесь, относится к любому устройству, которое обнаруживает, определяет, контролирует, записывает или, другими словами, регистрирует абсолютное значение или изменение значения физической величины. Датчик, как описано здесь, можно использовать для измерения значений таких физических величин (но не ограничено этим), как температура, давление (абсолютное и дифференциальное), скорость потока, сейсмические данные, акустические данные, уровень рН, уровни солености, положения клапана или практически любые другие физические данные.
На фиг.1 изображена схема известного эксплуатационного пакера 20, устанавливаемого гидравлическим способом, внутри обсадной колонны 22 нефтяной скважины. Пакер 20 (фиг.1) прикручен к эксплуатационной колонне 24 насосно-компрессорных труб. Известный пакер 20 имеет хвостовую часть 26, которая может заканчиваться открытым или закрытым концом для нижнего пакера в завершенной скважине, или хвостовая часть 26 может прикручиваться к насосно-компрессорной колонне (не показано), которая проходит в нижние области буровой скважины. Известный пакер 20 имеет секцию скользящих клиновых плашек 28 и уплотнительную секцию 30. Скользящие клиновые плашки 28 и уплотнительная секция 30 могут проходить свободно внутрь обсадной колонны 22 буровой скважины во время размещения и приводиться в движение с помощью гидравлического привода 32. Когда пакер 20 находится в своем конечном местоположении в обсадной колонне 22, гидравлический привод 32 используется для приложения механических усилий на скользящие клиновые плашки 28 и уплотнительные секции 30, которые вызывают их расширение в обсадной колонне. Скользящие клиновые плашки 28 блокируют пакер 20 в определенном месте, захватывая внутреннюю поверхность обсадной колонны 22 так, чтобы пакер не мог смещаться за счет перепада давления между пространствами выше и ниже пакера. Уплотнительная секция 30 создает водонепроницаемое уплотнение между пространствами выше и ниже пакера 20. Гидравлический привод 32 приводится в движение с использованием масла под высоким давлением, которое подается с поверхности (не показана) с помощью управляющей трубки 34. Однако известный пакер 20 не содержит устройства с электропитанием.
На фиг.2 изображена схема нефтяной эксплуатационной скважины 38 согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения. Нефтяная эксплуатационная скважина 38, показанная на фиг.2, подобна по конструкции известной буровой скважине, но с дополнением согласно настоящему изобретению. В этом варианте пакер 40, содержащий устройство 42 с электропитанием, размещается в буровой скважине 38 тем же самым способом, как и известный пакер 20, обычно для разделения зон в геологической формации. В предпочтительном варианте осуществления устройство 42 пакера 40 содержит клапан 44 с электрическим управлением, который действует как перепускной клапан, который более подробно показан на фиг.4 и описан ниже.
В предпочтительном варианте осуществления, трубопроводная структура содержит часть эксплуатационной колонны 24 насосно-компрессорных труб, и цепь обратного тока содержит часть обсадной колонны 22 буровой скважины. Изолирующая соединительная муфта 146 для насосно-компрессорных труб и ферромагнитный индукционный дроссель 48 используются в этом предпочтительном варианте осуществления. Изолирующая муфта 146 введена рядом с устьем скважины для электрической изоляции нижних секций колонны 24 насосно-компрессорных труб от обсадной колонны 22. Таким образом, изолирующая муфта 146 предотвращает короткое замыкание между нижними секциями колонны 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонны 22 на подвеске 46 насосно-компрессорной колонны. Подвеска 46 обеспечивает механическое сцепление и поддержку колонны 24 насосно-компрессорных труб за счет перемещения весовой нагрузки колонны 24 насосно-компрессорных труб в обсадную колонну 22. Индукционный дроссель 48 прикреплен вокруг колонны 24 насосно-компрессорных труб во второй скважинной части 52 выше пакера 40. Компьютерная система 56, содержащая главный модем 58 и источник 60 тока, изменяющегося во времени, электрически подсоединена к колонне 24 насосно-компрессорных труб ниже изолирующей соединительной муфты 146 для насосно-компрессорных колонн с помощью первого вывода 61 источника. Первый вывод 61 источника изолирован от подвески 46, где он проходит через нее. Второй вывод 62 источника электрически подсоединен к обсадной колонне 22 буровой скважины или напрямую (фиг.2) или через подвеску 46 (на чертеже не показано). В качестве альтернативы или дополнения к изолирующей соединительной муфте 146 для насосно-компрессорных колонн в насосно-компрессорной колонне можно разместить другой индукционный дроссель (на чертеже не показан) вокруг колонны 24 насосно-компрессорных труб выше местоположения электрического соединения для первого вывода 61 источника.
Источник 60 тока, изменяющегося во времени, обеспечивает подачу тока, который обеспечивает питание и сигналы связи в скважине. Ток, изменяющийся во времени, является предпочтительно переменным током, но он может быть также изменяющимся во времени постоянным током. Сигналы связи могут быть выработаны с помощью главного модема 58 и введены в ток, вырабатываемый источником 60. Сигнал связи предпочтительно является сигналом с расширенным спектром, но альтернативно можно использовать и другие виды модуляции.
Устройство 42 с электропитанием в пакере 40 содержит два вывода 71, 72 устройства, и, при необходимости, можно предусмотреть и другие выводы устройства для других вариантов осуществления или приложений. Первый вывод 71 устройства электрически подсоединен к колонне 24 насосно-компрессорных труб на стороне источника 81 индукционного дросселя 48, который в этом случае находится выше индукционного дросселя. Аналогично второй вывод 72 устройства электрически подсоединен к колонне 24 насосно-компрессорных труб на стороне 82 цепи обратного тока индукционного дросселя 48, который в этом случае находится ниже индукционного дросселя. В этом предпочтительном варианте осуществления скользящие клиновые плашки 28 пакера 40 обеспечивают электрическое соединение между колонной 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 22 буровой скважины. Однако, как будет ясно специалистам, электрическое соединение между колонной 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 22 буровой скважины может быть выполнено многочисленными способами, некоторые из которых приведены в родственных заявках, включая (но не ограничивая) другой пакер (известный или управляемый), электропроводный флюид в кольце между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной буровой скважины, электропроводный центратор или любую их комбинацию. Следовательно, электрическая цепь образована с использованием колонны 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонны 22 буровой скважины в качестве проводников для скважинного устройства 42 внутри пакера 40.
На фиг.3 изображена упрощенная электрическая схема электрической цепи, образованной в буровой скважине 38 (фиг.2). Изолирующая соединительная муфта 146 для насосно-компрессорных колонн и индукционный дроссель 48 эффективно образуют изолированную секцию колонны 24 насосно-компрессорных труб, которая препятствует прохождению между ними большого по величине тока, изменяющегося во времени. Соответственно, между изолированной секцией колонны 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 22 скважины возникает разность потенциалов при протекании переменного тока через насосно-компрессорную колонну. Аналогично разность потенциалов создается также между колонной 24 насосно-компрессорных труб на стороне источника 81 индукционного дросселя 48 и колонной 24 насосно-компрессорных труб на стороне 82 цепи обратного тока индукционного дросселя 48 при протекании переменного тока через насосно-компрессорную колонну. В предпочтительном варианте осуществления устройство 42 в пакере 40 электрически подсоединено к местам, где возникает разность потенциалов между стороной 81 источника и стороной 82 цепи обратного тока колонны 24 насосно-компрессорных труб. Однако в альтернативном варианте устройство 42 можно электрически подсоединить к местам, где возникает разность потенциалов между колонной 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 22, или к местам, где возникает разность потенциалов между колонной 24 насосно-компрессорных труб и частью пакера 40 (например, скользящие клиновые плашки 28), если эта часть пакера находится в электрическом контакте с обсадной колонной 22 буровой скважины. Таким образом, часть тока, которая проходит через колонну 24 насосно-компрессорных труб и обсадную колонну 22, направляется через устройство 42 благодаря индукционному дросселю 48.
Из анализа электрической эквивалентной схемы (фиг.3) ясно, что центраторы, которые установлены на насосно-компрессорной колонне между изоляционным устройством 47 и дросселем 48, не должны образовывать путь тока между колонной 24 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 22. Подходящие центраторы могут состоять из цельноформованной или механически обработанной пластмассы или могут представлять собой тип рессоры, снабженной соответствующими изолирующими элементами. Специалистам известны многочисленные подходящие и альтернативные конструктивные решения таких центраторов.
Другие альтернативные способы образования электрической цепи с использованием трубопроводной структуры и, по меньшей мере, одного индукционного дросселя описаны в родственных заявках, многие из которых можно применить совместно с настоящим изобретением для обеспечения питания и/или связи с устройством 42 с электропитанием, пакера 40 и формирования других вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.4, на которой более подробно показан пакер 40 (фиг.2), видно, что управляемый пакер 40 подобен известному пакеру 20, показанному на фиг.1, но с добавлением устройства 42 с электропитанием, содержащего клапан 44 с электрическим управлением и модуль 84 связи и управления. Модуль 84 связи и управления запитывается и поддерживает связь с компьютерной системой 56, расположенной на поверхности 54, через колонну 24 насосно-компрессорных труб и/или обсадную колонну 22. Модуль 84 связи и управления может содержать модем 86, силовой трансформатор (не показан), микропроцессор (не показан) и/или другие различные электронные компоненты (не показаны), которые необходимы для варианта осуществления. Модуль 84 связи и управления принимает электрические сигналы из компьютерной системы 56 на поверхности 54 и декодирует команды для управления клапаном 44 с электрическим управлением, который действует как перепускной клапан. При использовании декодированных команд модуль 84 связи и управления управляет слаботочным электродвигателем, который приводит в действие перепускной клапан 44. Таким образом, клапан 44 можно открывать, закрывать, регулировать, изменять или дросселировать непрерывно с помощью компьютерной системы 56 с поверхности 54 через колонну 24 насосно-компрессорных труб и обсадную колонну 22 буровой скважины.
Перепускной клапан 44 (фиг.4) регулирует поток через обводную трубу 88, которая соединяет входное и выходное отверстия 90, 92 с нижней и верхней частей пакера 40. Отверстия 90, 92 сообщены свободно с кольцевыми пространствами 94, 96 между обсадной колонной 22 и колонной 24 насосно-компрессорных труб, расположенными выше и ниже пакера 40. Поэтому перепускной регулирующий клапан 44 регулирует обмен флюидом между этими пространствами 94, 96, и этот обмен можно изменять в режиме реального времени с использованием команд, посланных из компьютерной системы 56 и полученных с помощью управляемого пакера 40.
Механическое размещение пакера 40, изображенное на фиг.4, является иллюстративным, и альтернативные варианты осуществления, имеющие другие механические особенности и выполняющие те же самые функции пакера (то есть изоляцию от флюида и герметизацию одной секции обсадной колонны от другой секции обсадной колонны в скважине и, в случае управляемого пакера, регулировку и управление потоком флюида между этими изолированными секциями обсадной колонны), возможны и выполнены в рамках настоящего изобретения. Например, входное и выходное отверстия 90, 92 могут меняться местами для прохождения флюидов из кольцевого пространства 94 выше пакера 40 в пространство 96 ниже пакера. Кроме того, модуль 84 связи и управления и перепускной регулирующий клапан 44 могут быть расположены в верхней части пакера 40 выше скользящей клиновой плашки 28. Управляемый пакер 40 может также содержать датчики (не показаны), электрически подсоединенные к или внутри модуля 84 связи и управления, для измерения давления или температуры в кольцевых пространствах 94, 96 или внутри эксплуатационной колонны 24 насосно-компрессорных труб. Следовательно, данные измерений можно передавать в компьютерную систему 56, расположенную на поверхности 54, с использованием модуля 84 связи и управления и в режиме реального времени в условиях скважины. Кроме того, механизм установки и возвращения в исходное состояние скользящей клиновой плашки пакера может приводиться в действие одним или более двигателями, которые приводятся в действие и управляются с помощью питания и команд, получаемых с помощью модуля 84.
В других возможных вариантах осуществления настоящего изобретения устройство 42 с электропитанием пакера 40 может содержать модем 86, датчик (не показан), микропроцессор (не показан), клапан 44 пакера, модуль нагнетания индикатора (не показан), электрически управляемый газлифтный клапан (например, для управления потоком газа из кольцевого пространства во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны) (не показан), клапан насосно-компрессорной колонны (например, для изменения потока в секции насосно-компрессорной колонны, как в приложении, имеющем многочисленные ответвления или отводы трубы) (не показан), модуль 84 связи и управления, логическую схему (не показана), релейный модем (не показан), другие электронные компоненты, при необходимости (не показаны), или любую их комбинацию.
Кроме того, в других возможных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть многочисленные управляемые пакеры и/или многочисленные индукционные дроссели. В применении, где имеются многочисленные управляемые пакеры или дополнительные известные пакеры, объединенные настоящим изобретением, может потребоваться электрическая изоляция некоторых или всех пакеров для того, чтобы пакер не создавал короткое замыкание между трубопроводной структурой (например, колонна 24 насосно-компрессорных труб) и цепью обратного тока (например, обсадная колонна 22), где нежелательно такое короткое замыкание. Такую электрическую изоляцию пакера можно достигнуть различными способами, очевидными специалистам, включающими в себя (но не ограничивающими) изоляционную оплетку вокруг насосно-компрессорной колонны в местоположении пакера, резиновую или уретановую часть на радиальной протяженности скользящих клиновых плашек пакера, изоляционное покрытие на насосно-компрессорной колонне в местоположении пакера, формирование скользящей клиновой плашки из неэлектропроводных материалов, другие известные средства изоляции или любую их комбинацию. Настоящее изобретение также может применяться и в других типах скважин (отличающихся от нефтяных скважин), таких как водозаборная скважина.
Специалистам ясно, что настоящее изобретение создает пакер, содержащий устройство с электропитанием, а также нефтяную эксплуатационную скважину, включающую такой пакер. Следует понимать, что чертежи и подробное описание приведены здесь в иллюстративных, а не в ограничительных целях, и не предназначены для ограничения изобретения конкретными формами и раскрытыми примерами. Напротив, изобретение включает в себя любые дополнительные модификации, изменения, перестановки, замены, альтернативные варианты, выбор конструкции и варианты осуществления, ясные специалистам, без отклонения от сущности и масштаба настоящего изобретения, определенного в следующей ниже формуле изобретения. Таким образом, подразумевается, что следующая ниже формула изобретения охватывает все такие дополнительные модификации, изменения, перестановки, замены, альтернативы, выбор конструкции и варианты осуществления.
1. Нефтяная скважина, содержащая трубопроводную структуру, имеющую электропроводную часть, проходящую вдоль, по меньшей мере, части трубопроводной структуры, источник тока, изменяющегося во времени, электрически подсоединенный к электропроводной части трубопроводной структуры, цепь обратного тока и пакер, включающий устройство с электропитанием, электрически подсоединенное к напряжению так, что часть тока, изменяющегося во времени, направляется через устройство при подаче тока, изменяющегося во времени, через электропроводную часть трубопроводной структуры.
2. Нефтяная скважина по п.1, в которой устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида между одной стороной пакера и другой стороной пакера при установке пакера в рабочее состояние.
3. Нефтяная скважина по п.1, в которой устройство с электропитанием содержит датчик, адаптированный для измерения физической величины.
4. Нефтяная скважина по п.1, в которой устройство с электропитанием содержит модем, адаптированный для передачи и приема сигналов связи по электропроводной части трубопроводной структуры.
5. Нефтяная скважина по п.1, в которой устройство с электропитанием содержит модуль для нагнетания химических реагентов, адаптированный для управляемого нагнетания вещества в протекающий поток.
6. Нефтяная скважина по п.1, в которой трубопроводная структура содержит эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб скважины.
7. Нефтяная скважина по п.6, в которой устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида между внешней и внутренней частями эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб.
8. Нефтяная скважина по п.6, в которой устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления потоком флюида в эксплуатационной колонне насосно-компрессорных труб.
9. Нефтяная скважина по п.1, в которой трубопроводная структура содержит обсадную колонну скважины.
10. Нефтяная скважина по п.1, в которой цепь обратного тока содержит обсадную колонну скважины.
11. Нефтяная скважина по п.1, в которой цепь обратного тока содержит, по меньшей мере, часть земляного заземления.
12. Нефтяная скважина по п.1, дополнительно содержащая первый и второй индукционные дроссели, каждый из которых расположен вокруг электропроводной части трубопроводной структуры и в местоположении вдоль трубопроводной структуры так, что местоположение электрического соединения для источника тока, изменяющегося во времени, расположено между индукционными дросселями.
13. Нефтяная скважина по п.1, дополнительно содержащая второй пакер.
14. Нефтяная скважина по п.13, в которой второй пакер содержит электрический изолятор для предотвращения электрического подсоединения электропроводной части трубопроводной структуры к цепи обратного тока во втором пакере при его установке в рабочее состояние.
15. Нефтяная скважина по п.13, в которой второй пакер является частью цепи обратного тока.
16. Пакер, предназначенный для использования в нефтяной скважине по п.1, содержащий устройство с электропитанием, адаптированное для приема питания переменным током с поверхности с использованием в качестве проводника, по меньшей мере, одной из насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны, при этом устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением, адаптированный для управления прохождением флюида от одной стороны пакера к другой стороне пакера, и модуль связи и управления, электрически подсоединенный к клапану с электрическим управлением и содержащий модем, адаптированный для приема команд управления, закодированных в сигналах связи, при этом модуль связи и управления адаптирован для декодирования команд управления, принятых с помощью модема, и управления подвижным элементом клапана с использованием команд управления при установке пакера в рабочее состояние.
17. Пакер по п.16, в котором устройство с электропитанием содержит датчик, адаптированный для обнаружения, по меньшей мере, одной физической характеристики окружающей среды и выработки данных, соответствующих физической характеристике, и модем, адаптированный для приема данных от датчика и электрической передачи данных в виде электрического сигнала связи.
18. Способ работы нефтяной скважины, содержащий следующие этапы: размещение пакера, подключенного к электропитанию, в нефтяной скважине; размещение в скважине трубопроводной структуры, содержащей электропроводную часть, проходящую вдоль, по меньшей мере, части трубопроводной структуры; установка в рабочее состояние пакера, содержащего устройство с электропитанием, электрически связанное с электропроводной частью трубопроводной структуры при эксплуатации скважины для добычи нефти; установка в рабочее состояние индукционного дросселя вокруг части электропроводной части трубопроводной структуры; подача тока, изменяющегося во времени, в трубопроводную структуру; направление части тока, изменяющегося во времени, через устройство с электропитанием с использованием индукционного дросселя; добыча нефти с использованием скважины.
19. Способ по п.18, дополнительно содержащий следующие этапы: измерение физической величины с помощью устройства с электропитанием, содержащим датчик, и изменение потока нефти в скважине на основании результатов измерений.
20. Способ по п.18, дополнительно содержащий управление электрическим способом прохождения флюида между секциями скважины с использованием пакера, в котором устройство с электропитанием содержит клапан с электрическим управлением.
